К оглавлению

УДК 553.98.001.18(571.1-17)

Происхождение газоконденсатных залежей и прогноз фазового состояния углеводородов на севере Западной Сибири

Н.Н. НЕМЧЕНКО (ВНИГНИ), А.С. РОВЕНСКАЯ (ИГиРГИ)

На севере Западной Сибири установлена зона нефтегазонакопления, охватывающая Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыдановскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Характерная особенность этой зоны – развитие мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) комплекса, с которым связана основная часть газовых и газоконденсатных ресурсов Западной Сибири. Меловой нефтегазоносный комплекс заключен между двумя регионально выдержанными глинистыми толщами: верхнемеловой (туронской) - палеогеновой (500-1500 м) и верхнеюрско-нижнемеловой (валанжинской) (100-300 м). Основные залежи газа приурочены к отложениям сеномана, залегающим непосредственно под региональной верхнемеловой (туронской) - палеогеновой покрышкой. На четырех из 49 выявленных здесь газовых месторождений (Тазовском, Русском, Северо-Комсомольском и Ваньеганском) установлены нефтяные оторочки. Основные газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками залежи расположены в средних и нижних частях комплекса в отложениях апта и неокома под субрегиональными и зональными покрышками. Газоконденсатные залежи выявлены также в ачимовской толще и отложениях юрского комплекса.

Вопросы происхождения и условия формирования газовых и газонефтяных залежей рассмотрены ранее [1, 3, 4]. Многочисленные пласты углей мощностью 1-5 м и углистые включения в отложениях усть-тазовской серии (неоком-сеноман) позволили отнести ее к угленосным формациям. Приуроченность газовых скоплений к угленосным отложениям, особенности состава природных газов, практически лишенных тяжелых УВ, близкие абсолютные значения изотопного состава С метана газовых залежей и болотных газов, масштабы генерации и баланс их распределения привели к выводу о том, что основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях сеномана явилось ОВ гумусового типа, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород усть-тазовской серии. Газовые залежи генетически не связаны с подстилающими их нефтяными оторочками, хотя такое сочетание - сухие газы и тяжелые нафтеновые нефти, лишенные бензиновых фракций, - в природе известно, однако размеры газовых шапок при этом обычно незначительны. Газовые залежи сеномана по размерам несопоставимы с последними и не могли сформироваться за счет легких фракций нефтей: процессы газо- и нефтенакопления в отложениях комплекса проходили самостоятельно.

Происхождение газоконденсатных залежей, выявленных в широком диапазоне от верхнего мела (сеномана) до юры, с различным углеводородным составом и содержанием конденсата изучено недостаточно, между тем оно имеет большое значение для прогнозирования фазового состояния УВ в залежах и достоверности оценки запасов.

Происхождение и условия формирования газоконденсатных залежей рассмотрены В.А. Чахмахчевым [5]. Им выделены два фазово-генетических типа газоконденсатных скоплений. «Первичные» без нефтяных оторочек, характеризуются низким содержанием конденсата, находятся ниже ГЗН, образуются непосредственно из ОВ в зоне наиболее «жесткого» катагенетического преобразования пород. «Вторичные» приурочены к газонефтяным системам, отличаются высоким содержанием конденсата, расположены выше ГЗН и формируются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах. Для диагностики фазово-генетического типа залежей установлены соотношения УВ, характеризующие генетическую зональность по индивидуальному углеводородному составу бензиновых фракций нефтей и конденсатов.

Предлагаемые соотношения и количественные показатели жидких и газообразных УВ в залежах не позволили установить положения газоконденсатных систем мелового комплекса северных районов в Западной Сибири в общем генетическом ряду УВ (т. е. определить их место в схеме генетической вертикальной зональности).

Газоконденсатные залежи мелового комплекса северных районов Западной Сибири залегают в интервале глубин 600-3000 м. В газовых залежах сеномана содержание конденсата составляет 0,03-3 г/м³, в газовых и конденсатных апта - 0,65-80 г/м³, в газоконденсатных неокома - 100-350 г/м³. Газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками (Находнинское, Ямбургское, Уренгойское и др.) установлены в основном лишь в нижней части мелового комплекса (пласты группы Б) в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. При этом газоконденсатные залежи, как правило, характеризуются более высокими концентрациями конденсата (до 350 г/м³) по сравнению с газоконденсатными залежами с нефтяными оторочками (100-105 г/м³). Единичные залежи газоконденсата с нефтяными оторочками выявлены в пределах Ямальской НГО в баррем-альбских отложениях на месторождениях Бованенковском, Нейтинском и Новопортовском. Содержание конденсата здесь составляет 60-80 г/м³. Большое количество конденсата (до 680 г/м³) установлено в залежах ачимовской толщи на Уренгойском месторождении.

