|
УДК 553.98.041(571.121) |
Генетическая зональность размещения газоконденсатных залежей и прогноз нефтегазоносности п-ова Ямал
Л.В. СТРОГАНОВ (Ямалнефтегазгеология)
Изучение общих схем перспектив нефтегазоносности регионов и локальных участков, прогнозирование фазового состояния и состава УВ в глубокозалегающих горизонтах и на новых площадях неразрывно связано с изучением условий формирования конденсатосодержащих залежей (ГКЗ) и месторождений. Вопросам генезиса газоконденсатных систем (ГКС) посвящены многочисленные работы, где развиваются в основном три варианта научцых исследований: 1) изучение вертикальной зональности генерации УВ, 2) разработка генетической классификации ГКС, 3) изучение закономерных связей состава конденсатов и ГКС с геолого-геохимическими условиями их формирования и разрушения. Анализ геолого-геохимических характеристик ГКС с использованием схем вертикальной зональности (В.А. Соколов, Н.Б, Вассоевич, В.И. Ларин, В.И. Ермолкин, З.А. Табасаранский, А.Л. Козлов, Ю.А. Висковский и др.) показывает, что первичные газоконденсатные залежи (ПГКЗ) могут образовываться, вероятно, в двух генерационных зонах: верхней раннекатагенетической (зоне «незрелых» конденсатов) и нижней среднекатагенетической (зоне «зрелых» конденсатов). В данном случае залежи формируются в результате аккумуляции УВ, поступающих в коллектор из нефтегазоматеринских пород (с преобладанием газообразных УВ над жидкими), а не за счет переформирования нефтегазовых скоплений. ПГКЗ - это самостоятельный продукт преобразования ОВ.
Каждая из генерационных зон может располагаться на различных глубинах в зависимости от скорости осадконакопления и глубины залегания фундамента.
Широко развиты также вторичные ГКЗ, возникающие вследствие ретроградного испарения части бензино-керосиновых и других фракций нефтяных залежей, и вторично-миграционные [5], связанные с миграцией УВ из первичных и вторичных ГКС.
Выделяется [5] еще один тип ГКЗ - деструкционный, соответствующий высокой стадии преобразования вмещающих пород и жестким термобарическим условиям. Однако его диагностические характеристики и отличительные признаки в настоящее время неопределенны, в связи с чем выделение данного типа ГКЗ затруднительно.
Большинство ГКЗ п-ва Ямал, как и всей Западной Сибири, связано с терригенными отложениями неокома и юры и приурочено к антиклинальным структурам; часть залежей выявлена в отложениях апта и палеозоя. Нами выделены три типа газоконденсатных залежей: первичного, вторичного и смешанного генезиса.
ПГКЗ встречены лишь в юрских отложениях Бованенковского месторождения. Для них характерны (табл. 1) жесткие термобарические условия (Рпл>40 МПа, tпл>90 °С), глубина залегания более 2,5 км. Они резко недонасыщены конденсатом (отношение Рпл к давлению насыщения в основном равно 1,5-1,6), что обусловливает преобладание газообразных УВ (преимущественно метана) над жидкими, приводящее к переходу большей части жидких УВ в газовую фазу.
ПГКЗ имеют здесь оторочки тяжелых нефтей, образование которых, вероятно, можно объяснить тем, что на больших глубинах в процессе генерации бензино-керосиновых УВ, переходящих в газовую фазу, образуется небольшое количество высокомолекулярных нефтяных компонентов (смол, полициклических и твердых алифатических УВ), труднорастворимых в сжатых газах) [5]. В них отмечается сравнительно высокая насыщенность ароматическими УВ (до 23 % на фракцию н. к.- 200 °С), что указывает на близость источника генерации УВ.
Высокая катагенетическая преобразованность ОВ юрских отложений Бованенковской структуры (МК4-5), недонасыщенность газов конденсатом, а также величина i-C4/n-C4 достаточно информативного геохимического показателя развития процессов взаимодействия нефти и газа [4], равная 0,78-0,87, наряду с другими (см. табл. 1) геохимическими показателями позволили отнести этот тип залежей к первичному, генетически не связанному с нефтью и образовавшемуся за счет гумусово-сапропелевого ОВ этих пород, прошедших ГФН (генотип I) [3], конденсат 1 [1].
