|
УДК 553.982.2.061.15(470.56) |
Генезис газов и нефтей Зайкинского месторождения
С.П. ЛЕВШУНОВА, А.В. ОВЧАРЕНКО (ВНИГНИ), Л.М. ЗОРЬКИН (ВНИИгеоинформсистем)
Перспективы нефтегазоносности некоторых территорий юго-востока Русской платформы (например. Оренбургская область) ряд исследователей связывает со среднедевонскими терригенно-карбонатными отложениями [2]. Первооткрывательницей этой зоны нефтегазонакопления, приуроченной к среднедевонскому карбонатному массиву, явилась скв. 555 Зайкинская.
С целью дальнейшего уточнения перспектив нефтегазоносности региона нами проведена комплексная интерпретация имеющихся по Зайкинскому месторождению геохимических данных по нефтям, газам (свободным и сорбированным породами) и подземным водам. Хроматографический анализ выделенных из пород сорбированных газов выполнен во ВНИГНИ, изотопный состав углерода метана свободных газов определялся во ВНИИгеоинформсистем; данные анализов по нефтям, составу свободных газов и подземных вод приведены по Ю.А. Яковцу, И.Н. Ляпустиной и др. (1985 г.).
Разрез среднего девона в пределах Зайкинского месторождения сложен в нижней части известняками с отдельными прослоями глинистых известняков, мергелей, аргиллитов и доломитов (бийско-афонинские слои мощностью до 220 м). Выше они сменяются переслаивающимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами воробьевского горизонта мощностью до 70 м. Над ними в разрезе терригенных пород появляются и карбонатные. Разрез среднего девона заканчивается известковистыми глинами мощностью 30-40 м и пачкой чередующихся песчаников и аргиллитов мощностью 30-40 м, сменяющихся карбонатными образованиями верхнего девона. Зайкинское месторождение отнесено к газоконденсатно-нефтяному многопластовому, содержащему в эйфельско-живетских отложениях четыре залежи: в пластах Д-V (бийско-афонинский) - газонефтяная, в Д-IV (воробьевский) - нефтегазоконденсатная, в Д-III (ардатовский) - газонефтяная, в Д-I (пашийский) - нефтяная.
Известняки бийско-афонинского возраста отличаются повышенными удельными содержаниями сорбированных углеводородных газов (УВГ) «сухого» состава (табл. 1), сорбированного водорода (124-172,8 см3 /кг) и отсутствием непредельных УВГ. Аргиллиты воробьевского горизонта также имеют очень высокие удельные содержания сорбированных УВГ аналогичного состава, по с низкими концентрациями сорбированного водорода. По отношению i-С4Н10/n-С4Н10 газы образуют две группы со значениями 0,4 и 0,7-0,8, при этом величина 0,4 свойственная нефтяным газам, часто не согласуется с объемом гомологов метана в газе.
В пределах Бузулукской впадины газовый фактор нефтей среднего девона увеличивается в юго-восточном направлении, а флюидная нефтяная система сменяется газонефтяной и газоконденсатной. Состав газов, приведенный в табл. 2, указывает на то, что, несмотря на различные условия выделения, эти газы имеют много общего - углеводородные, «жирные», бессернистые, практически безазотные, реже слабоазотные. Величина отношения i-С4Н10/n-С4Н10 колеблется от 0,4 до 0,6, что несколько выше, чем для сорбированных газов.
Изотопный состав
углерода (ИСУ) метана газов Зайкинской площади облегчен: 
-47,1...-49,3
. Углерод метана газов
среднедевонских отложений Зайкинской площади легче, чем среднекаменноугольных
Берлинской (-43,7
) и
нижнепермских Иртекской (-41,3
), и такой же, как в нижнепермских образованиях
Карачаганака (-47,9
).
Близкие значения были получены и по ИСУ метана растворенных газов в подземных
водах юго-востока Русской платформы [1].
В этой связи представляются интересными данные по составу пластовых вод, изученных на соседней с Зайкинской площадью - Мирошкинской. Воды из воробьевских слоев относятся к хлоркальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе магниевых вод. Ю.А. Яковец, И.Н. Ляпустина и другие отмечают, что в терригенных отложениях девона воды с повышенным содержанием магния (24,5 %-экв.) и в то же время нормальной для подсолевых отложений минерализацией (202 г/л) на рассматриваемой территории встречаются впервые. Отличительной особенностью вод нижнепермских отложений является повышенное в ряде случаев количество магния, что указывает на их связь с водами иреньского горизонта.
