К оглавлению

УДК 553,98:550.4(477.5)

Изменение физико-химических свойств углеводородных флюидов от температуры¹

На примере Днепровско-Донецкой впадины.

Р.М. НОВОСИЛЕЦКИИ, Ю.И. ФИЛЯС, Л.Г. ПОЛУНИНА, И.Т. ЛЕСЮК (УкрНИГРИ)

ДДВ представляет собой уникальный палеозойский НГБ, в пределах которого в продуктивных комплексах заметно меняются термобарические условия. Это дает возможность изучить влияние различных пластовых температур на физические и геохимические свойства УВ-флюидов.

Мощность осадочных образований во впадине увеличивается с северо-запада на юго-восток и от бортов к осевой зоне от 3,5 до 22 км. Широкий диапазон изменения глубин залегания основных продуктивных толщ с повышенной концентрацией ОВ обусловил резкое колебание пластовых температур - от 30-60 °С на северо-западе до 220-300 °С на юго-востоке. Изучение процессов генерации УВ в зависимости от температуры показывает, что осадочные породы последовательно прошли этапы преобразования раннего (до 150 °С), позднего (150-240 °С) катагенеза и раннего метагенеза (240-300 °С).

В направлении погружения отложений и повышения температуры в пластовых флюидах увеличивается содержание легких УВ-соединений. К юго-востоку впадины нефтегазовые залежи постепенно замещаются газоконденсатными. Здесь встречаются в основном скопления лишь сухого УВ-газа. Сочетание тектонического и температурного факторов обусловило формирование залежей в девонских и каменноугольных отложениях на северо-западе и в прибортовых частях и нижнепермско-верхнекаменноугольных и мезозойских в центральных и юго-восточных районах впадины. Распределение залежей по типам флюидов [1,3] зависит от термобарических условий недр, количества РОВ и степени его преобразования на этапе раннего катагенеза, содержания рассеянного и концентрированного ОВ, битумов и высокомолекулярных УВ, измененных в термобарической обстановке позднего катагенеза.

Поскольку в пределах впадины пластовые температуры на одних и тех же глубинах отличаются более чем в 2 раза, распределение залежей необходимо рассматривать в зависимости от температурного фактора. Соответственно будет меняться и степень катагенетического преобразования пород и ОВ. Как известно, залежи УВ выявлены в интервале глубин от 300-800 м (Роменское и Зачепиловское месторождения) до 6 км (Котелевское и Березовское), где пластовая температура меняется от 30 до 142 °С, а флюиды существенно различаются по групповому УВ-составу и соотношению количества газовых и жидких компонентов.

На графиках (рис. 1, 2) показано содержание С₅+высш. (в том числе и гетерогенных соединений конденсатов и нефтей) в 1 м³ газа в нормальных условиях. Весьма характерно, что на больших глубинах при Тпл более 145-150 °С до сих пор не выявлено промышленных скоплений УВ. На Шебелинском, Солоховском, Опошнянском и других месторождениях из глубокозалегающих пород с АВПД получены лишь кратковременные и незначительные притоки сухого газа.

Основные компоненты всех УВ-систем залежей - газообразные соединения от метана до бутанов. При наличии тяжелых гомологов Cs+высш., а также смол и асфальтенов их содержание может меняться в достаточно широких пределах. На основании особенностей состава и соотношения газожидкостных фаз, от которых в конкретных термобарических условиях зависят природа и параметры пластовых флюидов, последние целесообразно подразделять на четыре типа: 1) УВ-газы (Г), 2) газоконденсаты (ГК), 3) газонефти (ГН - нефти переходного состояния), 4) нефтегазы (НГ - обычные пластовые нефти). Границы между отдельными типами устанавливают несколько условно, так как резких скачков в компонентном составе флюидов не наблюдается.

В пластовых условиях Г содержат более 50 % УВ-соединений, в которых резко преобладает метан. При снижении давления в их жидкой фазе образуется иногда до 10 см³/м³ стабильного конденсата.

