К оглавлению

УДК 553.98.001.18:550.84

Некоторые геохимические аспекты раздельного прогнозирования зон преимущественной нефте- и газоконденсатоносности недр

Н.Н. ГУРКО, М.А. ГАЛИШЕВ (ВНИГРИ)

ОВ нефтематерианских пород в процессе эволюции на разных стадиях катагенеза генерирует различные флюиды: газ, нефть, конденсат. Максимальная генерация жидких УВ соответствует главной зоне нефтеобразования (ГЗН), газообразных - главной зоне газообразования (ГЗГ). При значительной разобщенности этих процессов во времени и в пространстве генерируемые флюиды могут образовывать первичные нефтяные, газоконденсатные и газовые залежи и соответственно области преимущественной нефте- или газоносности. Данные условия выполнимы в осадочных бассейнах с мощностью осадков 2,5-3,5 км, умеренным термобарическим режимом, малыми скоростями осадконакопления. Нефтегазоносные бассейны с мощным осадочным чехлом, как правило, характеризуются повышенной скоростью осадконакопления. Следствием этого является сокращенное время нахождения нефтематеринских свит в ГЗН, неполная реализация ими нефтематеринского потенциала до перехода в ГЗГ.

Ужесточение термобарических условий при дальнейшем погружении осадочных пород и вхождении их в ГЗГ при незавершенной реализации нефтематеринского потенциала, приводит к увеличению масштабов развития процессов деструкции с образованием УВ низкомолекулярного и среднемолекулярного состава - конденсатов на начальной стадии ГЗГ. Практически, все нефтегазоносные бассейны с осадочным чехлом в 5-10 км характеризуются значительной газоконденсатоносностью. В период тектонической стабильности региона наблюдается следующая вертикальная зональность распределения флюидов вниз по разрезу: нефть - конденсат - газ. Активизация тектонических подвижек в регионе приводит к перераспределению флюидов под действием газового потока, обладающего значительным энергетическим потенциалом. Внедрение газов из зон высоких пластовых температур, зон генерации газа в нефтяные залежи или прохождение сквозь нефтематеринские породы приводит к различной степени промытости пород и переформированию первичных нефтяных залежей. Интенсивность и мощность этого процесса контролируются масштабами развития ГЗГ. Глубинная часть осадочного бассейна при этом в значительной мере лишена генерировавшихся в ней на предыдущих этапах нефтяных УВ и характеризуется развитием преимущественно газоконденсатных и газовых залежей [4]. Особенности формирования или переформирования залежей флюидов под влиянием газового потока из ГЗГ проявляются в специфическом перераспределении внутри основных классов УВ [1]. В данной статье осуществлена попытка проследить эти изменения на примере сложных природных систем (газоконденсатных, нефтяных, газонефтяных) месторождений северных (область максимального развития ГЗГ) и центральных (область максимального развития ГЗН) районов Западно-Сибирского НГБ.

Рассмотрим изменение соотношений в составе нормальных и изопреноидных алканов во флюидах различного фазового состояния для ряда месторождений Западно-Сибирского НГБ (таблица). Хроматографический анализ н-алканов и изопреноидных УВ выполнен в ЦНИЛ Главтюменьгеологии.