Вторичные ГКЗ (ВГКЗ) развиты более широко, чем первичные и выделены на всех газоконденсатных месторождениях Ямала. В северо-западной части полуострова на Харасавэйском, Бованенковском, Крузенштернском, а также на Нейтинском, Нурминском, Арктическом и Среднеямальском месторождениях ВГКЗ расположены в зоне развития ГФН в берриас-готеривских отложениях, до пласта ТП17, на глубине 1,8-3 км имеют рпл=20... 50 МПа, tпл=60...100 °С. В юго-восточном направлении (Харасавэй-Новый Порт) мощность осадочного мезозойско-кайнозойского чехла уменьшается, что позволяет более древним доюрским породам вступить в ГФН, в связи с чем на Новопортовском месторождении все залежи газоконденсата, развитые в отложениях палеозоя-готерива, признаны вторичными (рпл=17,5...37 МПа, tпл=50...95 °С).
В северной части полуострова на Малыгинском и Тамбейских месторождениях ГКЗ встречены в готерив-юрских отложениях, которые, несмотря на глубину залегания 2,5-4 км в связи с меньшей степенью прогретости, чем в южной части (геотермический градиент составляет 2,8- 4 и 2,3-2,8°/100 м на севере и юге соответственно), находятся в пределах ГФН (стадия катагенеза МК1-3, pпл=25... 60 МПа, tПЛ=60...100°С).
Для залежей данного типа характерно следующее: почти предельная насыщенность газа конденсатом (рпл/рнас=1,01...1,1) в отложениях без АВПД и уменьшение ее (рпл/рнас= 1,2...1,4) в отложениях с АВПД; обогащенность метановыми УВ (до 72 %) на Бованенском, Харасавэйском, Западно-Сеяхинском и других месторождениях (метановый тип газоконденсата) и нафтеновыми УВ (до 40 %) на Малыгинском, Тамбейских, Новопортовском месторождениях (метано-нафтеновый тип газоконденсата); содержание конденсата, как правило, 40-90 г/м3, за исключением Харасавэйского месторождения, где в отложениях мегионской свиты (с АВПД) оно увеличивается до 320 г/м3.
Степень катагенеза ОВ вмещающих ВГКЗ пород (МК1-3), почти предельная насыщенность газа конденсатом на большинстве месторождений, низкое значение коэффициента i-C4/n-C4 (0,4-0,75), наличие на большинстве месторождений нефтяных оторочек позволяют предположить, что залежи этого типа образовались в результате переформирования нефтегазовых скоплений. Причинами переформирования видимо, были: 1) поступление из юрских и доюрских отложений дополнительных порций газа, обогащенного гомологами метана, которые повышают растворимость жидких УВ в газах, что привело к ретроградному испарению части бензино-керосиновых фракций нефтей; 2) повышение рпл и формирование АВПД. Значительную роль в процессе переформирования залежей нефти, вероятно, играет также разгазирование пластовых вод при неогеновой инверсии тектонического режима территории. На важность этих процессов указывает аномальное соотношение отдельных групп УВ в нефтях и конденсатах и отсутствие геохимического сходства между ними в двухфазных залежах на Бованенковском, Арктическом, Западно-ТамбейСком и Новопортовском месторождениях.
Третий тип ГКЗ - смешанного генезиса выделен в отложениях баррема-альба (пласты ТП16-ПК9) на ряде газоконденсатных месторождений полуострова. В них содержатся как первичные «незрелые» конденсаты, сформировавшиеся в верхней газоконденсатной зоне, так и вторично-миграционные, образовавшиеся в результате вертикальной и (или) латерально-вертикальной миграции расположенных ниже ГКС. Смешанные ГКЗ расположены на сравнительно небольших глубинах (0,9- 2 км) под крупными сеноманскими залежами сухого метана, они не имеют нефтяных оторочек, содержат мало конденсата (0,2-62 г/м3), обогащенного нафтенами (до 80%).
Для подтверждения правильности выделения ГКЗ смешанного типа нами рассмотрен вопрос миграции ГКС. По-видимому, четкой региональной зависимости между фазово-генетическим типом газоконденсата и его геохимическими свойствами и составом, а также термобарическими условиями формирования и разрушения не существует, в связи с чем эту проблему необходимо решать для каждого нефтегазоносного района самостоятельно.
На основании опубликованных работ и собственных данных автор принял для залежей п-ова Ямал следующие геохимические показатели, характеризующие процессы миграции ГКС: в конденсатном газе - отношения C1/С2+высш., С2/С3, С3/С4 (уменьшаются с глубиной); в жидкой фазе - отношения М/А, выход бензина / выход керосино-масляных фракций (уменьшаются с глубиной), содержание конденсата, его плотность (возрастают с глубиной).