ГК в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии. В их составе метан также преобладает над гомологами. ТУВ при снижении давления выпадают в жидкую фазу в виде стабильного конденсата от 10 до 1800 см³/м³ и более.

ГН представляют собой легкую УВ-жидкость плотностью 500-650 кг/м³ с особыми физико-химическими свойствами и весьма высоким содержанием газовых соединений (350-800 м³ /м³). Ниже давления насыщения они интенсивно испаряются. В итоге при атмосферном давлении 50-70 % объема жидкой фазы, или 30-60 % начальной массы в пластовых условиях, превращается в газ [4].

НГ (в глубинных условиях) представлены жидкостями различной плотности - от 650 до 950 кг/м³. Они состоят из газовых компонентов, средних и ТУВ и гетерогенных соединений. Газосодержание в нефтегазовых системах колеблется в широких пределах - от 2 до 350 м³/м³.

В ДДВ по пластовой температуре выделено семь зон распространения залежей: I) Тпл<40 °С - Г и НГ, II) 40-70 °С - Г, ГК и НГ, III) 70-85 °С - ГК и НГ, IV) 85-125 °С - ГК, ГН и НГ, V) 125-140 °С - ГК, VI) 140-150 °С - Г и ГК, VII) более 150 °С - рассеянные Г с АВПД (см. рис. 1). Нижние температурные границы для IV и V зон в некоторой степени условны, поскольку до настоящего времени еще не открыты промышленные залежи УВ-флюидов на глубинах свыше 6 км. С другой стороны, последовательное замещение жидких пластовых флюидов газообразными может осуществиться только при наличии ГК, а не сухих Г, т. е. до температуры 135-140 °С. Указанный интервал, видимо, предельный для сохранения однофазных нефтегазовых систем.

Рассмотренное изменение составов УВ-флюидов в зависимости от температуры вносит определенную ясность в вопросы вертикальной зональности распространения их залежей [1, 3]. В выделенных зонах отражен процесс последовательного формирования сложных систем на путях восходящей миграции УВ-соединений в осадочных толщах этого НГБ, породы которого содержат различное количество и в разной степени преобразованное ОВ. В правой части графиков показано распределение скоплений флюидов в северо-западной и центральной частях впадины. Здесь отложения среднего и нижнего карбона, содержащие от 0,1 до 5,6 % РОВ (преобладает значение около 1 %), литифицированы на этапе раннего катагенеза. В левой части графиков (юго-восточная часть впадины) приведены результаты исследований пород среднего и нижнего карбона, имеющих повышенное количество рассеянного и концентрированного ОВ в виде пластовых углей и преобразованных в термобарических условиях позднего катагенеза. Здесь преобладающая конденсатность Г составляет менее 150 см³/м³ (Западно-Крестищенское, Мелиховское, Руденковское, Шебелинское и другие месторождения).

Особый интерес в отношении геохимии глубинных флюидов представляют зоны I-III, IV и V-VI, в которых происходят разной интенсивности и направленности процессы генерации УВ-систем и преобразования их компонентных составов. Исследования показали, что под воздействием ряда факторов в одинаковых термобарических условиях формируются совершенно различные типы флюидов. При температуре менее85 °С (зоны I-III) специфика составов обусловлена гидрогенизацией высокомолекулярных компонентов конденсата и ассимиляцией УВ-соединений газа высокомолекулярными компонентами нефтей и РОВ. В результате такой направленности процессов при Тпл<85 °С ГК-системы недонасыщены конденсатами, а НГ - УВ-газом. Следует подчеркнуть, что дефицит насыщенности (соответствующими фазами) возрастает с уменьшением температуры. Увеличивается разрыв в количестве жидкой фазы, содержащейся в ГК- и НГ-системах. Так, в интервале 40-85 °С жидких компонентов в НГ становится в 2 раза больше – от 2500 до 5000 г/м³ (см. рис. 1). Газосодержание НГ-систем падает с 400 до 200 м³/т. В этом же температурном интервале предельное конденсатосодержание флюидов снижается почти в 10 раз - от 550 до 48 г/м³. На основании соответствующих значений средних и высокомолекулярных УВ-соединений, представленных компонентами С₅+высш., можно сделать вывод о том, что в I зоне формируются лишь залежи сухих или слабонасыщенных (указанными выше соединениями) газов, а также НГ-системы с газосодержанием 10-200 м³/т. Во II зоне жидкая фаза ГК составляет от 10 до 300 г/м³, газосодержание НГ-систем не превышает 300-350 м³/т. В III зоне распространены недонасыщенные жидкостью ГК (количество конденсата от 10 до 500 г/м³) и газом однофазные жидкие НГ (газосодержание 300-400 м³/т). Разница между пластовым давлением и давлением начала фазовых превращений, т. е. давлением точки росы для ГК-систем или давлением насыщения для НГ, составляет от 1 до 25 МПа.

