УДК 553.98(571.53)

Генетические типы газоконденсатов и нефтей юга Сибирской платформы

Е.И. СОРОКОВА, Л.Н. ФОМИЧЕВА, Ю.В. САМСОНОВ, А.А. БОБЫЛЕВА (МИНГ)

В южной части Сибирской платформы установлены нефтяные, газовые и газоконденсатные скопления, приуроченные к рифей-вендским и нижнекембрийским отложениям. При анализе современного распределения УВ по глубине и термобарическим параметрам выделяются четыре зоны нефтегазонакопления: I - газовая (до 1300 м), II - нефтегазовая с возможными скоплениями газоконденсата (1300-2300 м), III - нефтегазоконденсатная (2300-2800 м), IV - газоконденсатная с возможными скоплениями нефти (2800-3300 м и более). Этим зонам соответствуют определенные интервалы пластовых температур и давлений. Максимальные температуры более 60 °С, минимальные 15 °С, а в области вечной мерзлоты они опускаются до 5 °С. Пластовые давления в зависимости от палеотектонического развития геоструктурного элемента, к которому приурочена та или иная зона, либо соответствуют гидростатическим, либо несколько ниже их.

Обращает внимание то, что газоконденсатные скопления присутствуют во всех выделенных зонах, за исключением I, а нефтяные зафиксированы в зонах II, III. В связи с этим проблема раздельного прогнозирования указанных скоплений в недрах может быть решена только при исследовании генерационной фазовой зональности УВ. Современное фазовое состояние УВ в залежах - результат длительного развития фазовой зональности в процессе истории геологического развития региона, начиная с момента генерации и миграции УВ до их аккумуляции и сохранности в ловушках.

История развития процессов генерации и аккумуляции УВ в изучаемых нефтегазоносных комплексах была восстановлена с помощью метода количественного раздельного прогнозирования нефте- и газоносности [5]. При этом основными критериями фазовой зональности образования и размещения скоплений УВ в условиях нормальных пластовых давлений являются палеотемпературы и геологическое время их нарастания (рисунок).

Для оценки максимальных палеоглубин погружения использовали значения отражательной способности катабитуминита [1], а также палеоглубины, определенные по уплотнению глин [3].

Реконструкция палеотемператур осуществлялась по методике Ю.А. Висковского [4] с использованием типовых кривых, характеризующих связь температуры поверхности фундамента с глубиной его залегания, возрастом консолидации и временем последнего интенсивного прогибания.

Анализ генерационной фазовой зональности УВ позволил установить, что до палеоглубин 2,5 км при палеотемпературах, не превышающих 65 °С могли генерироваться исключительно газовые УВ. В современной схеме нефтегазонакопления этой генерационной зоне соответствует зона I. В интервале палеоглубин 2,5-4,2 км и более находится зона прогрессивного развития процессов образования жидкой фазы, палеотемпературные пороги которой составляют 65-110°С и более (зоны нефтегазонакопления II-IV). Время воздействия нарастающих палеотемператур на ОВ составляет 30-50 млн. лет. В соответствии с методикой количественного раздельного прогнозирования нефте- и газоносности [5] подобные геохронотермические условия характерны для нефтеобразования. Причем верхний предел определяет начало генерации нефти, а нижний - генерацию нефти и газа примерно в равных количествах.

Однако в зонах II-IV наряду с нефтегазовыми, нефтяными и газовыми скоплениями наблюдаются газоконденсатнонефтяные и газоконденсатные. В природе существуют первичные и вторичные газоконденсаты. Первичные являются самостоятельным продуктом преобразования ОВ. Для них характерны высокие температуры и нормальные пластовые давления или незначительно их превышающие. Вторичные газоконденсаты образуются в газонефтяных залежах благодаря растворению либо испарению нефти [2].

По данным А.Ю. Намиота [6], при достаточно высоких давлениях увеличивается роль межмолекулярного взаимодействия в сжатом газе. Поэтому свойства газа начинают приближаться к свойствам жидкости. А так как жидкие УВ хорошо растворимы друг в друге, то при высоких давлениях резко возрастает растворимость жидкости в сжатом газе. При низких давлениях происходит прямое испарение жидкости в газ.

Эти явления позволяют предполагать, что вторичные газоконденсаты бывают двух типов. Первый тип - вторичные газоконденсаты - образуется при относительно низких температурах и аномально высоких пластовых давлениях. В таких условиях газ находится в сжатом состоянии. Второй тип - вторичные газоконденсаты - образуется при низких гидростатических давлениях или аномально низких (ниже гидростатических) пластовых давлениях и невысоких температурах.

Газоконденсатные скопления юга Сибирской платформы относятся ко второму типу. Образовались они из первичных нефтегазовых залежей в результате прямого испарения нефти в газ благодаря последовательному падению пластовых давлений с конца ордовика до новейшего времени.

