Моделирование генезиса Карачаганакского месторождения

Г.П. БЫЛИНКИН (НВНИИГГ)

По поводу генезиса Карачаганакского месторождения высказаны две альтернативные точки зрения. Согласно одной из них [1, 4, 5], образование его происходило в два этапа: в течение первого резервуар заполнялся нефтью, а в ходе второго отмечалось внедрение сжатых газов, растворение и частичное вытеснение нефти.

Исследователи, придерживающиеся второй точки зрения [2] считают, что месторождения формировались из первичной газоконденсатной смеси с образованием нефтяной оторочки конденсатного генезиса. В качестве аргументов приводятся физико-химические характеристики газов, конденсатов, нефтей и битумоидов пород. Основным свидетельством вторичности сформировавшегося месторождения, являются неравномерное, в ряде случаев повышенное содержание остаточной нефтенасыщенности [5] и наличие относительно тяжелых нефтей плотностью до 0,88 г/см³ в подошвенной части нефтяной оторочки с содержанием асфальтенов до 0,63 %.

Доказательства, свидетельствующие о нефтяной природе конденсатов по фракционному, индивидуальному УВ-составу имеют вероятностный характер, так как состав конденсата в пластовых условиях определяется растворяющей способностью газа и термобарическими условиями. Изменение последних и большое количество растворителя могут привести к растворению в газе не только легких, но и тяжелых нефтей, которые будут рассматриваться в поверхностных условиях как конденсат [3].

Сторонники схемы формирования месторождения из первичной газоконденсатной смеси в противоположность исследователям ВНИГНИ [5] не видят реликтов палеонефти ни в количественном, ни в качественном составе и считают, что нефтяная оторочка сформировалась в результате ретроградного выпадения конденсата. С этих позиций трудно объяснимо высокое содержание конденсата преимущественно парафинового основания в пластовом газе (признак вторичных переформированных систем). Высказанная точка зрения о ретроградно-конденсационном происхождении нефтяной оторочки также имеет вероятностный характер, поскольку относительно тяжелые нефти плотностью 0,88 г/см³, содержащие смолисто-асфальтеновые компоненты вряд ли могли иметь конденсатный генезис. Это подтверждается опытами по растворению в газе сепарации нефти Карачаганакского месторождения, которые показали, что термобарические условия при имеющейся растворяющей способности газа данного месторождения недостаточны для перехода асфальтенов в газовую фазу (табл. 1).

Низкое содержание остаточной нефти в коллекторах может быть объяснено не только с позиций первичной схемы, при которой в породах должны присутствовать только битумоидные компоненты. В переформированном месторождении также возможен низкий фон остаточной нефти за счет растворения значительной части исходной нефти в пришедшем газе.

Экспериментальное моделирование по дифференциальному растворению карачаганакской пластовой нефти плотностью 0,85 г/см³ (дегазированная) при давлении 58,8 МПа и температуре 362 К показало, что при прокачке 0,4 объемов сжатого газа по отношению к объему пластовой нефти, в газе растворяется 40 % исходной нефти в пересчете на дегазированную часть (см. табл. 1). Более того, небольшое добавление газа (0,11 объема по отношению к объему порового пространства) к легкой нефти (r₄²⁰=0,8180 г/см³, Г=1080 м³/т) полностью переводит нефтяную систему в газоконденсатное состояние с содержанием конденсата 850 г/м³ в результате снижения критической температуры ниже пластовой.

Снижение давления на 6 МПа в полученной газоконденсатной смеси привело к выпадению конденсата и дифференциации системы. После этого пластовая смесь последовательно по ступеням выводилась в сепаратор. Замеренный экспериментально объем конденсата с плотностью от 0,8077 до 0,8187 г/см³ и нефти – 0,8213 (табл. 2) отвечает реальному содержанию конденсата Карачаганакского месторождения.