В IV зоне установлен последовательный переход ГК-систем в ГН, а ГН в НГ, при увеличении содержания жидкой фазы до 500-1700 г/м³ - в ГК, а до 2500 г/см³ -в ГН (см. рис. 1). Минимальное количество стабильного конденсата, близкое к критическому, установлено в залежи визейского яруса Ярмолинцевского месторождения на глубине 4315-4276 м (температура 118°С). В рассматриваемой зоне количество жидкой фазы УВ-систем в целом изменяется в достаточно широком диапазоне - от 22 (ГК Руденковского месторождения) до 76 800 г/м³, что отвечает газосодержанию 13 м³/т (НГ продуктивных горизонтов Б-5, Б-6 Яблуновского месторождения, температура 96 °С). Интервал DТпл=95...125 °С характеризуется резким сокращением соединений С₅+высш. в НГ-системах, сопровождающимся увеличением доли газообразных УВ. При повышении Тпл от 125 до 140 °С в V зоне конденсатность снижается с 1200 до 90 г/м³. Минимальное содержание жидкой фазы составляет 10-15 г/м³. В VI температурной зоне распространение ГК и Г слабо обосновывается фактическими данными, поскольку среди изученных в этих геотермальных условиях оказались только залежи конденсата Комышнянского месторождения. Продуктивные горизонты В-26 и В-22 вскрыты на глубинах соответственно 5916 и 5689 м, пластовые температуры здесь 142 и 125 °С, конденсатность залежей минимальная - 44,6 и 38,1 г/м³. Резкое уменьшение ее с глубиной установлено также на Березовском месторождении, где из интервала 5427-5446 м получен приток Г с содержанием жидкой фазы всего 1,5 см³/м³. В вышележащем горизонте на глубине 4649 м количество конденсата достигает 488 г/м³.

Анализ приведенных данных показывает, что температура является основным, но не единственным фактором, определяющим составы флюидов, наличие в них средних и высокомолекулярных компонентов. С целью выявления тенденции изменения параметров пластовых систем от соотношения газовых компонентов и соединений жидкой фазы, а также от химических свойств последней рассмотрен групповой состав фракций нефтей и конденсатов, выкипающих до 200 °С.