Формирование нефтегазоконденсатных и газоконденсатных зон происходило стадийно в два этапа. На первом этапе нефтегазоматеринские толщи венда и нижнего кембрия интенсивно и устойчиво погружались до конца позднего ордовика или раннего силура на глубину примерно 4-4,5 км, где они максимально были прогреты до 80-110 °С. На указанном рубеже рост температур прекратился. В это время, по-видимому, происходила генерация газонефтяных УВ и аккумуляция их в залежах, количество жидкой фазы в которых увеличивается с глубиной по мере роста палеотемператур и времени их воздействия на ОВ.

На втором этапе (силур - неоген) Непско-Чонский мегасвод и Ангаро-Ленская моноклиналь испытывают подъем, который приводит к значительному падению пластовых давлений и снижению температур. Образовавшаяся в антропогеновый период геокриозона способствовала дальнейшему снижению давлений и температур. Эти явления послужили причиной прямого испарения нефти в газ и образования вторичных газоконденсатов. В зоне максимальных концентраций жидкой фазы формируются нефтегазоконденсатные скопления (зона III), выше и ниже по разрезу - газоконденсатные (зоны II, IV).

Возможность прямого испарения нефти в газ подтверждается исключительно легким фракционным составом описываемого типа конденсатов. Плотность их колеблется в пределах 0,705-0,730 г/см³. До 200 °С выкипает 60-90 % газоконденсатов. Практически полностью они выкипают до 350 °С. Особенности группового состава фракции газоконденсатов н. к.- 150 °С, заключающиеся в высоком содержании (76-82 %) метановых УВ и отсутствии ароматических структур, также могут служить подтверждением возможности их образования путем испарения легких фракций нефтей в газ. На вторичный характер газоконденсатов указывает прежде всего низкое (1,01 -1,71) соотношение циклогексановых и циклопентановых УВ и высокие соотношения (0,41-0,71) изопреноидов и н-алканов, что характерно для нефтей.

Детальное изучение индивидуального состава газоконденсатов юга Сибирской платформы позволяет дифференцировать их на три группы, которые отличаются геохимическими показателями. Разнообразие геохимических групп газоконденсатов находится в прямой связи с тектоническим развитием региона, термобарическими, палео- и современными условиями их образования.

Первая группа газоконденсатов приурочена к нефтегазовой зоне (II) и размещается на северо-восточном склоне Непско-Чонского мегасвода (Верхневилючанское, Среднеботуобинское месторождения и др.). Это область геокриозоны, характеризующаяся аномально низкими пластовыми температурами (5-12 °С) и давлениями (коэффициенты аномальности пластовых давлений составляют 0,75-0,97).

Палеотемпературы не превышали 80-82 °С, а нарастание их от 60 °С до максимума длилось не более 30 млн. лет (см. рисунок), что могло обеспечить генерацию незначительного количества нефти [2, 5].

Газоконденсаты II зоны имеют самый легкий фракционный состав. При атмосферной дистилляции не удалось получить фракцию, выкипающую выше 150 °С. Это находит свое отражение как в групповом, так и в индивидуальном составе УВ. В газоконденсатах этой группы отсутствуют изопреноидные УВ, поскольку они обычно концентрируются во фракции 150-350 °С. В групповом составе фракции н. К.- 150 °С отсутствуют ароматические УВ, при этом метановые составляют 80- 82 %, нафтеновые 18-20 %. Для газоконденсатов этой группы характерно очень высокое соотношение н-алканов и изоалканов (1,21 -1,25) и практически равное содержание циклогексановых и циклопентановых УВ (таблица).

Нефти этой зоны на 14-21 % выкипают до 200 °С. В групповом составе фракции н. к.- 150 °С также преобладают метановые УВ (67-74 %), нафтеновые составляют 19-22 %, а ароматические 5-13 %. Содержание ароматических УВ во фракции н. к.-200 °С несколько увеличивается и достигает 9-14 %. Коэффициент этилбензол/2 ксилолов принимает высокое значение (0,19). Среди метановых доля нормальных в 1,16-1,56 раза больше, чем изоструктур. Велико содержание н-алканов во фракции 150-350 °С. В большинстве случаев оно достигает 10-15 %, возрастая иногда до 29 %. Содержание изопреноидных УВ в основном колеблется от 4 до 6 %. Соотношение изопреноидов и н-алканов варьирует в пределах 0,41-0,46. Количество пристана несколько меньше фитана, соотношение их составляет 0,8-0,88 и лишь в одном случае равно 1,01. Близкий групповой состав и значения основных геохимических показателей еще раз подтверждают генетическую общность газоконденсатов и нефтей данной зоны.

Вторая группа газоконденсатов связана с нефтегазоконденсатной зоной III и установлена на южном склоне Непско-Чонского мегасвода (месторождения Аянское, Ярактинское и др.).

