К оглавлению

УДК 550.4:552.578.2

Комплексные геохимические методы распознавания фазово-генетического типа залежи и характера углеводородного флюида (На примере месторождения Карачаганак.)

В. А. ЧАХМАХЧЕВ, Н.А. КРЫЛОВ, Р.А. ТВЕРДОВА, Е.Я. ПОДЕЛЬКО, З. В. ЯКУБСОН, Л. П. ДУХОВА (ИГиРГИ)

Открытие любой газоконденсатной залежи всегда сопряжено с дальнейшим уточнением ее фазово-генетического типа и физико-химических свойств углеводородных флюидов. Сведения о наличии или отсутствии нефтяной оторочки (подушки) обычно составляют принципиально важную часть информации о типе скопления УВ, так как они слагают основу корректного планирования дальнейших работ по доразведке и разработке месторождения. Указанные задачи еще не потеряли актуальность и при освоении месторождения Карачаганак, открытого в 1979 г. и расположенного в северной внутренней, части бортовой зоны Прикаспийской, впадины. Оно приурочено к одному из локальных выступов, осложняющих Троицко-Кобландинский блок фундамента.

По данным поисково-разведочного бурения установлено, что карбонатный резервуар, к которому приурочена залежь УВ, имеет двухэтажное строение. Раннепермская рифовая надстройка (артинский, сакмарский и ассельский ярусы) высотой до 900 м располагается, по-видимому, вследствие предассельского размыва на обширном карбонатном «цоколе», сложенном разновозрастными каменноугольными образованиями. В южной части поднятия нижнепермские осадки залегают на верхних горизонтах визейского яруса, в северной - на нижних горизонтах башкирского яруса.

Залежь УВ в своде контролируется пачкой (100-300 м) сульфатно-галитовых пород филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрытой мощной (до 3,5 км) толщей преимущественно глинистых пород пермо-триаса. Продуктивные отложения представлены светлыми органогенными известняками, очевидно, рифогенной природы.

К настоящему времени практически завершена разведка верхов разреза продуктивной толщи (нижняя пермь). Продуктивная часть каменноугольных отложений изучена пока только на отдельных площадях в интервале глубин 4400-4700 и 4400-5220 м. Она сложена преимущественно известняками, а также доломитами с удовлетворительными коллекторскими свойствами. Пористость в среднем составляет 10-12 %, а проницаемость 0,01 - 0,03 мкм².

По последним оценкам, месторождение классифицируется как комплексное, нефтегазоконденсатное. Газонефтяной контакт (ГНК) условно принят на отметке -5040 м по содержанию газа менее 1000 м³ на 1 т жидких УВ. По результатам опробования и исследования скв. 5, 13-П, 20 выделяется нефтяная оторочка в интервале глубин 5040-5220 м. Высота залежи составляет более 1500 м, ВНК бурением пока не вскрыт и предполагается на отметках -5150-5200 м. Газоконденсатная часть залежи вскрыта в интервале глубин 3700-5040 м.

Настоящие исследования ставились с целью дальнейшего уточнения геохимическими методами характера получаемого на месторождении флюида УВ, а также оценки возможного фазово-генетического типа вскрытой залежи.

Для определения типа углеводородных флюидов было исследовано пять проб жидких УВ. Данные о глубинах отбора, возрасте продуктивных пластов и физико-химических свойствах приведены в табл. 1. Как можно видеть, с увеличением глубины отбора проб и геологического возраста вмещающих пород растет плотность флюида и уменьшается содержание УВ во фракции, выкипающей до 300 °С. Более того, кривые разгонки флюидов, т.е. функциональные зависимости количества выкипаемых жидких УВ от температур 50, 100, 150 °С и т. д. зафиксировали наличие двух характерных пиков: первого - в области низких температур (~120°С), второго - в интервале высоких (~220 °С). Подобный бимодальный ход кривых характерен для флюидов смешанного нефтяного и конденсатного генезиса. Типичные конденсаты имеют один максимум в области сравнительно низких температур. Близки к такому распределению характеристики флюида, получаемого из скв. 2.

Данные газожидкостной хроматографии распределения н-алканов во фракции, выкипающей до 550 °С, указали на наличие во всех флюидах широкого спектра УВ состава С₁₄-С₃₀, практически одинакового концентрационного распределения. Значительное количество н-алканов состава С₂₀-С₃₀ приближает исследуемые флюиды к нефтям и не свидетельствует об их конденсатной природе (рис. 1). Практически всегда типичные газоконденсаты на 80-90 % состоят из смеси легких УВ, полностью выкипающих в интервале распределения соединений состава С₁₅-С₂₀. Они не содержат УВ состава С₂₀-С₃₀ (см. рис. 1).