В юрском комплексе газоконденсатные залежи известны на Новопортовском, Каменномысском, южном куполе Уренгойского, а также на Северо-Губкинском, Харампурском, Тазовском месторождениях в интервале глубин 2000-5000 м, конденсата здесь 150- 320 г/м³. Нефтегазоконденсатные залежи обнаружены на центральном куполе Уренгойского, а также на Варьеганском и Бованенковском месторождениях.

Изучение индивидуального состава УВ бензиновой фракции конденсатов северных районов Западной Сибири показало, что конденсаты мелового комплекса характеризуются преимущественно нафтеновым составом (Суммарное содержание пяти- и шестичленных нафтенов больше 50 %.) в верхних и средних частях, нафтено-метановым и метано-нафтеновым (Суммарное содержание пяти- и шестичленных нафтенов ~50 %; изо- и н-парафинов ~50 %.) в нижних частях комплекса, преимущественно метановым (Суммарное содержание изо- и н-парафинов больше 50 %.) в ачимовской толще и юрском комплексе.

Образование газоконденсатных залежей тесно связано прежде всего с газовыми системами. Углеводородные газы состоят в основном из метана и газо- (С₂-С₄) и парообразных (С₅- С₈) гомологов. Кроме гомологов метана в углеводородном газе содержатся непредельные газо- и парообразные ароматические (С₆-С₈) УВ, но в значительно меньших концентрациях. Гомологи метана, начиная с С₄, при достаточно низкой температуре и повышении давления конденсируются, превращаясь в жидкость. Аналогичные процессы протекают с непредельными газо- и парообразными ароматическими УВ.

Углеводородные газы образуются в процессе изменения ОВ от буроугольной до антрацитовой стадии. Поэтому и газоконденсатные системы, тесно связанные с газовыми, могут быть встречены в широком диапазоне глубин. Это позволяет полагать, что «первичные» газоконденсатные системы на севере Западной Сибири могут быть встречены в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.

Меловой комплекс, представленный угленосной формацией, характеризуется высокой газогенерирующей способностью. Суммарное содержание угольного вещества в отложениях комплекса оценивается в 15,5*10¹² т, из них 6,9*10¹² т находятся на буроугольной стадии, 8,6*10¹² т - на длиннопламенной, газовой и жирной.

Угольное вещество даже на буроугольной стадии катагенеза генерирует (хотя и в крайне незначительном количестве) гомологи метана. В больших концентрациях они отмечены на длиннопламенной, газовой и жирной стадиях катагенеза. Кроме гомологов метана из угольного вещества образуются жидкие УВ.

Как показывают расчеты [2], коэффициент аккумуляции для газа в месторождениях Западной Сибири составляет 0,15, что свидетельствует о высоком газовом потенциале, играющем определяющую роль при формировании газоконденсатных залежей. Следовательно, «первичные» конденсаты (не связанные с нефтью) могли образоваться в отложениях мелового комплекса на стадиях МК₁ - МК₃.

На схеме вертикальной зональности УВ севера Западной Сибири выделяется низкотемпературная зона генерации первичных конденсатов нафтенового состава, генетически связанная с угленосной формацией усть-тазовской серии. Количество нафтеновых конденсатов, содержащихся в отложениях мелового комплекса, значительно, и трудно полагать, что они могли сформироваться за счет легких фракций нафтеновых нефтей, характеризующихся низкими концентрациями последних. Количество «вторичного» конденсата, которое могло образоваться из бензиновых фракций нафтеновых нефтей сеноманского и аптского продуктивных горизонтов, крайне невелико, т. е. нафтеновые конденсаты мелового комплекса «первичные» и связаны с ОВ гумусового типа, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород комплекса.