Палеотектонический режим региона способствовал нарастанию максимальных палеотемператур в отложениях венда и нижнего кембрия на глубине 3-4 км до 80-90 °С в течение 40 млн. лет, что отвечает геохронотермическим параметрам газонефтяной генерационной зоны (см. рисунок, б).

Последующие с конца позднего силура воздымания территории, амплитуда которых, по-видимому, составляла 1-1,5 км, привели к охлаждению недр и снижению палеотемператур на 35- 45 °С, чему в значительной мере способствовала образовавшаяся в антропогеновый период геокриозона, а также к падению пластовых давлений на 10- 15 МПа. Современные температуры составляют 35-40 °С, пластовые давления ниже гидростатических, коэффициент аномальности 0,95.

Возникшие термобарические условия способствовали образованию вторичных газоконденсатов III зоны (вторая группа). По геохимической характеристике они близки к газоконденсатам II зоны, но имеют и некоторые отличия. Прежде всего наблюдается утяжеление фракционного состава, до 200 °С выкипает 55-79 % газоконденсатов. Групповой состав аналогичен газоконденсатам II зоны: метановые УВ составляют 79-83 %, нафтеновые 17-21 %, ароматические отсутствуют. Резкое отличие от газоконденсатов первой группы сказывается на составе метановых УВ: н-алканов значительно меньше, чем изоалканов, соотношение их составляет 0,61-0,64. Невелико содержание н-алканов (4,9-9 %) во фракции 150-350 °С, количество изопреноидов 2,11 - 3,8 %. Соотношение изопреноидов и н-алканов равно 0,41-0,46, пристана в 1,22-1,62 раза больше, чем фитана. Среди нафтеновых УВ по сравнению с газоконденсатами зоны II несколько увеличивается доля циклогексановых структур. Их содержание по отношению к циклопентановым возрастает в 1,5-1,6 раза. Увеличивается и соотношение циклогексана и метилциклопентана до 1,18-1,88 (см. таблицу).

Нефти этой зоны значительно тяжелее газоконденсатов и в среднем на 16- 37 % выкипают до 200 °С. В групповом составе фракции н. к.- 150 °С, так же как и в газоконденсатах, преобладают метановые УВ (67-73 %), нафтеновые составляют 18-27 %, ароматические - 4-9 %. Количество ароматики во фракции н. к.- 200 °С достигает 7-10 %. Величина коэффициента генетического родства этилбензол/S ксилолов снизилась до 0,1 -0,11. Как и в газоконденсатах, в нефтях среди метановых УВ уменьшается доля нормальных структур и соотношение S н-алканов/Sизоалканов равно 0,7-1. По сравнению с нефтями II зоны среди нафтеновых возрастает количество циклогексановых УВ, а показатель S циклогексановых/ Sциклопентановых колеблется в пределах 1,21-2,19. Уменьшилось содержание н-алканов во фракции 150-350 °С и соответственно увеличилось соотношение S изопреноидов/S н-алканов (0,50-0,54). Возросло количество пристани, коэффициент пристан/фитан составляет 0,99-1,33. Геохимические показатели свидетельствуют о генетической общности газоконденсатов и нефтей III зоны.

Третья группа газоконденсатов приурочена к газоконденсатной зоне (IV) и развита в пределах Ангаро-Ленской моноклинали (месторождения Атовское, Шамановское). Здесь палеотемпературы в нефтематеринских свитах венда и нижнего кембрия достигли своего максимума (100-110°С) на глубине 5 км при длительности их нарастания 40-50 млн. лет (см. рис. 1), что также характерно для образования нефтяных и газовых УВ с преобладанием последних.

На втором этапе развития Ангаро-Ленская моноклиналь по сравнению с Непско-Чонским мегасводом испытывает более активное воздымание, амплитуда подъема, по-видимому, составляла не менее 1,5-2 км. Благодаря этому пластовые давления в продуктивном комплексе (венд-нижнекембрийский) снизились на 15-20 МПа, а палеотемпературы - на 55-65 °С. Современные температуры не превышают 45 °С. Столь резкие изменения термобарических условий в данной зоне, вероятно, привели к более усиленным испарениям нефти в газ, чем в нефтегазоконденсатной зоне (III), что и способствовало образованию преимущественно газоконденсатных скоплений.

Для газоконденсатов этой зоны, как и для предыдущих зон, характерен легкий фракционный состав: 84-90 % УВ выкипает до 200 °С. В групповом составе фракции н. к.- 150 °С содержится 76-82 % метановых УВ, 18- 22 % нафтеновых, появляются ароматические - 2 % (месторождение Шамановское) . Ароматические УВ во фракции н. к.- 200 °С также не превышают 2 %. Коэффициент этилбензол/S ксилолов равен 0,09.

