|
УДК 553.98.041(470.46) |
Прогноз новых месторождений УВ в пределах Астраханского свода
Г.П. БЫЛИНКИН [НВНИИГГ]
Основная промышленная залежь газоконденсата в пределах Астраханского свода расположена в карбонатной толще башкирского яруса. В настоящей статье рассматривается проблема поиска новых УВ-скоплений в пределах Астраханского свода в нижнекаменноугольной части разреза. Испытание глубокопогруженных визейских карбонатных отложений показали наличие газоконденсата в скв. 3 Заволжской (глубина 4260-4304 м, дебит газа - 14 тыс. м3/сут) и нефтепроявлений в скв. 1 Астраханской. В последней на глубинах 4360-4770 м получены притоки воды с небольшим количеством свободного газа, в ряде случаев вместе с водой фиксировались незначительные выходы нефти (от 1 до 18 л/сут), плотность которой варьирует от 0,81 до 0,85 г/см3. Анализ показал, что эти нефти существенно различаются по физико-химической характеристике: динамическая вязкость варьирует от 1,52 до 9,78 мПа-с, содержание смол возрастает от 6 в легких до 19 % в тяжелых УВ-флюидах, начало кипения колеблется от 55 до 100 °С. Из всех проанализированных жидких УВ-флюидов наиболее достоверна проба, отобранная из интервала 4650-4670 м, где отсутствовали нефтяные ванны во время бурения и закачки инородных нефтей при испытании. Фракционный состав ее сходен с конденсатами из башкирских отложений (рис. 1), а начало кипения ниже, чем у типичных конденсатов; отличие заключается в большем содержании смол (18,17%) на отбензиненную нефть и присутствии небольшого количества асфальтенов (таблица). Молекулярно-массовое распределение в этом жидком УВ-флюиде н-алканов и групповое соотношение УВ в отбензиненной части однотипно с башкирским конденсатом (рис. 2,см. таблицу). Изопреноидные УВ пристан и фитан, содержащиеся в незначительном количестве в конденсатах, в нем практически не отмечаются, что может свидетельствовать о существенной степени преобразования его при палеотемпературах около 160-180 °С(стадия МК4-5). Видимо, начиная с этой температурной границы, происходит разрушение реликтовых пристана и фитана и относительное накопление низкомолекулярных изопреноидов (i-С14 - i-С15), не затрагивающее при этом н-алканы (см. рис. 2).
Относительное уменьшение в бензиновой фракции нефти концентрации аренов и соответственно возрастание метановых УВ, главным образом н-алканов (n-С6/ i-С6, n-С8/ i-C8), также свидетельствуют о происходивших деструктивных процессах. Характерным является относительное постоянство коэффициента метаморфизма (КмС6) и отношения этилбензол / S ксилолов в конденсатах и нефти (см. таблицу).
Выположенность центральной части Астраханского свода обусловила, вероятно, при формировании башкирской залежи преобладание вертикальной миграции. Это подтверждается, с одной стороны, генетическим единством жидких УВ-флюидов, с другой - направленным изменением состава газа и соотношений толуол/бензол (от 26 до5-8), n-С6/n-С8 (от 0,93 до 1,2-1,4) от визейской части разреза к башкирской (см. таблицу). Так, в составе свободного газа, содержащегося в визейских отложениях (скв. 1, интервал 4650-4670 м), отношение С2/С3 составляет 0,93, а в башкирской залежи, в результате преобладания более миграционного компонента - этана, но увеличивается до 1,8-3,2.
Покрышкой для Заволжской залежи служат глинисто-карбонатные породы серпуховского яруса и, возможно, кровельная часть уплотненных карбонатных пород окского надгоризонта. Количество метана в устьевом газе из визейских отложений Заволжской площади, по сравнению с газом из башкирских, понижено, соответственно отношению гомологов метана (С2-С5) к СН4 повышено до 0,15, что свидетельствует об остаточном характере газа. Вместе с тем, несмотря на потерю наиболее миграционных компонентов, отношение С2/С3 имеет относительно высокое значение (2,1), это свидетельствует о том, что исходный газ был очень легким, и в его составе существенно доминировали метан и этан. Отличие газа фиксируется и по более низким содержаниям H2S и СО2, которые составляют 7,06 и 4,94 %, соответственно.