Нефти эйфельско-франского карбонатно-терригенного комплекса легкие, имеют низкое содержание смол (не более 10 %), асфальтенов (до 1,5 %) и большое бензиновых фракций (30- 50 %). По характеру распределения индивидуальных групп УВ в легких фракциях нефтей и конденсатов можно выделить два типа флюидов, в одном из которых отмечается резкое преобладание циклогексановых УВ над циклопентановыми. Была установлена тесная связь соотношения изомерных циклогексанов и циклопентанов в составе бензиновых компонентов с современными температурными условиями нахождения нефтей, позволяющими предполагать рост этого отношения за счет потери низкомолекулярных компонентов в ходе фазовой дифференциации. В то же время имеются указания Р.И. Мартина (1964 г.) на преобладание шести- над пятичленными нафтенами в нефтях, образование которых связано с ОВ гумусового типа.
Выявленные особенности флюидов Зайкинского месторождения и смежных площадей позволяют высказать предположение, что в девонские продуктивные горизонты происходило внедрение флюидов (нефтей, газов и подземных вод) из отложений перми в зоне бортового уступа Прикаспийской впадины, где породы девона и перми залегают примерно на одном гипсометрическом уровне.
Факт смешения сингенетичных (девонских) флюидов с более молодыми эпигенетичными подтверждается локальным уменьшением (на глубинах до 5 000 м) содержания гелия (разбавление девонских флюидов газами более поздней генерации). Это же подтверждается наличием двух типов нефтей разной степени преобразованности и, возможно, генетически неоднородных. Внедрение чуждых для девонских отложений УВГ проявилось и в несоответствии газовых констант (i-С4Н10/n-С4Н10) химическому составу газов.
На нижнепермский возраст внедрившихся флюидов указывают следующие данные: 1) наличие подгруппы магниевых вод, сформировавшихся в солеродном бассейне нижней перми; 2) сходство ИСУ метана свободных и водорастворенных газов с газами нижнепермских отложений.
Непрерывное поступление и смешение эпигенетичных флюидов с сингенетичными, видимо, привело к формированию не только Зайкинского месторождения, но и Долинного, Гаршинского и др. Наличие флюидов подобного генезиса (сингенетичных плюс мигрировавших из нижнепермских отложений) можно ожидать в образованиях как среднедевонского, так и каменноугольного возраста в пределах обрамления Прикаспийской впадины, что необходимо учитывать при поисках нефти и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Особенности изотопного состава углерода метана природных газов Оренбургского месторождения и прилегающих районов / Л.М. Зорькин, Т.А. Крылова, С.Л. Зубайраев и др.- В кн.: Методы нефтегазопоисковой геохимии. М, 1983, с. 106-113.
2. Перспективы нефтегазоносности Оренбургской области и основные направления развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в XII пятилетке / В.И. Кайдалов, Н.П. Яхимович, В.С. Коврижкин и др.- Геология нефти и газа, 1986, № 9, с. 11 - 16.
3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983.
Таблица 1 Геохимическая характеристика сорбированных газов разреза скв. 565 Зайкинской
|
Глубина, м |
Порода |
Геологический возраст |
Карбонатность, % |
Содержание сорбированных УВГ в карбонатной части породы, см3/кг |
СН4 в SУВГ, % |
i-С4Н10/n-С4Н10 |
Содержание водорода,см3 /кг |
|
4188-4193 |
Песчаник |
D3 |
2,64 |
11,2 |
78,8 |
0,70 |
1,17 |
|
4195-4203 |
» |
D2 |
3,33 |
7,4 |
86,2 |
0,80 |
0,83 |
|
4276-4279 |
Аргиллит |
D2 ard |
0,86 |
15,1 |
96,4 |
0,70 |
0,62 |
|
4287-4293 |
Песчаник |
D2 ard |
1,43 |
14,9 |
83,1 |
0,40 |
7,66 |
|
4287-4293 |
Алевролит |
D2 ard |
3,64 |
7,2 |
82,3 |
0,70 |
0,48 |
|
4379-4385 |
Аргиллит |
D2 vb |
10,30 |
119,1 |
85,1 |
0,70 |
0,38 |
|
4511-4516 |
Известняк |
D2 bs+af |
97,78 |
39,55 |
83,6 |
0,70 |
124,1 |
Таблица 2 Химический состав газов (%) Зайкинской площади
|
Скважина |
Глубина, м |
Геологический возраст |
Условия выделения |
CH4 |
N2 |
H2 |
CO2 |
i-С4Н10/n-С4Н10 |
|
565 |
4340-4370 |
D2vb |
Через установку «Порто-тест», Рсеп=5,6 МПа, Тсеп=26 °С |
54,8 |
1,14 |
0 |
2,39 |
0,60 |
|
565 |
4560-4608 |
D2bs+af |
На установке РVТ при Р=10 МПа, Т= 105°С |
48,2 |
0,66 |
0 |
1,46 |
0,40 |
|
555 |
4392-4399 |
D2bs + af |
На устье |
70,6 |
1,88 |
0 |
1,98 |
0,40 |
|
560 |
4412-4422 |
D2vb |
То же |
47,9 |
4,55 |
0 |
0,48 |
0,40 |
|
560 |
4484-4500 |
D2bs+af |
Газ сепарации |
45,7 |
6,09 |
0,15 |
0,88 |
0,50 |