В газоконденсатах этой зоны в группе метановых УВ еще более резко уменьшается доля н-алканов и возрастает количество изоструктур, соотношение их падает до 0,43-0,52. Во фракции 150-350 °С увеличивается концентрация изопреноидных УВ, а показатель S изопреноидов/S н-алканов повышается до 8,45. Пристана в 2 раза больше, чем фитана. В группе нафтеновых четко прослеживается тенденция к увеличению содержания циклогексановых УВ от зоны II к IV. Для газоконденсатов последней соотношение S циклогексановых/S циклопентановых возрастает до 1,71.

Таким образом, в пределах юга Сибирской платформы выделяются вторичные газоконденсаты второго типа, основными показателями скоплений которых являются аномально низкие пластовые давления и температуры.

По геохимическим параметрам вторичные газоконденсаты подразделяются на три группы. Первая приурочена к аккумуляционной нефтегазовой зоне (II) и распространена в пределах северо-восточного склона Непско-Чонского мегасвода. Вторая связана с нефтегазоконденсатной зоной (III) и тяготеет к южному склону мегасвода. Третья группа ассоциирует с газоконденсатной зоной (IV) и развита в пределах Ангаро-Ленской моноклинали.

Нефти приурочены к нефтегазовой (II) и нефтегазоконденсатной (III) зонам.

Газоконденсаты и нефти соответствующих зон характеризуются близкими групповым составом и значениями основных геохимических показателей, что подтверждает их генетическую общность.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аммосов И.И., Бабашкин Б.Г., Шаркова Л.С. Битуминит нижнекембрийских отложений Иркутской нефтегазоносной области.- В кн.: Палеотемпературы зон нефтеобразования. М., 1975, с 25-60.

2. Закономерности распространения углеводородных скоплений Восточной Туркмении / В.И. Ермолкин, Е.И. Сорокова, А.С. Филин, А.А. Бобылева. Обзор. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1984.

3. Изучение условий формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей Сибирской платформы с целью обоснования раздельного прогнозирования нефти и газа / В.В. Забалуев, Б.М. Фролов, В.И. Киркинская и др.). Л., ВНИГРИ, 1978.

4. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, В.А. Нихоленко и др. М., Недра, 1984.

5. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М., ВНИГНИ, 1983.

6. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М., Недра, 1976.

Таблица

Показатели	Газоконденсаты вторичные			Нефти
	Зона			Зона
	II	III	IV	II	III
Палеотемпература, °С	80-82	80-90	100-110	80-82	80-90
Геологическое время, млн. лет	30	40	40-50	30	40
Современная температура, °С	5-12	37-40	45	5-12	37-40
Коэффициент аномальности пластового давления	0,75-0,97	0,95	1,0	0,75-0,97	0,95
Плотность, г/см³		0,705-0,766	0,710-0,730	0,825-0,935	0,835
Фракционный состав
н. к.- 125°С	65-70	10-52	47-67	7-11	6-16
н. к.- 150°С	80-82	19-62	59-78	8-15	10-20
н. к. - 200 °С	-	55-79	84-90	14-21	16-37
150-350 °С	-	30-77	38	26-33	27-35
Групповой состав (фракция н. к. - 150 °С)
Метановые	80-82	79-83	76-82	67-74	67-73
Нафтеновые	18-20	17-21	18-22	19-22	18-27
Ароматические	0,00	0,00	0,00-2	6-13	4-9
Содержание ароматических УВ во фракции н. к. - 200 °С, %			2,25	9-14	7-10
S н -алканов/ S изоалканов	1,21 - 1,25	0,61-0,64	0,43-0,52	1,06-1,54	0,7-1,0
S циклогексановых/ S циклопентановых	1,01 - 1,17	1,50-1,62	1,71	0,94-1,49	1,21-2,19
Циклогексан/ Метилциклопентан	0,70-1,12	1,18-1,88	1,39-3,42	0,82-1,27	1,33-1,68
Этилбензол/ S ксилолов	-	-	0,09	0,19	0,1-0,11
S изопреноидов/ S н-алканов	-	0,41- 0,46	0,71	0,41-0,46	0,53-0,54
Пристан/ фитан	-	1,22-1,62	2,14	0,80-1,01	1,13-1,33
Содержание изопреноидов во фракции 160-350° С, %	-	2-4	8	4-6	3-4

Рисунок График изменения во времени палеотектоннческих и геотермических условий венд-кембрийских отложений северо-восточного (а), южного (б) склонов Непско-Чонского мегасвода и южной части Ангаро-Ленской моноклинали (в).

Линии палеоглубин: 1 - достоверные, 2 - предполагаемые; 3 - линии изотерм, °С, 4 - фундамент; залежи: 5 - газоконденсатные, 6 - газоконденсатные с нефтяной оторочкой