В конденсатах Южно-Тамбейской и Ямбургской площадей наблюдается увеличение отношения пристан/фитан снизу вверх по разрезу. Так, на Южно-Тамбейской площади от пластов ТП₁₆ к ТП_1-2 отношение пристан/фитан возрастает от 3 до 5, величина [3] - от 0,42 до 3, отношение н-алканов состава n-С₆-n-С₁₀ к более высококипящим н-алканам - от 0,72 до 0,9. В конденсатах Южно-Тамбейской площади наблюдается резкое уменьшение содержания н-алканов и изопреноидных УВ снизу вверх по разрезу от 39,15 % для ТП_1-2 и 2,25 для пласта ТП₁₆ (интервал 2494-2504 м) до 1,6 и 0,62 % соответственно для пласта ПК_11-12 (интервал 1610-1615 м). Интересно отметить, что в конденсате Южно-Тамбейской площади скв. 7, пласт ПК_11-12 (интервал 1610-1615 м) отношение пристан/фитан возрастает практически до бесконечности, так как в конденсате фитан не обнаружен, а содержание пристана на конденсат составляет 0,02 % (3,3 % от общего содержания изопреноидов). В конденсатах Ямбургского месторождения от пласта БУ₈ к БУ₇ также наблюдается увеличение отношения пристан/фитан от 6,25 до 8, а  от 0,16 до 0,22. Изменений в соотношениях н-алканов здесь не обнаружено (см. таблицу). Высокие величины отношения пристан/фитан характерны также для конденсатов и других площадей Гыданской НГО. Так, для конденсатов Утренней площади скв. 253, пласт ТП₂₀ (интервал 2467-2470 м) отношение пристан/фитан составляет 4,  =0,31; Юрхаровской площади скв. 90, пласт АУ_10-11 (интервал 2416- 2420 м) - 7,83 и 0,38 соответственно. Конденсат Дерябинской площади скв. 1, пласт Ю₁+Ю₂ (интервал 2542-2893 м) характеризуется высоким отношением пристан/фитан - 6,5. Величина составляет 0,31, отношение суммы низкомолекулярных н-алканов к общей сумме н-алканов - 0,6, суммы n-С₁₁-n-С₂₀ к общей сумме н-алканов - 0,4. В конденсатах Харасавейского и Бованенковского месторождений (Южно-Ямальская НГО) тенденция изменений соотношений в составе н-алканов и изопреноидных УВ аналогична конденсатам Гыданской НГО. Так, для конденсатов Харасавейской площади снизу вверх по разрезу от пластов НП₂ (интервал 2322-2330 м) к пласту ТП₁₂ (1820-1826 м) наблюдается увеличение отношения пристан/фитан от 3 до 5,43,  от 0,36 до 0,82. Снизу вверх по разрезу в конденсатах увеличивается содержание более низкокипящих н-алканов и уменьшается доля средне- и высококипящих гомологов. На Бованенковской площади конденсаты изучены из пластов ТП₂₀ (2116-2122 м) скв. 86 и ТП_13-14 (1815-1820 м) скв. 55. И в данном случае наблюдается увеличение доли низкокипящих н-алканов и уменьшение средне- и высокомолекулярных н-алканов от нижних к верхним горизонтам. Конденсат специфического состава получен на Верхнебованенковской площади из интервала 2495- 2500 м. н-Алканы в нем представлены гомологами n-С₄-n-С₁₁, более высокомолекулярные н-алканы представлены в виде следов. Содержание н-алканов в конденсате 23,61 %, из них 13,41 % составляет н-гексан. Возможно, что газовым потоком аналогичного состава были частично вынесены вверх по разрезу УВ нефтяных залежей с образованием конденсатных залежей с широким изменением как диапазона н-алканов, так и содержания их в конденсатах по разрезу. По-видимому, при прохождении газового потока через нефтяные залежи на пути его миграции в пластах-коллекторах протекают процессы, аналогичные процессам сепарации.

На примере конденсатов Северо-Уренгойского месторождения (Надым-Пурская НГО) рассмотрены изменения в составе н-алканов и изопреноидных УВ в более широком интервале глубин от 2815 до 2220 м, от пласта БУ₆ до пласта АУ₇. И в данном случае максимальное отношение пристан/фитан (6,5) отмечено в конденсате из верхнего горизонта, пласт АУ₇ (2194-2220 м), а минимальное (4,38) для конденсата из пласта БУ₆ (2810-2815 м). Снизу вверх по разрезу в конденсатах увеличивается коэффициент  (от 0,28 до 0,47) и отношение суммы n-С₆-n-С₁₀ к общей сумме н-алканов (от 0,36 до 0,69). Таким образом в составе н-алканов верхних горизонтов увеличивается доля низкомолекулярных алканов при одновременном уменьшении доли средне- и высокомолекулярных н-алканов. Максимальные величины отношения пристан/фитан, по-видимому, характеризуют флюиды конечных пунктов разгрузки (и косвенным путем качество покрышки).