Конденсат из визейских отложений Заволжской площади также существенно отличается от башкирского более легким фракционным составом, состоит из УВ бензинового ряда и полностью выкипает при 183 °С (см. рис. 1).
Резкий обрыв УВ-ряда в конденсате на С10 не может быть связан с деструкцией высокомолекулярной части, так как для полного разрушения смолисто-асфальтеновых веществ, а также УВ, входящих в состав масляной и керосиновой фракцией, необходимы температуры, как известно из крекинг-процесса, превышающие 500 °С.
Подобная узкая бензиновая фракция в сочетании с легким метаново-этановым составом исходного газа могла образоваться либо в результате генерации из глубоко преобразованного РОВ, либо путем естественного фракционирования через трудно проницаемую зону. Не исключена миграция со стороны Прикаспийской впадины, где возможно скопление более тяжелых УВ.
В последнее время в скв. 55, расположенной в приподнятой левобережной части месторождения, из интервала 4152-4130 м на 30 м ниже ГВК получен небольшой приток газа (~20 тыс. м3/сут), близкий по компонентному составу, включая кислые компоненты, газу основной залежи. Содержание конденсата не замерялось. Газ удерживается 30-метровой плотной пачкой глинисто-карбонатных отложений, что позволяет рассчитывать на концентрирование УВ под подобными флюидоупорами в более глубокозалегающих отложениях.
С генетических позиций в нижнекаменноугольных породах должно присутствовать достаточно большое количество УВ, поскольку балансовые расчеты показывают, что масштабы генерации как газообразных, так и жидких УВ в пределах подсолевых отложений Астраханского свода в несколько раз превышают суммарное количество УВ, аккумулированных в башкирской залежи, закрытых порах пород и водах [1]. Более того, дополнительным источником УВ для нижнекаменноугольных отложений могли служить палеозойские породы кряжа Карпинского и внутренней части Прикаспийской впадины.
Для прогноза фазового состояния УВ в глубокопогруженных отложениях Астраханского свода немаловажен вопрос, связанный с выяснением генезиса башкирской залежи. Расчеты показывают, что в допермское время подсолевые породы Астраханского свода реализовали 75 % нефтегенерационного потенциала и 25 % газового [1]. Дополнительным источником нефтяных УВ могли служить палеозойские отложения кряжа Карпинского. Вместе с тем большая часть скоплений нефти, по-видимому, была разрушена предпермским размывом. В послепермское время в результате отложения эвапоритового флюидоупора, в ловушку могла поступить газоконденсатная смесь с небольшим содержанием конденсата. Судя по замерам конденсатного фактора на периферии месторождения (скв. 40, 72, 1 Волжские), содержание конденсата в пришедшей смеси должно было составлять 100-150 г/м3.
Возможность генерации первичной газоконденсатной смеси подтверждается сапропелевым составом РОВ карбонатных пород и высокой степенью его преобразованности (МК3-МК5) в пределах подсолевого разреза Астраханского свода [1]. Значения коэффициентов КмС6-n-С6/i-С6+ЦГ+МЦП, и Кi-i-C19+i-C20/n-C17+n-C18 (см. таблицу), низкое содержание изопреноидов в составе конденсатов также свидетельствуют о значительной степени преобразованности исходного РОВ.
Повышение конденсатосодержания в центральной части поднятия до 200- 370 г/м3, очевидно, было обусловлено дорастворением жидких УВ в исходной газоконденсатной смеси. Коэффициенты В.А. Чахмахчева [5] подтверждают возможность дорастворения в первичной газоконденсатной смеси жидких УВ.