Нефтяная природа изучаемых флюидов УВ подтверждается также и другими дополнительными критериями. В частности, Г.С. Степановой (1975) для идентификации типа флюида предложено использовать соотношение выходов фракций 100-150 и 150-200 °С: при значении его более 1,3 добытый флюид характеризуется как конденсат, а менее 1,3 - как нефть. Вычисленные нами значения этого критерия по пяти изученным пробам составляют 0,54-0,71.

Таким образом, исследования флюидов показали, что они имеют сложный состав и физико-химические свойства, приближающие их к нефтям. Особенно четко нефтяная природа устанавливается во флюидах, полученных из каменноугольных отложений на глубинах, превышающих 5000 м. Слабее «нефтяное начало» выражено в газоконденсатах из нижнепермских образований. Тем не менее они характеризуются всеми показателями (повышенные содержания смол и асфальтенов, наличие высококипящих УВ состава С₂₀-С₃₀ и т. д.), свойственными углеводородным системам нефтяного типа.

Выявленный нефтяной характер флюида создает существенную основу для однозначного распознавания типа газоконденсатного скопления. Для этого проанализируем особенности углеводородного состава газов месторождения. Как следует из табл. 2, с увеличением глубины продуктивной части резервуара заметно увеличивается жирность газов за счет уменьшения содержания СН₄ и возрастания концентрации пентана и более тяжелых гомолов метана.

При использовании углеводородных газов, как показателей типа залежей, исследователи обычно руководствуются уже известными фактами сравнительно высокого содержания гомологов СН₄ в газах газоконденсатных залежей, подстилаемых нефтяными оторочками. В типично газоконденсатных залежах газы значительно суше, так как в них преобладает метан. Этот факт лежит в основе всех критериев и методов определения типа залежей по составу газов. В частности, в работе [3] была проведена классификация газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей с использованием статистических методов (корреляционный анализ метод главных компонент и т. д.). Как установлено, наиболее четкое деление на группы наблюдается при использовании в качестве признака величины Z=А+В, где A=С₂/С₃ и В=(С₁+C₂+C₃+C₄) / (С₅+высш.). Наши расчеты применительно к газам изучаемого месторождения определили величину Z в интервале 8-14,8 (см. табл. 2), что характерно для нефтегазоконденсатных скоплений. Для газоконденсатов без нефтяной оторочки данный показатель превышает 80. Другой способ, разработанный этими же авторами путем ассоциативного анализа, предусматривает определение главных компонентов Z₁ и Z₂. Определение величины этих параметров для самых сухих и жирных газов месторождения подтверждает нефтегазоконденсатный тип скопления (см. табл. 2). Значения Z₁ и Z₂ более 21 соответствуют чисто газоконденсатным системам.

Присутствие нефтяной оторочки в подошве газоконденсатных залежей влияет и на распределение изо- и н-алканов состава С₄ и С₅. Это проявляется в снижении доли разветвленных изомеров бутана и пентана в составе газов и уменьшении величины соотношений i-С₄/n-С₄, i-С₅/n-С₅. В нашем случае значение первого отношения составляет 0,44-0,60, что по данным [4] позволяет классифицировать залежь как нефтегазоконденсатную (см. табл. 2). В газах чисто газоконденсатных систем этот бутановый показатель достигает 0,9-1,1.

Другой способ диагностики фазовогенетического типа залежей базируется на детальном анализе индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций С₅-C₈ нефтей и конденсатов [5]. Разработка данного метода тесно увязана с научными принципами эволюционности (или стадийности) нефтегазообразования, нашедшими отражение в необратимости процессов формирования состава углеводородных систем и их фазового состояния на разных этапах катагенеза РОВ пород. Геолого-геохимическими исследованиями определены отдельные индивидуальные УВ и их соотношения, однозначно характеризующие эволюционные зоны генерации и размещения (по возрастанию степени метаморфизма РОВ и углеводородных систем) нефтяных, вторичных газоконденсатно-нефтяных и первичных газоконденсатных систем [6]. Состав флюидов последних систем отличается относительно высокими концентрациями легких аренов (бензол, толуол), шестичленных цикланов (циклогексан, метилциклогексан), разветвленных алканов, т. е. термодинамически стабильных углеводородных соединений, обладающих минимальными уровнями свободной энергии.