Таким образом, основываясь на данных экспериментального моделирования можно предположить, что после образования нижнепермского флюидоупора карачаганакская ловушка заполнилась легкой нефтью. По мере формирования залежи происходили процессы гравитационной дифференциации и постепенное смещение контактной зоны, о чем свидетельствуют реликты палеоконтактных зон, фиксируемые в керне [5]. Расчеты показывают, что на время отложения нижнепермского флюидоупора нижележащие отложения находились в ГЗН (МК₁ – МК₃), и следовательно вполне могли обеспечить формирование нефтяной залежи, наподобие Тенгизской. Степень преобразованности нефти в Карачаганакском и Тенгизском месторождениях почти одинакова, но отличается от более ароматизированных конденсатов Астраханского. Так, соотношение i-C₁₉+i-C₂₀/i-C₁₇+i-C₁₈ для карачаганакских нефтей и конденсатов составляет 0,20–0,36, для тенгизской – 0,19, а для астраханских конденсатов – 0,05–0,08. Идентичность молекулярно-массового распределения н-алканов Тенгизского и Карачаганакского месторождения (рисунок) подтверждает однотипность исходного РОВ, послужившего источником УВ для этих залежей. Судя по значению генетического показателя пристан/фитан (0,39–0,89) и характеру распределения н-алканов можно полагать, что нефтегазоматеринскими являлись карбонатные и глинисто-карбонатные породы с сапропелевым типом РОВ.

На более позднем, возможно, неотектоническом этапе могло поступить дополнительное количество сжатого газа при разгазировании пластовых вод. Последнее подтверждают данные анализа глубинных проб пластовых вод Карачаганакского месторождения, дефицит насыщения которых (р_пл – р_н) составляет 10–12 МПа при газосодержании 6–7 м³/м³.

В результате снижения критической температуры ниже пластовой легкая нефтяная система вполне могла перейти в газоконденсатное состояние с последующей дифференциацией У В во время тектонических подвижек, с формированием зоны легких нефтей в подошвенной части (верхняя часть нефтяной оторочки). Согласно экспериментальным данным для осуществления этого процесса количество сжатого газа, необходимое для фазового перехода насыщенной легкой пластовой нефти в газоконденсат, составляет 0,11 долей от объема порового пространства. Не исключено, что нефти донасыщались газом, а затем переходили в околокритическое состояние. В этом случае требуется дополнительное количество газа.

При наличии описанного процесса породы Карачаганакского месторождения должны содержать минимальное количество остаточной нефти.

Не исключено, что фазовые переходы летучих нефтей при неравномерном внедрении газа могли иметь мозаичный характер, вплоть до настоящего времени с остающимися целиками летучей нефти. Возможно, этим объясняется пульсационный выход жидких УВ в сепараторе при исследовании ряда скважин, а также неравномерная, но не падающая, несмотря на существенное снижение забойного давления, добыча жидких флюидов при опытно-промышленной эксплуатации. Для перевода относительно тяжелых нефтей в подошвенной части залежи в газоконденсатное состояние термобарические условия оказались недостаточными. В результате образовалась предельно насыщенная газом нефтяная подушка с относительно тяжелыми нефтями, контактирующими с легкими нефтями (верхняя часть нефтяной оторочки).

Существенная дифференциация относительно тяжелых нефтей от 0,84 до 0,88 г/см³ на небольшом расстоянии по высоте (до 200 м) может быть связана с неравномерным растворением нефтей в газе, большим в подошвенной части.

