Зависимость фазового состава УВ Причерноморско-Крымской НГО от геотермобарических условий

Е.В. КУЧЕРУК (ВИНИТИ), О.М. ОЗЕРНЫЙ (Крымгеология)

Изучение фазового состава УВ на больших глубинах свидетельствует о преобладании газа и газоконденсата над нефтью. На зональное размещение нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей указывалось многими исследователями [1–3] в различных регионах (Западная Сибирь, Предкавказье, Южно-Каспийская и Прикаспийская впадины, Украина). Для объяснения этого явления привлекались гипотезы сегрегации УВ в процессе латерального их продвижения в водорастворенном состоянии, о влиянии на состав образующихся флюидов типа исходного ОВ и др. Некоторыми зарубежными и советскими исследователями, вслед за А.Ф. Добрянским (1948 г.), показано большое воздействие на фазовое состояние УВ-залежей термодинамических условий.

Анализ распределения нефти и газа по всем известным месторождениям мира показал, что при постоянной температуре с ростом глубины наблюдается смена залежей газа газоконденсатами и затем тяжелой нефтью, обусловленная тормозящим действием возрастающего пластового давления на деструкцию УВ. Возникновение АВПД в таких условиях весьма благоприятно для формирования и особенно сохранения нефтяных скоплений.

Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились работы [1, 5], в которых устанавливаются пределы существования жидких УВ. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200 °С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км. Однако существуют и отклонения от этих представлений.

Геотермическая обстановка Причерноморско-Крымской ГНО отличается своеобразием и сложностью. Тепловой режим здесь определяется в основном принадлежностью к зоне молодой Скифской платформы и ее сочленению с альпидами. Специфика геологических особенностей обусловливает повышенную плотность теплового потока и неоднородность геотермического поля. Наиболее прогреты недра на участках Центрально-Крымского поднятия, Тарханкутского и Керченского полуостровов.

Гидродинамическими исследованиями установлено [4], что часть залежей УВ региона находится в зонах аномальных пластовых давлений. Из 39 залежей 28 характеризуются гидростатическими, девять – аномально высокими и две – аномально низкими пластовыми давлениями. АВПД приурочены к основным зонам нефтегазонакопления: Каркинитско-Северо-Крымскому и Индоло-Кубанскому (Керченский полуостров) прогибам. В большинстве случаев АВПД ассоциируют с участками положительных геотермических аномалий. Пластовые температуры и давления в залежах УВ варьируют в довольно широком диапазоне: 20–153 °С и 1,8–53 МПа. Коэффициенты аномальности пластовых давлений (K_a) достигают 1,9.

Данные о термобарических условиях залежей Причерноморско-Крымской ГНО приведены на рис. 1, который демонстрирует зависимость фазового состояния УВ от температуры и давления. Намечается шесть зон преимущественного распространения залежей: нефтяных и газовых с гидростатическими давлениями в пределах Каркинитско-Северо-Крымского прогиба и Керченского полуострова (I зона), нефтяных и газовых с АВПД в южной части Керченского полуострова (II), газовых и газоконденсатных с гидростатическими давлениями (III), нефтяных с АНПД (IV), нефтяных, газоконденсатных и газовых с гидростатическими давлениями (V) и газоконденсатных с АВПД (VI).

Зона I включает залежи, расположенные в интервале давлений 1–7 МПа и температур 20–42 °С. Относящиеся к ней залежи майкопских отложений (месторождения Стрелковое, Голицынское, Морское и Джанкойское) характеризуются промышленными скоплениями УВ.

Зона II незначительно смещена влево по отношению к зоне I, охватывает интервалы давлений 9–11 МПа и температур 32–52 °С. Сюда входят месторождения в отложениях среднемиоценового возраста южной части Керченского полуострова (Приозерное, Владиславовское, Мошкаревское). Нефти в этой зоне тяжелые, а продуктивные горизонты характеризуются АВПД.

Зоны III и IV значительно разнятся барическими условиями и фазовым состоянием УВ. В зоне III размещаются газовые (Кировское, Карлавское) и газоконденсатные (Краснополянское) месторождения с гидростатическими давлениями 11–15 МПа, ограниченные изотермой 56 °С. Здесь находится разрабатываемое в настоящий момент Глебовское газоконденсатное месторождение. Зона IV (р= 14,9 - 15,9 МПа, t=71–73 °С) включает нефтяные месторождения в отложениях верхнемелового возраста (Серебрянское) и характеризуется развитием АНПД. Залежи этой зоны приурочены к Бакальско-Чапаевскому верхнемеловому выступу, испытавшему значительный подъем на неотектоническом этапе развития. Нефть здесь легкая (0,754 г/см³), по физико-химическим свойствам близкая к конденсату. Стратиграфические комплексы с АНПД также характеризуются пониженными значениями температур не только по сравнению с зонами АВПД, но и с горизонтами гидростатических давлений. Геотермические градиенты в продуктивных интервалах не превышают 2,8 °С/100 м.

Зоны V и VI резко разграничены как между IV, так и между собой. Зона V (р= 19 - 43 МПа, t=90 - 153 °С) включает девять месторождений (Бакальское, Черноморское, Карлавское и др.) У В различного фазового состояния, но с гидростатическими давлениями. Верхней термобарической границей являются давление 43 МПа и температура 153 ° С. Зона VI, представленная газоконденсатными залежами с АВПД, образует обособленную группу, сдвинутую на рис. 1 влево. Здесь пластовые давления достигают 35–53 МПа (k_a= 1,3-7-1,9), температуры меняются от 88 до 132°С. Продуктивные горизонты встречены в интервале глубин 2200–3200 м. Дебиты газа характеризуются различной интенсивностью и составляют 60–210 тыс. м³/сут, а в отдельных случаях приближаются к 1 млн. м³/сут. К зоне VI относятся залежи, выявленные в центральной части Керченского полуострова и Каркинитско-Северо-Крымского прогиба (месторождения Голицынское, Западно-Октябрьское, Фонтановское и др.).