Увеличение с глубиной содержания гомологов метана в конденсатном газе, а также доли керосино-масляных фракций в жидких УВ объясняется тем, что с ростом давления и температуры увеличивается растворимость в сжатых газах компонентов с более высокой молекулярной массой. Уменьшение доли алканов и нафтенов за счет возрастания концентрации аренов в конденсате с глубиной обусловлено заметным увеличением растворимости аренов в газах с ростом давления и близостью к источнику образования конденсатного газа. Кроме того, при миграции конденсатного газа хорошо растворимые в газах низкокипящие УВ переносятся на большие расстояния. Таким образом, увеличение дальности миграции сопровождается потерей тяжелых компонентов и относительным обогащением ГКС низкокипящими и метановыми УВ, а рост глубины залегания - обогащением керосино-масляными и ароматическими фракциями, что связано с условиями растворения жидких УВ в сжатых газах.
Коэффициент i-C4/n-C4 также является показателями миграции, так как изобутан по сравнению с н-бутаном хуже сорбируется породами и растворяется в воде и нефтях, в связи с чем по пути миграции его доля возрастает [5].
Увеличение нафтенового компонента жидких УВ наряду с алканами вверх по разрезу, по-видимому, также является одним из критериев миграции [2].
Выделенные геохимические параметры миграции изучены нами на Бованенковском, Харасавэйском, Крузенштернском и других месторождениях (табл. 2). В результате выявлены следующие закономерности: снизу вверх по разрезу в газе уменьшается содержание конденсата и аренов в нем, возрастают количество нафтенов и отношения С1/С2+высш., С2/С3, М/А. В изменении С3/С4 не проявляется какой-либо закономерности.
Аномально для процессов миграции изменяются плотность жидких УВ, отношение выход бензина/выход керосино-масляных фракций, i-C4/n-C4.
Плотность жидких УВ снизу вверх по разрезу до ТП17 уменьшается от 0,8168 до 0,7192, затем до ПК9 увеличивается до 0,8260 г/см3. Отношение выход бензина/выход керосино-масляных фракций до ТП17 увеличивается (0,56-10,06), затем уменьшается до 0,73. Отношение i-C4/n-C4 до ТП17 сначала уменьшается (0,87-0,48), затем увеличивается до 12. Приведенные значения плотности жидких УВ, отношения выход бензина/выход керосино-масляных фракций, i-C4/n-C4 относятся к ГКЗ Бованенковского месторождения. Такого же типа закономерности характерны и для ГКЗ других изучаемых месторождений.
Изменение большинства геохимических показателей свидетельствует о наличии вертикальной миграции УВ из юрских и неокомских (возможно и доюрских) толщ вплоть до верхнемеловых, что позволяет выделить в баррем-альбских отложениях (от пласта ТП16) ГКЗ вторично-миграционного типа.
Однако увеличение значений плотности конденсата, отношения i-C4/n-C4, уменьшение отношения выход бензина/выход керосино-масляных фракций свидетельствуют о наличии в баррем-альбеких отложениях самостоятельного очага генерации легких фракций жидких УВ, т. е. верхней зоны газоконденсатообразования. Первичные «незрелые» газоконденсаты, генетически связанные с этой зоной, сохранились в свободных скоплениях благодаря высокой скорости осадконакопления в верхнемеловое время (до 100 м/млн. лет) и достаточной надежности туронской экранирующей толщи. Таким образом, мигрировавшие из нижележащих толщ жидкие УВ в основном метано-нафтенового состава «разбавляли» образовавшиеся здесь ранее скопления первичных газоконденсатов преимущественно нафтенового состава, в связи с чем по мере удаления от источника мигрирующих легких УВ (снизу вверх) увеличиваются плотность конденсата и показатель i-C4/n-C4, а отношение бензиновых фракций к более тяжелым уменьшается.
Смешение конденсатов двух типов генераций (первичного «незрелого» и вторично-миграционного) в альб-барремских отложениях позволило выделить особый тип ГКЗ - смешанный. Однако выделение его на большинстве месторождений полуострова затруднительно, вследствие небольших объемов жидких УВ, образовавшихся за счет собственного ОВ (преимущественно гумусового состава), а также мигрировавших из неокома и юры.