Таким образом, в северных районах Западной Сибири в верхней части мелового комплекса (танопчинская свита и ее аналоги) развиты «первичные» нафтеновые газоконденсаты, образовавшиеся на буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа и связанные с крупной зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации усть-тазовской серии.

Формирование верхней (низкотемпературной) зоны генерации «первичных» конденсатов на севере Западной Сибири не является исключением. Такие зоны могли образоваться и на других молодых плитах. На древних плитах верхняя газоконденсатная зона, как правило, не выделяется, что, по-видимому, связано с отсутствием условий для ее формирования и особенно сохранения.

Принципиальная схема вертикальной генетической зональности нефтегазообразования, предложенная ранее [5], не универсальна, а является лишь частным случаем ее проявления в пределах древних платформ при условии развития здесь генерирующей толщи преимущественно морского генезиса (с ОВ сапропелевого типа).

С целью прогноза фазового состояния УВ нами детально изучен индивидуальный состав УВ бензиновых фракций нефтей и конденсатов, содержащих УВ (С₅-С₈), проанализировано более 1000 проб из залежей юрских и меловых продуктивных пластов. При этом нами предложены соотношения УВ, максимально приближающиеся к генетическим. Так как УВ изменяются в процессе миграции и миграционная способность тяжелых и легких УВ различна и определяется их энергетическим уровнем, подобраны соотношения таких УВ, изменения концентраций которых в процессе миграции происходит одинаково. Соотношения их концентраций практически не меняются, т. е. отношения УВ стоят рядом или близко в гомологическом ряду либо изомеры УВ имеют один и тот же молекулярный вес. Эти соотношения исключают влияние условий отбора (депрессию, пластовое давление, температуру).

Анализ соотношений УВ позволил выделить наиболее информативные из них и разделить их по фазовому состоянию и химическому составу. Такими углеводородными соотношениями явились 2-метилгептан (2-МГп)/3-метилгептан (3-МГп), н-алканы/изо-алканы, циклогексан/метил циклогексан, циклогексан/циклопентан.

Как видно на рис. 1, соотношения УВ группы алканов (парафиновые УВ), отвечающие метановым нефтям нефтяных залежей, группируются в области максимальных значений, а соотношения УВ, соответствующие нафтеновым конденсатам газоконденсатных залежей, - минимальных. Между ними выделяется поле переходных значений, характеризующих нафтено-метановые и метано-нафтеновые газоконденсаты и нефти. Обратная закономерность отмечается для соотношений УВ группы цикланов (нафтеновые): метановые нефти нефтяных залежей группируются в области минимальных значений, нафтеновые конденсаты газоконденсатных залежей - максимальных. Поле переходных значений также относится к нафтено-метановым и метано-нафтеновым газоконденсатам и нефтям. Отмеченные закономерности в изменении показателей УВ обусловлены генетическими особенностями дифференциации состава УВ, т. е. отражают генетическую вертикальную зональность - область максимальных значений соотношений УВ группы алканов соответствует метановым нефтям ГЗН, область минимальных значений - зоне генерации «первичных» газоконденсатов нафтенового состава, поле переходных значений - «переходной» или газоконденсатно-нефтяной зоне, которая выделяется ниже зоны генерации «первичных» газоконденсатов нафтенового состава, но выше ГЗН. Геохимические показатели генетической зональности углеводородных систем севера Западной Сибири приведены в таблице. На основании установленных генетических соотношений УВ проведено районирование территории по фазовому состоянию УВ. На схеме распределения фазового состояния УВ мелового комплекса (рис. 2) по данным анализа 400 проб нефтей и конденсатов выделяются три зоны: газоконденсатная, газоконденсатно-нефтяная («переходная»), нефтяная.

Первая - газоконденсатная (значения диагностического коэффициента 2-МГп/3-МГп<1,3) развита в пределах Ямальской и Гыданской НГО. Зона характеризуется преимущественно нафтеновым составом УВ. Вторая зона - «переходная» (1,6<2-МГп/3-МГп>1,3) отмечается в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, причем в первой из них она проходит узкой полосой и широко раскрывается во второй. Зона характеризуется нафтено-метановым, метано-нафтеновым составом УВ. Третья зона - нефтяная (2-МГп/3-МГп>1,6) охватывает Среднеобскую, Фроловскую, Каймысовскую, Васюганскую и южную часть Надым-Пурской НГО. Северная граница зоны проходит южнее Губкинского и Западно-Туркосалинского месторождений. Зона имеет преимущественно метановый состав УВ.