Анализ бензинов пяти проб флюидов УВ месторождения и последующие расчеты диагностических коэффициентов определили их преобладающие значения, отвечающие типично нефтяным или газоконденсатно-нефтяным системам (табл. 3). Более того, использование статистического графика конденсатного фактора КФ (см³/м³)=f (арены) (фракция н. к. 200 °С) по материалам двух скважин (2-13-П) месторождения четко выявило их размещение в области развития точек, характеризующих нефтегазоконденсатную залежь (рис. 2).

Необходимо отметить, что один из принципов разделения газоконденсатных систем на два типа основан также на данных анализа изменений величины показателя конденсатности по всей высоте залежи. В частности, имеются указания на увеличение КФ от свода скоплений к его контуру, если газоконденсатная залежь контактирует с нефтью [4]. Такая направленность в изменении показателя конденсатности была, например, обнаружена в залежи VII горизонта месторождения Карадаг, где КФ в направлении нефтяной оторочки увеличивается от 145 до 215 см³/м³ [1]. В залежи Карачаганак аналогично происходит возрастание содержания конденсата с глубиной от 400 г/м³ в отложениях нижней перми до 668 г/м³ в карбоновых.

Таким образом, применение комплексных геолого-геохимических методов распознавания указывает на нефтегазоконденсатный характер месторождения Карачаганак. Полученные результаты о типе залежи следует считать предварительными из-за небольшого объема использованного фактического материала и неоднородных условий отбора исследованных проб нефтей и конденсатов.

Анализ полученного материала приводит к некоторым выводам об условиях формирования данного скопления УВ. Очевидно, его образование происходило в два временных этапа. В течение первого - массивный резервуар заполнялся нефтью, а в ходе второго - происходило внедрение сжатых газов в нефтяную залежь и частичное вытеснение жидких УВ из ловушки. В дальнейшем значительные пластовые давления 52-60 МПа и достаточно высокая степень жирности газов (до 22 % гомологов метана способствовали процессам глубокого ретроградного испарения жидких УВ нефти в газовую фазу. Это привело практически к полному растворению всей ширококипящей фракции нефти вплоть до смол и асфальтенов в сжатых газах указанные процессы, очевидно, еще полностью не завершены. Возможность таких явлений неоднократно подтверждалась экспериментальными исследованиями. В частности, для нефтей месторождений Степновское и Кумдаг при отношении жидких и газообразных фаз 1:1 и сравнительно малом содержании гомолов СН₄ (до 8 %) давление до 100 МПа и температура 200 °С оказались критическими, т.е. в газовую фазу перешли все компоненты нефти, включая смолы и асфальтены [2]. Следует отметить, что наличие в составе газов 10-15 % гомологов СН₄ оказывает такое же влияние на растворимость нефти, как повышение давления опыта более чем на 35 МПа, так как тяжелые газообразные УВ значительно снижают критические давления и температуру перехода жидких УВ в газовую фазу.

Из-за предельного насыщения газа жидкими УВ (предполагаемое давление начала конденсации 50-52 МПа) возможно ухудшение характеристик продуктивности в газовой части природного резервуара за счет выпадения конденсата в пласте и, прежде всего, в призабойной зоне скважин. Месторождение в основном представляет ценность как источник жидких УВ (конденсат, нефть). Эксплуатацию его, по-видимому, следует вести только с поддержанием давления путем обратной закачки в пласт осушенного газа.

Выводы

1. Всесторонний анализ особенностей состава пластовых газов и жидких УВ свидетельствует об открытии на площади Карачаганак вторичной газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой.

2. Детальное изучение физико-химических свойств конденсатов залежи определило нефтяной тип жидких УВ, практически полностью растворенных в сжатых газах при сравнительно жестких термобарических условиях в природном резервуаре.

3. Формирование месторождения, очевидно, происходило поэтапно, т. е. вначале образовалось нефтяное скопление, а затем в ходе внедрения в природную ловушку сжатых газов и частичного оттеснения жидких УВ произошла трансформация нефтяной залежи во вторичную газоконденсатнонефтяную.

4. Опыт комплексного применения многих диагностических методов выявил вполне удовлетворительную однозначность результатов по распознаванию типа Карачаганакской залежи и характера содержащегося в ней углеводородного флюида.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М., Недра, 1979.

2. Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С. Общие закономерности поведения газонефтяных систем на больших глубинах.- ДАН СССР, 1963, т. 152, № 3, с. 85-88.

3. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях.- Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 36-40.

4. Методы прогнозирования нефти в газо конденсатных залежах / А.С. Великовский, А.К. Карпов, Я.Д. Саввина, В.В. Юшкин.- В кн.: Разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1972, с. 15-19.

5. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтегазоносности по составу легких углеводородов.- Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 18-26.

6. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983.