Оценивая роль различных физико-химических процессов, обусловливающих вертикальную миграцию УВ, можно предположить следующее: 1) в юрских и меловых (с АВПД) отложениях п-ова (за исключением Новопортовского месторождения), где газ резко недонасыщен конденсатом, миграция УВ контролируется, видимо, в основном диффузией (растворением) газов в подземных водах. В результате по пути миграции ГКС происходит уменьшение плотности конденсата и концентрации аренов, увеличение содержания алканов и гомологов метана; 2) в меловых отложениях (без АВПД), а также в юрских и доюрских толщах Новопортовского месторождения, где отношение Рпл/Рнас~1, возрастает роль фазовых преобразований, увеличивающих концентрацию метана и уменьшающих количество его гомологов. К важным процессам следует отнести разгазирование пластовых вод в период неотектонической инверсии всего Западно-Сибирского НГБ, что, несомненно, ускорило вертикальную миграцию УВ и их перераспределение по разрезу.
1. На п-ове Ямал выделены три генетических типа ГКЗ: первичные «зрелые», вторичные и смешанного генезиса. Все они связаны процессами вертикальной миграцииУВ, где основную роль играют диффузия, фазово-генетические преобразования и раз-газирование пластовых вод.
2. На основе генетической зональности размещения ГКЗ можно сделать прогноз нефтегазоносности мезозойских и палеозойских отложений полуострова: а) в юрских отложениях Харасавэйского, Крузенштернского и других месторождений и структур, расположенных в основном вблизи Бованенковского месторождения, характеризующихся высокой степенью преобразования ОВ и жесткими термобарическими условиями, возможны первичные ГКЗ с небольшими нефтяными оторочками и с содержанием конденсата более 100 г/м3; б) в неоком-палеозойских отложениях Новопортовского месторождения возможны вторичные ГКЗ и нефтяные залежи; в) в неоком-юрских отложениях северной части полуострова, где на Малыгинском и Тамбейских месторождениях открыты вторичные ГКЗ, возможно обнаружение чисто нефтяных залежей (особенно в неокоме) в основном на прилегающих к этим месторождениям новых антиклинальных гипсометрически нижерасположенных структурах, а также нефтяных оторочек промышленного значения на уже разведуемых структурах.
3. Изучение генезиса ГКЗ полуострова позволяет оценить не только механизм их образования и размещения, но и провести раздельное прогнозирование залежей нефти и газа на больших глубинах и новых структурах Ямала.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. - М.: Недра.- 1987.-С. 111 - 123.
2. Милешина А.Г., Калинко M.K., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. - М.: Недра. - 1983.
3. Панченко А.С. Раздельное прогнозирование залежей газа и нефти. - М.: Недра. - 1985.
4. Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты. - В кн.: Тезисы докладов V Всесоюзн. семинара «Нефтегазообразование на больших глубинах».- М.:- 1986.- С. 120-121.
5. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. - М.: Недра. - 1986.
Генетическая зональность размещения газоконденсатных залежей Бованенковского месторождения
|
Генетический тип ГКЗ, возраст |
Генотипы по [3] |
Типы конденсата по [1] |
Глубина, м |
Свита |
Пласт |
Граничные пластовые условия |
Содержание конденсата, г/м3 |
Плотность конденсата, г/см3 |
УВ-состав (н.к.-200 °С) |
Выход фракций, % |
Геохимический тип газоконденсата по УВ-составу |
||||
|
давление, МПа |
температура, °C |
арены |
нафтены |
алканы |
<200 °С (Б) |
>200 °С (КМ) |
|||||||||
|
Смешанный, баррем-альб |
1-4 |
1-2 |
900- 1850 |
Ханты-мансийская |
ПК9-10, ХМ |
9,5-18 |
27-60 |
0,2-61,5 |
0,7682-0,8260 |
5 |
63 |
32 |
42 |
58 |
Н |
|
ТП1-ТП10 |
|
|
|
0,7882-0,8148 |
1-8 |
79-68 |
22-28 |
53-74 |
47-26 |
Н |
|||||
|
Танопчинская |
ТП11- ТП13 |
|
|
|
0,7293-0,7452 |
2-15 |
34-50 |
48-51 |
91-93 |
7-9 |
НМ, МН |
||||
|
ТП14-ТП16 |
|
|
|
0,7192-0,7297 |
12-13 |
22-27 |
60-66 |
91 |
9 |
М |
|||||
|
Вторичный, берриас- готерив |
4 |
1 |
1870- 2200 |
Танопчинская |
ТП17-ТП20 |
20,4- 22 |
67-75 |
57-74 |
0,7236-0,7350 |
12-15 |
22-27 |
59-65 |
85-88 |
12-15 |
М |
|
Мегионская |
БЯ |
|
|
31-94 |
0,7247-0,7498 |
10-17 |
17-28 |
54-72 |
81-90 |
10-19 |
М |
||||
|
Первичный, юра |
1 |
1 |
2480- 3000 |
- |
Ю |
40-58 |
90-112 |
73-280 |
0,7639-0,8187 |
12-23 |
23-37 |
48-63 |
36-67 |
33-64 |
М, МН |
Примечание. Фракции: Б - бензиновая, КМ - керосино-масляные.