Таким образом, территория севера Западной Сибири является перспективной для поисков газоконденсатных залежей и газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Выделяемая «переходная» зона преимущественного развития газоконденсатно-нефтяных залежей характеризуется закономерным соотношением нефтяных и газоконденсатных залежей. На юге здесь преобладают нефтяные залежи, на севере - газоконденсатные.

Рассмотренная вертикальная и региональная зональность распределения фазового состояния УВ позволяет прогнозировать фазовое состояние, количественную и качественную характеристики скоплений УВ в юрском нефтегазоносном комплексе на севере Западной Сибири.

В юрских отложениях следует ожидать развитие газоконденсатных залежей преимущественно метанового состава с высоким содержанием конденсата, о чем свидетельствует наблюдаемая тенденция увеличения концентрации конденсата до 600 г/м³ на глубине 5000 м на Уренгойском месторождении. В пределах Пур-Тазовского месторождения возможны преимущественно нефтяные залежи метанового состава с высоким газовым фактором.

Таким образом, выполненное исследование позволяет рассматривать северные районы Западной Сибири как перспективные для поисков залежей жидких УВ, причем резервом прироста запасов жидких УВ является зона газонакопления, развитая в пределах северной части Западно-Сибирской провинции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Изотопный состав газов севера Западно-Сибирской низменности в связи с вопросами их генезиса / В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская и др.- Докл. АН СССР, сер. Геол., т. 190, № 3, 1970, с. 634-636.

2. Немченко Н.Н., Крамаренко Г.А. Формирование залежей УВ мелового комплекса севера Западной Сибири.- Советская геология, 1985, № 12, с. 17-23.

3. О происхождении природного газа месторождений севера Западно-Сибирской низменности / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко и др.- Геология нефти и газа, 1970, № 4, с. 20-26.

4. Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко, Н.X. Кулахметов и др.- Докл. АН СССР,сер. Геол., т. 206, № 3, 1972, с. 713-715.

5. Чахмахчев В.А. Геохимия процессов миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983.

Таблица Геохимические показатели генетической зональности углеводородных систем севера Западной Сибири