Оказалось, что чем больше доля газовых компонентов во флюиде, тем меньше метановых соединений в жидкой фазе. Так, для сухих газов при конденсатности менее 10 г/ м³ содержание метановых УВ не превышает 30 % (см. рис. 2, а), в ГК-системах с увеличением конденсатности от 10 до 1700 г/м³ и температуры от 40 до 142 °С возрастает от 33 до 52-63 %, в ГН- и НГ-системах в жидкой фазе находится в пределах 40-73 %. Некоторая пестрота в распределении содержания метановых УВ наблюдается в нефтях IV температурной зоны. В изменении количества нафтеновых УВ в зависимости от содержания С₅+высш. и Тпл прослеживается более отчетливая закономерность. Невысокие их значения (до 73 и 42 %) отмечаются соответственно в конденсатах и жидкой фазе НГ-систем при низкой температуре залежей - менее 50 °С (см. рис. 2, б). С повышением Тпл и количества С₅+высш. содержание нафтеновых УВ в нефтях снижается до 10-12 %, а в конденсатах - до 27 %. Доля ароматических соединений в тех же фракциях всецело зависит от пластовой температуры (см. рис. 2, в). Так, в интервале 32-85 °С она меняется от 1 до 22 %, а в интервале 85-142 °С достигает 39 %, однако при малых объемах выпавшего конденсата (около 30 г/м³) не превышает 20 %. Например, при Тпл 142 °С и содержании конденсата 44,6 г/м³ в пластовом газе на Комышнянском месторождении их количество составляет лишь 15,9 %. Ароматических УВ в нефтях обычно несколько меньше, чем в конденсатах - от 2 до 33 %. Максимальное значения их (31-33 %) отмечаются на глубинах, на которых пластовые температуры равны 85-100 °С. Для конденсатов аналогичные условия имеются в интервале DТпл 125-135 °С.

Рассматривая в совокупности температурную зональность распределения пластовых флюидов четырех типов по направленности геохимических процессов формирования составов УВ-скоплений, можно выделить три температурно-генетические области: 1) Тпл<85°С, 2) 85°С<Тпл<150°С, 3) Тпл<150°С.

В первой из них происходят интенсивные процессы разукрупнения соединений РОВ и высокомолекулярных УВ под воздействием сухого газа, что приводит, с одной стороны, к генерации соединений нефти и конденсата, а с другой порождает недонасыщенность ГК-систем конденсатом, а НГ - УВ-газом.

Для второй температурно-генетической области характерны разнонаправленные процессы - интенсивная генерация высокомолекулярных соединений нефтей и конденсатов в результате радикальных реакций между компонентами газа и РОВ и их метанизация в системах с высоким содержанием газа [3]. Общее количество жидких УВ сокращается при перераспределении водорода в процессе дегидратации нафтеновых и конденсации ароматических соединений и их выпадении на заключительном этапе в виде твердого высокоароматизированного битумного вещества в порах и трещинах пород. Одновременно происходит гидрогенизация компонентов парафинового ряда до легких газов, в конечном итоге - до метана.

В третьей температурно-генетической области протекают реакции термокаталитического преобразования ОВ и сохранившихся в породах высокомолекулярных УВ, что сопровождается интенсивной генерацией сухого газа, главным образом метана, с возникновением зон АВПД.

Таким образом, основные физико-химические свойства УВ-флюидов (содержание жидких и газообразных соединений и распределение УВ-компонентов нефтей и конденсатов по групповому составу) в ДДВ зависят от пластовой температуры и количества ОВ, преобразованного на этапах раннего и позднего катагенеза.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акрамходжаев А.М., Киршин А.В., Кушниров В.В. Особенности изменения фазового состояния и состава углеводородных газожидкостных систем на больших глубинах.- Геология нефти и газа, 1985, № 9, с. 39-46.

2. Галимов Э.M. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.

3. Новосилецкий Р.М. Углеводородные флюиды - продукты межэтапных процессов катагенеза.- Нефтяная и газовая промышленность, 1984, № 1, с. 11 - 14.

4. Новосилецкий Р.М., Филяс Ю.И. Условия образования нефтей переходного состояния.- Нефтяная и газовая промышленность, 1977, № 2, с. 30-33.

Рис. 1. График распределения типов УВ-флюидов ДДВ от количества компонентов C₅ + высш. и пластовой температуры.

УВ-флюиды:  1 - Г, 2 - ГК, 3 - ГН, 4 - НГ

Рис. 2. Графики изменения содержания метановых (а), нафтеновых (б) и ароматических УВ (в) во фракциях н. к.- 200 С жидкой фазы пластовых флюидов ДДВ от количества компонентов C₅ + высш. и пластовой температуры:

1 - изолинии содержания УВ; остальные усл. обозн. см. на рис. 1