Характер изменений параметров в системах нефть-нефть и нефть-конденсат под воздействием газового потока аналогичен конденсатным системам и рассмотрен на примерах флюидов Усть-Часельского, Гыданского и Уренгойского месторождений (см. таблицу). На Усть-Часельской площади стратиграфический диапазон продуктивности установлен от верхнеюрских до неокомских отложений. Из юрских комплексов (пласты Ю₂, Ю₁, Ю₀) с глубины 2648-2946 м получены притоки нефти и конденсата, из неокомских (пласты БТ₁₆, БТ₁₄) с глубины 2340-2420 м - газ и нафтеновые конденсаты, более высокие горизонты от нижневаланжинского до сеноманского ярусов на большинстве площадей Часельской НГО непродуктивны.

Отношение пристан/фитан для флюидов Усть-Часельской площади снизу вверх по разрезу в верхнеюрских отложениях в системах нефть-нефть+конденсат - конденсат варьируется от 2 до 12; коэффициент  от 0,43 до 0,24; отношение суммы n-С₆-n-С₁₀ к общей сумме н-алканов увеличивается от 0,2 до 0,58, суммы n-С₁₁-n-С₂₀ к общей сумме н-алканов уменьшается от 0,47 до 0,34. Можно предполагать, что разгрузка флюидов на Усть-Часельской площади имеет направление с юго-запада на северо-восток, так как в этом направлении ухудшается качество покрышек. Так, залежи в берриас-нижневаланжинском комплексе пластов БТ₁₄, БT₁₆ имеют невыдержанные покрышки. В восточном направлении покрышки полностью исчезают, вся толща опесчанивается.

В системе нефть-конденсат на Уренгойской площади скв. 202 и Гыданской площади скв. 101 также наблюдается увеличение отношения пристан/фитан, уменьшение ; отношение суммы n-С₆-n-С₁₀ к общей сумме н-алканов увеличивается, а отношение суммы n-С₁₁-n-С₂₀ к общей сумме н-алканов практически не меняется (см. таблицу).

Совершенно иной диапазон изменения данных параметров наблюдается в системе нефть-нефть для Среднеобской НГО (район максимального проявления ГЗН). Так, в нефтях Тагринского месторождения от юрских к меловым отложениям в диапазоне глубин 2810-2234 м (пласты Ю₁-БВ₉) отношение пристан/фитан составляет 1,86-2,06, - 0,44-0,43, отношение суммы n-С₆-n-С₁₀ к общей сумме н-алканов от 0,26 до 0,41, суммы n-С₁₁-n-С₂₀ к общей сумме н-алканов уменьшается от 0,47 до 0,39. Нефтяные месторождения Нижневартовского свода (Тагринское, Урьевское) входят в так называемую переходную зону от нефтяного к газоконденсатному району. В верхних горизонтах пластов БВ₈ и БВ₉ Тагринского месторождения встречены конденсаты. Данная зона характеризуется, по-видимому, незначительным влиянием газового потока, что вызвано начальным этапом проявления ГЗГ.

Для большинства нефтей центральной зоны Среднеобской НГО отношение пристан/фитан изменяется в пределах 0,86-1,29. Аномалии локального характера в изменении параметра пристан/фитан отмечены в Красноленинском НГР. Так, на Пальяновском, Толькинском, Емъеговском месторождениях встречены конденсаты с более высоким соотношением пристан/фитан. В целом контрастности в изменении параметров, характерных для севера Западной Сибири, в центральных районах бассейна не отмечено.