Геохимические показатели вертикальной миграции ГКС Бованенковского месторождения
|
Индекс пласта |
Возраст |
Глубина, м |
Газ |
Конденсат |
|||||
|
С1/С2+ высш. |
С2/С3 |
С3/С4 |
i-С4/ n-С4 |
М/А |
Б/КМ |
Плотность, г/см3 |
|||
|
ПК9-ПК10 |
Альб |
1010-1056 |
|
|
|
_ |
6,4 |
0,73 |
0,8260 |
|
ХМ1 |
» |
1154-1160 |
- |
- |
- |
- |
9,0 |
7,22 |
0,7726 |
|
ТП1 |
Апт |
1362-1372 |
- |
- |
- |
- |
5,6 |
2,86 |
0,7992 |
|
ТП1-3 |
-> |
1470-1475 |
26,55 |
57,80 |
0,83 |
1,0 |
2,5 |
3,95 |
0,7882 |
|
ТП8 |
» |
1519-1524 |
24,44 |
90,67 |
0,23 |
12,0 |
11,0 |
1,93 |
0,8057 |
|
ТП17 |
Готерив |
1815-1820 |
9,90 |
2,93 |
2,29 |
0,65 |
5,5 |
10,06 |
0,7192 |
|
ТП17 |
» |
1950-1960 |
8,32 |
2,42 |
2,43 |
0,48 |
5,3 |
7,01 |
0,7236 |
|
ТП19-20 |
» |
2135-2143 |
8,52 |
3,26 |
2,42 |
0,59 |
4,2 |
5,50 |
0,7349 |
|
БЯ1 |
» |
2166-2176 |
10,48 |
3,45 |
2,80 |
0,67 |
3,3 |
5,75 |
0,7262 |
|
БЯ1 |
> |
1972-1976 |
7,37 |
2,97 |
2,21 |
0,48 |
4,2 |
6,38 |
0,7322 |
|
БЯ4 |
Валанжин |
1969-1978 |
6,80 |
2,65 |
2,19 |
0,50 |
4,7 |
9,15 |
0,7396 |
|
БЯ4-5 |
» |
1985-2002 |
8,97 |
2,82 |
3,27 |
0,67 |
4,1 |
4,94 |
0,7422 |
|
БЯ8 |
» |
2072-2077 |
8,52 |
2,42 |
2,44 |
0,55 |
3,4 |
4,86 |
0,7498 |
|
Ю2 |
Юра |
2484-2489 |
7,98 |
2,37 |
2,38 |
0,58 |
3,1 |
1,92 |
0,7646 |
|
Ю3 |
» |
2818-2814 |
5,91 |
3,47 |
2,85 |
0,78 |
2,2 |
2,03 |
0,7723 |
|
Ю3-6 |
» |
2557-2564 2688-2694 |
6,80 |
2,78 |
3,90 |
0,82 |
2,3 |
1,37 |
0,7635 |
|
Ю4 |
» |
2794-2824 |
- |
- |
- |
- |
2,3 |
0,56 |
0,8168 |
|
Ю6 |
> |
2958-2964 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2970-2986 |
6,13 |
3,41 |
3,70 |
0,87 |
2,3 |
1,87 |
0,7696 |
|
Ю6-7 |
» |
2968-2978 |
6,66 |
2,22 |
3,22 |
0,84 |
3,7 |
1,20 |
0,7775 |
Примечание. М, А - содержание метановых и ароматических УВ во фракции, выкипающей до 200 °С; Б - выход бензина до 200 °С; КМ - выход керосино-масляных фракций при температуре кипения выше 200 °С.