Так по соотношениям SЦГ/SЦП (0,91-1,01), бензолы/н-гексаны (0,03-0,08), ЦГ/н-гексаны (0,29), МЦГ/н-гептаны (0,64-0,65), ЦГ/МЦП (1,03-1,06) определяется вторичность залежи, а по другим показателям: н-алканы/изоалканы (0,70-1,08), толуол/н-гептан (0,20-0,42), арены/алканы (0,06-0,14) - первичность в пределах переходной зоны (МК3-МК4).
Расчеты по уравнению показывают, что для повышения содержания конденсата на 100-200 г/м3 достаточно растворить всего 4-8 % УВ, приходящихся на поровое пространство пород. Такие количества вполне могли быть обеспечены в результате ретроградного выпадения конденсата из первичной газоконденсатной смеси на первых этапах формирования флюидоупора. В более позднее время, возможно в альпийский этап, в ловушку поступило значительное количество кислых компонентов, что обусловило, в результате добавления растворителя и повышения давления, обратное растворение выпавшего конденсата и соответственно увеличение его содержания в зоне, протягивающейся через центральную часть поднятия, а также существенное снижение давления начала конденсации пластовой смеси. По данным экспериментального исследования параметров фазового состояния, полученных на установках PVT в ПО НВНИИГГ, НВНИИГГ, ВНИИгазе, степень насыщенности современной пластовой системы АГКМ жидкими УВ составляет около 60 % при давлении начала конденсации 35-39 МПа [4]. Подток кислых компонентов осуществлялся, видимо, из зоны сочленения разновозрастных платформ, о чем свидетельствует возрастание концентраций кислых компонентов с северо-востока на юго-запад поднятия от 27 до 50 %. Первичная УВ-смесь, вероятно, была близка к насыщению, поскольку, если не учитывать парциальное давление кислых компонентов, пластовое давление снизится до 26-33 МПа, и приведет систему к полному насыщению. Очевидно, в исходной системе присутствовало небольшое количество кислых компонентов (6-10 %), соизмеримое с концентрациями в газе из нижележащих визейских отложений Заволжской площади.
Не исключается точка зрения, согласно которой до прихода газа небольшое количество жидких УВ могло поступить в залежь в виде самостоятельной фазы после отложения флюидоупора и соответственно раствориться в сжатом газе [2, 3]. Исходные жидкие флюиды должны были иметь легкий состав с плотностью до 0,83 г/см3, поскольку дорастворение более плотных нефтей привело бы к увеличению плотности конденсата, более высокий, чем на месторождении (0,80-0,82 г/см3). Хорошая растворимость нефтей Астраханского месторождения в газе связана с жесткими термобарическими условиями и большим содержанием кислых компонентов. Следовательно, даже при нефтяной схеме формирования газоконденсатной залежи, в породах должны фиксироваться мизерные количества остаточной нефти.
Исходя из схемы формирования башкирской залежи, расчетов реализации генерационного потенциала РОВ, анализа нефтегазопроявлений, в глубокопогруженных каменноугольно-девонских отложениях Астраханского свода можно прогнозировать наличие как газоконденсатных, так и нефтяных систем. Первоочередными объектами поиска должны являться периферийные южные и юго-западные поднятия Астраханского свода с эвапоритовой нижнепермской покрышкой. Здесь можно ожидать газоконденсатные скопления. В южной части при сокращении мощности соленосных отложений газоконденсатные системы могут быть переформированы в нефтяные, вплоть до недонасыщенных, в результате диффузионных потерь газовых компонентов.
В глубокопогруженных нижнекаменноугольно-верхнедевонских карбонатных отложениях при наличии благоприятных структурных условий под глинисто-карбонатными покрышками можно рассчитывать на открытие залежей УВ. Прогноз геотермического режима при градиенте 2,5°С/100 м, показывает, что на глубинах 6-7 км должны быть температуры 160-180 °С, что допускает существование не только газоконденсатных, но и нефтяных систем в пластовых условиях. Для более уверенной оценки фазового состояния флюидов необходимы экспериментальные исследования по рекомбинации жидких УВ и газа.