Зоны нефтегазообразования	Типы залежей	Содержание конденсата, г/м^3	Углеводородный состав бензиновой фракции	Месторождения, глубина залегания продуктивных пластов, м	Бензиновая фракция
					Углеводородный состав, %			Углеводородные соотношения
					Sизо- и н-парафиновый	Sнафтенов	S ароматических	н-алканы	2М-гептан	циклогексан	циклогексан
								изоалканы	3М-гептан	циклопентан	метилциклогексан
Газовая (апт-альб-сеноман)	Газовые	0,03-3	Нафтеновый	Бованенковское,	18,08	79,98	1,94	0,24	0,45	2,27	2,74
				1150-1160, ХМ1
				1293-1300, ТП0	18,35	79,83	1,82	0,187	0,28	0,41	2,188
				1470-1475, ТП5	14,46	82,69	2,65	0,09	0,23	1,93	3,60
				Харасавейское,	22,46	77,49	0,05	0,01	0,06	3,76	7,85
				1535-1540, ТП1-2
				1502-1512, ТП1-2	23,98	75,80	0,02	0,05	0,14	3,816	4,493
Газоконденсатная (готерив-апт)	Газоконденсатные «первичные»	10-80	Нафтеновый	Южно-Крузенштерновское 1680-1690, ТП10	23,75	71,2	5,03	0,02	0,07	5,72	2,03
				Северо-Тамбейское, 1870-1875, ТП2	28,40	71,52	0,08	0,16	0,07	2,89	4,80
				Геофизическое, 2548-2562, ТП24	28,69	70,02	1,29	0,491	0,81	3,193	1,687
				Утреннее, ТП18 2537-2544,	38,58	60,32	1,10	0,57	1,02	3,65	2,21
				Ван-Еганское, 1753-1755, ТП18	21,34	78,46	0,20	0,14	0,27	3,13	2,87
Газоконденсатнонефтяная - «переходная» от газоконденсатной к нефтяной (валанжин - готерив)	Газоконденсатные «первичные», газоконденсатные с нефтяными оторочками, нефтяные	100-350	Нафтено-метановый и метано-нафтеновый	Самбурское, 3350-3361, БУ16	37,01	57,98	5,01	1,24	0,18	3,34	2,37
				Ямбургское, 2565-2579, БУ1	45,72	53,34	0,94	1,30	1,24	2,837	1,66
				Ямбургское, 2882-2892, БУ8	44,21	51,24	4,55	1,26	0,37	2,82	1,19
				Харампурское, 2968-2974, БУ8	44,78	51,03	4,19	1,32	1,25	3,35	1,10
				Новопортовское, 1903-2001, НП9-10	39,42	53,69	6,89	1,57	1,31	3,21	1,55
				Новопортовское, 1995-2001, НП9-10	51,18	42,44	6,38	1,01	1,12	1,99	1,24
				2052-2060, НП10-11	57,10	36,83	6,07	2,17	1,39	2,17	1,37
				Тамбейское, 2630-2637, БУ12	44,52	49,84	5,64	1,58	1,32	4,38	2,66
				Среднеямальское, 2315-2318, БЯ12	43,77	49,61	6,26	1,57	1,33	4,31	2,59
				Северо-Уренгойское, 2080-2971, БУ8	53,39	44,45	2,16	1,09	1,31	2,17	1,23
				Комсомольское, 2525-2528, БП11	53,49	43,89	2,61	1,12	1,51	1,91	1,78
				Уренгойское,	48,95	50,09	0,96	1,32	1,38	1,87	1,57
				3976-3983, БУ12
				3950-3983, БУ12	50,26	47,06	2,77	1,21	1,41	2,01	1,63
				4504-4520, БУ16	41,67	49,35	9,98	1,09	1,33	1,93	1,70
				Береговое, 3660-3860, Ю2	58,30	39,68	1,89	1,25	1,35	3,58	2,19
				Тазовское, 3896-3881, Ю2	48,03	51,66	0,31	1,13	1,61	4,7	4,7
Нефтяная (юра, валан-жин, готерив)	Нефтяные		Метановый	Тарасовское,	53,85	44,37	1,78	1,30	1,62	1,19	0,98
				2636-2650, БП11
				2926-2932, БП11	56,08	39,96	3,96	1,449	1,66	1,185	0,970
				Губкинское, 2889-2903, Ю1	49,79	45,10	5,11	1,24	1,64	1,83	1,21
	Газоконденсатные («вторичные»)			Русско-Реченское 2885-2964, БТ14-15	61,57	38,05	0,18	1,31	1,75	0,81	0,67
				Ван-Еганское, 2634-2643. Ю2	62,08	36,27	1,68	1,46	1,88	0,76	0,51
				Варьеганское,	67,49	31,43	1,08	1,23	1,78	0,70	0,60
				2038-2048, БВ10
				2006-2015, БВ8	75,68	23,53	0,79	1,42	1,81	0,77	0,21

Рис. 1. График углеводородных соотношений 2-МГп/3-МГп= f (н-алканы/изоалканы) для нефтей и конденсатов мезозойских отложений Западной Сибири.

Газоконденсаты: 1 - метановые, 2 - нафтеновые; газоконденсаты и нефти газоконденсатно-нефтяных залежей: 3 - метано-нафтеновые, 4 - нафтено-метановые, 5 - метановые нефти

Рис. 2. Схема распределения фазового состояния УВ по составу бензиновых фракций нефтей и конденсатов мелового комплекса Западной Сибири.

Залежи: 1 - нефтяные, 2 - газоконденсатные, 3 - газоконденсатно-нефтяные; зоны фазового состояния УВ с различным углеводородным составом бензиновой фракции: 4 - нефтяная (преимущественно метановая), 5 - газоконденсатно-нефтяная (в основном метано-нафтеновая и нафтено-метановая), 6 - газоконденсатная (главным образом нафтеновая); 7 - границы зон фазового состояния УВ 2-МГп/3-МГп, 8 - граница полной глинизации резервуаров и отдельных песчаных пластов неокома; 9 - граница отсутствия нижнеаптской покрышки; 10 - граница палеозойского обрамления Западно-Сибирской плиты; 11 - структуры первого и второго порядков, 12 - линии равных значений отражательной способности витринита () и палеотемпературы (°С) в отложениях: а - нижнего апта и баррема, б - валанжина