Таблица 1 Физико-химические свойства и тип флюидов месторождения Карачаганак

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Возраст пород залежи	Плотность, d4^20	Вязкость мПа-с при 20 °С	Содержание серы, %	Компонентный состав, %			Н. к. °С	Фракционная разгонка по Энглеру, %						Пристан/ фитан
						Асфальтены	Смолы	Масла		50 °С	100 °с	150 °С	200 °С	250 °С	300 °с
2	2777-3797	P1ar+а	0,798	-	2,5	0,98	1,50	97,52	24	4,0	15,8	42,7	68,5	75,2	84,0	-	32,0	0,62 (нефть)
11	4427-4543	P1ar+a	0,803	8,17	1,5	1,00	2,00	97,01	30	1,0	10,4	36,7	54,5	66,8	76,3	0,7	31,0	0,68 (нефть)
19	4870-4965	С	0,804	2,79	1,02	0,83	1,82	97,35	31	1,2	12,9	32,5	45,4	71,0	73,8	0,7	35,0	0,71 (нефть)
20	5113-5122	С	0,836	11,73	0,68	0,56	3,03	96,41	31	0,5	6,9	20,7	33,7	45,3	55,3	0,7	38,0	0,60 (нефть)
13-П	5202-5217	С1	0,843	8,65	1,12	0,87	2,77	96,36	37	2,0	8,8	20,4	37,7	48,1	52,5	0,6	37,0	0,54 (нефть)

Таблица 2 Состав пластового газа и геохимические критерии, характеризующие тип залежи

Номер скважины	Интервал перфорации, м	Компонентный состав пластового газа, %									Z=A + B	Главные компоненты		i-C4Hl0
		СН4	С2н6	С3H8	С4Н10	С4H10	С5+высш	N2	H2S	CO2		Z1	Z2	n-С4Н10
100	3664-3850	74,05	6,00	2,64	0,39	0,87	6,69	0,92	3,11	5,33	14,8	5,5	5,3	0,44
2	4154-4343	73,80	5,40	2,60	0,46	0,91	7,18	0,71	3,66	5,28	13,7	-	-	0,51
11	4427-4543	71,77	6,18	2,82	0,45	0,77	7,23	0,64	3,88	6,23	13,5	-	-	0,54
19	4870-4965	70,71	6,07	3,08	0,39	0,66	8,94	0,56	3,41	6,16	11,1	-	-	0,60
5	5054	67,92	5,45	2,53	0,36	0,69	13,36	0,59	3,36	5,75	8,0	5,3	5,1	0,52

Таблица 3 Диагностические коэффициенты по составу бензинов, определяющие тип залежи

Диагностические соотношения (коэффициенты)	Величина коэффициентов и тип залежи
	газоконденсатная*	Газоконденсатно-нефтяная и нефтяная*	Газоконденсатно-нефтяная (месторождение Карачаганак)
Арены/алканы (С6-С7)	0,6-4,0	0,01-0,1	0,14-0,18
Цикланы/алканы (С5-С8)	0,7-1,9	0,3-0,8	0,3-0,4
Циклогексаны/циклопентаны (С5-С8)	1,7-8,4	0,6-1,6	0,9-1,2
н-Алканы/изоалканы (С5-С8)	0,6-1,0	1,1-2,4	0,7-0,9
Бензол/н-гексан (С6)	1,0-5,0	0,01-0,20	0,1-0,2
Толуол/н-гептан (С7)	1,4-5,0	0,01-0,20	0,5-0,6
Циклогексан/н-гексан (С6)	1,2-7,0	0,1-0,8	0,2-0,3
Метил циклогексан/н-гептан (С7)	2,4-5,0	0,2-1,8	0,5 -0,6
Циклогексан/метилциклопентан (С6)	1,9-4,0	0,1 -1,2	0,7-0,9

* Определения проводились по методике [5].

Рис. 1. Соотношение между числом атомов углерода в молекуле н-алкана и их относительным содержанием.

а - конденсаты: 1 - скв. 35 Оренбургская, 2 - скв. 15 Солончаковая; б - нефти: 3 - скв. 34 Брагуны, 4 - скв. 2 Соляная, 5 - скв. 1 Тенгиз, 6 - скв. 13 Карачаганак

Рис. 2. График соотношения массового содержания ароматических УВ и количества стабильного конденсата в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах (по В.А. Чахмахчеву, 1983).

Области точек, характеризующих залежи: 1 - газоконденсатные, 2 - газоконденсатнонефтяные, 3 - переходные их типы; а -скв. 13-П Карачаганак, б - скв. 2 Карачаганак