При исследовании нефтей и конденсатов II и VI зон залежей Керченского полуострова установлены следующие особенности. В верхней части разреза, где появляются АВПД, отмечено повышение плотности (рис. 2) и заметное изменение состава нефтей по сравнению с нефтями залежей, где АВПД отсутствуют. Например, нефти нижнесарматских отложений Малобабчикской и Приозерной залежей (глубины 100–200 м, без АВПД) легкие, метано-нафтеновой группы, плотностью 0,782–0,793 г/см³. Нефти караганского горизонта Приозерного месторождения, где на глубинах 500–700 м развито АВПД, характеризуются повышением плотности до 0,864– 0,902 г/см³. По фракционному составу они относятся к нафтено-ароматическим. Дальнейшее увеличение плотности (0,912–0,931 г/см³) наблюдается в чокракском горизонте Приозерского месторождения, где развиты АВПД. В составе этих нефтей не содержатся бензино-лигроиновые фракции.

Образование залежей майкопской серии Керченского полуострова повсеместно связано с АВПД. В отложениях верхнего Майкопа наблюдается снижение плотности нефтей до 0,849–0,860 г/см³. Литологическая выдержанность (глины, песчаники) среднего отдела майкопской серии, вероятно, отразилась и на химическом составе нефтей. Здесь развиты легкие нефти (0,798–0,814 г/см³) с выходом светлых продуктов, превышающим 60 %. Встречаются нефти (Южно-Сивашское месторождение) метано-нафтеновые при крайне низком содержании ароматических УВ. Этот флюид относится к переходному типу от легкой нефти к конденсату.

Значительное падение плотности нефтей (до 0,720– 0,770 г/см³) с переходом в конденсаты наблюдается в нижней части майкопской серии. На участках сокращения мощности последней, например в эоценовых отложениях Мошкаревского месторождения, встречаются нефти, плотность которых повышается до 0,864 г/см³, выкипающие при 300° С до 53 %. В нижней части майкопской серии, а также в отложениях эоцена Горностаевского месторождения на глубине более 3100 м появляются нефти плотностью 0,836–0,849 г/см³, близкие по фракционному составу и содержащие 43–53 % светлых погонов.

В составе газов (по типу метановых) залежей с АВПД Керченского полуострова повсеместно присутствует СО₂ от 5 до 27 %.

Следовательно, на Керченском полуострове установлено четкое уменьшение плотности нефтей, изменение их состава и переход в газоконденсаты с увеличением глубины залегания и возраста вмещающих пород.

Нефти среднего миоцена (чокрак, караган) с АВПД несут на себе следы влияния гипергенных процессов: они окисленные, высокосмолистые, вязкие. Причина повышения плотности нефтей в верхней части зоны АВПД, по нашему мнению, заключается в том, что нефть в процессе подъема по разломам и контакта с водоносными горизонтами окисляется, что приводит к ее постепенному утяжелению в более молодых отложениях.

Итак, на основании анализа геотермобарических условий в Причерноморско-Крымской ГНО следует отметить: 1) распространение залежей нефти в регионе ограничивается значениями давлений и температур, равными 30 МПа и 104 ° С, а газа – 31 МПа и 127 ° С; параметрами вышеуказанных пределов (на данной стадии изученности) характеризуются уже газоконденсаты; 2) промышленные скопления УВ сосредоточены в зонах I, III и VI, причем в последней, отличающейся развитием АВПД, сконцентрированы самые крупные залежи; 3) дифференциация нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей в рассматриваемом регионе не противоречит установленным закономерностям размещения УВ в зависимости от величин пластовых давлений и температур.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев А.И. Закономерности размещения залежей нефти и газа на северо-западном борту Южно-Каспийской впадины // Геология нефти и газа.– 1972.– № 1.– с. 6–10.
2. Глушко В.В., Новосилецкий Р.М., Шпак П.Ф. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений в нефтегазоносных областях Украины // Геол. журнал,– 1977.– Т. 37.– Вып. 4.– С. 3–10.
3. Кунин Н.Я., Былевский Г.А. Аномально высокие пластовые давления, их влияние на методику и направление нефтепоисковых работ в Прикаспийской впадине // Советская геология.– 1976.– № 10.– С. 3–17.
4. Озерный О.М. Закономерности распределения АВПД на юге Украины // Геология нефти и газа.– 1981.– № 6.– С. 50–56.
5. Осадчий В.Г., Лурье А.И., Ерофеев В.Ф. Геотермические критерии нефтегазоносности недр.– Киев: Наукова думка.– 1976.

Abstract

Six zones of the preferential distribution of hydrocarbon accumulations of different phase states, depending on thermobaric conditions, have been identified and characterized. It has been concluded that the occurrence of petroleum in the pre-Black Sea-Crimean oil- and gas-bearing region is restricted to particular values of temperatures and pressures. The parameters above these limits (at a given phase of exploration) are characteristic of condensates. Commercial accumulations of hydrocarbons are concentrated only in three zones, only one of them characterized by the development of abnormally high reservoir pressures containing major pools.

Рис. 1. Распределение залежей нефти, газоконденсата и газа Причерноморско-Крымской ГНО в зависимости от геотермобарических условий.

Рис. 2. Изменение плотности нефтей с глубиной в залежах Керченского полуострова.

Отложения: 1 – сармата, 2 – среднего миоцена, 3 – верхнего отдела Майкопа, 4 – среднего отдела Майкопа, 5 – эоцена