В глубокопогруженных отложениях, судя по составу газопроявлений, могут быть встречены низкосероводородные и бессероводородные газы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Генезис Астраханского газоконденсатного месторождения и возможное фазовое состояние углеводородов / О.К. Навроцкий, Д.Л. Федоров, И.Н. Сидоров и др. // Советская геология.- 1983.- № 7.- С. 11-19.
2. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. Под ред. К.В. Фомкина // Труды ВНИГНИ - М.: Недра.- Вып. 251.- 1985.
3. Кондратьев А.Н., Молодых Г.И., Размышляев А.А. Особенности формирования Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа.- 1982.- № 9.- С. 43-48.
4. Лапшин В.И., Круглов Ю.Ю., Желтов А.П. Экспериментальные исследования фазового состояния пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа.- 1987.-№ 2.-С 41-43.
5. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем.- М.: Недра, 1983.
Таблица Групповой состав и соотношения индивидуальных УВ конденсатов и нефти Астраханского свода
|
Номер скважины |
Интервал отбора флюидов, м (вид флюида) |
Возраст вмещающих пород |
Плотность, г/см3 |
Групповой состав отбензиненных (>200 °С) конденсатов, нефти, % |
Коэффициенты |
|||||||||||
|
алкано-циклановой фракции |
н.к. -125 °С |
125- 150 °С |
||||||||||||||
|
Алкано-циклановые УВ |
Циклано-ареновые УВ |
Смолы |
Асфальтены |
пристан/фитан |
Ki |
Арены/ алканы (С6-С7) |
n-C6/ i-C6 |
n-C8/ i-C8 |
n-C6/ n-C8 |
толуол/ бензол |
КмC6 |
Этилбензол/ S ксилолов |
||||
|
32 |
3958-4020 (конденсат) |
С2b |
0,8016 |
57,64 |
30,39 |
11,94 |
0,03 |
0,80 |
0,05 |
0,11 |
0,85 |
0,42 |
1,34 |
5,06 |
0,57 |
0,08 |
|
32 |
4032-4047 (конденсат) |
С2b |
0,7989 |
59,02 |
30,00 |
10,98 |
Отс. |
0,58 |
0,08 |
0,06 |
1,26 |
0,65 |
1,40 |
7,86 |
0,76 |
0,04 |
|
17 |
4000-4047 (конденсат) |
С2b |
0,8068 |
69,22 |
21,25 |
9,53 |
Отс. |
0,89 |
0,05 |
0,14 |
0,89 |
0,42 |
1,20 |
6,12 |
0,64 |
0,04 |
|
1 |
4650-4670 (нефть) |
C1v3 |
0,8100 |
53,07 |
28,56 |
18,17 |
0,20 |
- |
- |
0,03 |
3,03 |
1,54 |
0,93 |
26,00 |
0,75 |
0,03 |
Рис. 1. Кривые фракционного состава конденсатов и нефтей Астраханского свода:
1 - конденсат, скв. 3 Заволжская, интервал 4260-4304, C1V3; 2- конденсат, скв. 32 Астраханская, интервал 4030-4047 м, С2b; 3 - конденсат, скв. 5 Астраханская, интервал 3995-4050 м, С2b; 4 - нефть, скв. 1 Пионерская, интервал 3892-3935 м, P1a-аr-k; 5 - нефть, скв. 1 Астраханская, интервал 4650-4670 м, C1v3
Рис. 2. Кривые распределения изопреноидных (1) и нормальных (2) алканов в алкано-циклановой фракции отбензиненных конденсата и нефти из подсолевых отложений Астраханского свода:
1 - конденсат, скв. 32, интервал 4032-4047 м, C2b; 2 - нефть, скв. 1, интервал 4650-4670 м, C1v3 (общее содержание н-алканов и изопреноидов принято за 100 %)