Согласно данным С.Г. Неручева [2], нефтематеринские свиты (баженовская) в центральной части Западно-Сибирского НГБ находятся на градациях катагенеза МК₁-МК₂ и не вышли из ГЗН. Центральные районы характеризуются преимущественной нефтеносностью. Отношение нефть/газ составляет 1,5-3,6 по данным С.Г. Неручева [2]. Для флюидов центральной части бассейна отношение пристан/фитан изменяется в пределах, близких к единице. В северной части Западно-Сибирского НГБ глубина погружения осадочных толщ достигает 4,5-7 км, а степень катагенетического преобразования ОВ - МК₄-AK₁. Данная часть бассейна характеризуется широким развитием ГЗГ и является областью преимущественной газоконденсатоносности. Предполагаемое отношение нефть/газ не превышает по данным С.Г. Неручева 0,3-0,5. Флюиды севера характеризуются максимальным соотношением пристан/фитан (от 3 до 12).

Следовательно, соотношение пристан/фитан можно использовать как геохимический показатель для раздельного прогнозирования зон преимущественной нефте- и газоконденсатоносности. С учетом данного геохимического параметра в юрских отложениях Западно-Сибирского НГБ выделены три области.

1. Существенно нефтеносная область - отношение пристан/фитан меняется в пределах от менее единицы до 1,3-1,5. Данная область охватывает наиболее богатые нефтяные районы (Салымский, Верхнедемьянский, Сургутский, Нижневартовский).

2. Газонефтеносная область (переходная зона от существенно нефтеносной к газоконденсатоносной области). Величина отношения пристан/ фитан варьирует в пределах от 1,5 до 4. Зона проходит по Вэнгапурскому, Губкинскому, Межовскому, Александровскому, Пудинскому районам и выделяется также в приполярных районах полуостровов Ямал и Гыдан.

3. Существенно газоконденсатоносная область. Отношение пристан/фитан выше 4. Она включает Часельский, Пурпейский, Уренгойский, Тазовский, Ямбургский, Предтаймырский, Дорофеевский, Танамский районы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гурко Н.Н., Галишев М.А., Степина Л.Ф. Соотношение пристан/фитан как индикатор миграции углеводородов в газовой фазе.- Геохимия, 1985, № 3, с. 393-399.

2. Катагенез и нефтегазоносность. Под ред. С.Г. Неручева. Л., Недра, 1981.

3. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М., Наука. 1984.

4. Рогозина Е.А., Неручев С.Г., Успенский В.А. О месте и условиях проявления главной фазы газообразования в процессе погружения осадков.- Изв. АН СССР. Сер. геол., 1974, № 9 с. 124-132.

Таблица Изменение соотношений в составе нормальных и изопреноидных алканов во флюидах различного фазового состояния Западно-Сибирской НГП

Нефтегазоносная площадь	Скважина	Интервал перфорации, м	Пласт	Тип флюида	Пристан/ фитан		Изопреноидные/н-алканы
Зона интенсивного развития ГФГ
Ямбургская	24	2882-2892	БУ7	Газоконденсат	8,00	0,22	0,06	0,49	0,45
Северо-Уренгойская	401	2194-2220	АУ7	»	6,50	0,47	0,13	0,69	0,31
	401	2810-2815	БУ6	»	4,38	0,28	0,12	0,36	0,62
Уренгойская	202	2704-2712	БУ9	»	5,00	0,11	0,05	0,59	0,41
»	202	2848-2853	БУ11	Нефть	2,84	0,41	0,09	0,25	0,43
Усть-Часельская	201	2648-2670	Ю0	Газоконденсат	12,00	0,24	0,06	0,58	0,34
»	202	2738-2743	Ю1	Нефть+ газоконденсат	7,83	0,65	0,23	0,29	0,32
»	202	2940-2946	Ю2	Нефть	2,00	0,43	0,10	0,20	0,47
Переходная зона
Тагринская	56	2228-2234	БВ9	Нефть	2,06	0,43	0,09	0,41	0,39
»	57	2814-2820	Ю1	»	1,86	0,44	0,10	0,26	0,47
Зона интенсивного развития ГФН
Южно-Покачевская	86	1856-1864	АВ1	Нефть	1,03	0,68	0,09	0,37	0,30
	86	2587-2595	БВ16	»	0,73	0,51	0,09	0,36	0,34
Салымская	61	2614-2628	БС16	»	0,93	0,39	0,06	0,47	0,34