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/м3 |
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