Поступление основной массы газа, по-видимому, происходило в районе северо-восточной периферийной части ловушки, поскольку эта зона в пределах нефтяной оторочки характеризуется улучшенными коллекторскими свойствами, максимальными мощностями и наибольшим углом наклона каменноугольных отложений. При внедрении газа в этой части структуры произошло срезание и вымывание подошвы нефтяной оторочки, так как здесь фиксируется только ее кровельная часть с плотностью нефти менее 0,84 г/см³. В центральной зоне с низкой пористостью (к_п< 4 %) относительно тяжелых нефтей не встречено. Сюда в единичные резервуары могла проникать только легкая нефть, что и фиксируется по результатам испытания скв. 6 и 23. Предельная заполненность Карачаганакской ловушки УВ газообразного и нефтяного ряда, относительно низкая температура, позволяют рассчитывать на обнаружение (при наличии ловушек) как нефтяных, так и газоконденсатных систем в нижележащих девонских отложениях, что подтверждается результатами исследования скв. 15. В последней в интервале 5640–5754 м из открытого ствола получен приток газа следующего состава (%): метана – 61,58, этана – 10,41, пропана – 3,16, изобутана – 0,38, н-бутана – 0,46; пентана + высш. 9,25, азота – 0,88, углекислого газа – 13,84, сероводорода – 0,04 (данные КазКНИЛВНИИгаза). По снижению содержания сероводорода относительно основной залежи можно полагать, что в девонских отложениях имеются терригенные составляющие.

Повышенное содержание СО₂ в газе девонской залежи по сравнению с каменноугольной может быть связано с добавками СО₂, оставшегося как продукт реакции после солянокислотной обработки породы.

Содержание жидких УВ на пластовый газ достигает 686 г/м³, в переводе на газосодержание это составляет 1170 м³/м³. Плотность дебутанизированной жидкости 0,804 г/см³, при молекулярной массе 162. По физико-химической характеристике дебутанизированный флюид близок к конденсатам Карачаганакского месторождения из средней и нижней частей залежи при некотором отличии в сторону уменьшения в девонском флюиде содержания серы, масел и ароматических УВ. Таким образом, флюид, полученный из девонских отложений, по составу газа близок к нефтям, по физико-химической характеристике дебутанизированной части – к газоконденсатам. Оценка фазового состояния по промысловым данным также затруднительна, так как исследования проведены через малую термостатируемую сепарационную установку (МТСУ).

Для оценки фазового состояния флюида, полученного из девонских отложений, были проведены термодинамические расчеты по уравнению Пенга – Робинсона. Пластовая температура принята на уровне 100 °С, пластовое давление – 70 МПа.

Оценка критического газосодержания проводилась на основании изотерм контактной конденсации и разгазирования с последовательном изменением газосодержания в заданной смеси. По значению критического газосодержания – 690– 710 м³/м³ отобранная пластовая смесь находится в газоконденсатном состоянии с запасом прочности по газосодержанию 470 м³/м³ или конденсатосодержанию 740 г/м³. Это означает, что анализируемая система может оказаться в жидком состоянии только при увеличении конденсатосодержания до 1430 г/м³ и более или снижении газосодержания до 700 м³/м³ и менее. Увеличение пластовой температуры (до 150 °С) снижает критическое газосодержание до 650 м³/м³ . С учетом того, что погрешность определения конденсатогазосодержания через МТСУ статистически увеличивается по конденсатосодержанию (снижается по газосодержанию), вывод о газоконденсатном состоянии пластовой смеси, отобранной из девонских отложений, подтверждается.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ботнева Т.А., Шулова Н.С. Геохимия конденсатов Прикаспийской впадины // Труды ВНИГНИ.– М.– Вып. 240.– 1982.– С. 27–37.
2. Геохимические особенности формирования Карачаганакского месторождения / О.К. Навроцкий, Д.Л. Федоров, Н.Н. Сидоров и др. // Советская геология.– 1986.– № 12.– С. 109–113.
3. Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах. М.: Недра.– 1986.
4. Комплексные геохимические методы распознавания фазово-генетического типа залежи и характера углеводородного флюида / В.А. Чахмахчев, Н.А. Крылов, Р.А. Твердова и др. // Геология нефти и газа.– 1985.– № 12.– С. 34– 39.
5. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности /Под ред. С.П. Максимова // Труды ВНИГНИ.– М.– Вып. 256.– 1987.

Abstract

Possible pool genesis has been considered using the results of differential dissolution of in-place oil from the Karachaganak field and on the basis of converting light oil to gas-condensate state. It is concluded that initially the trap was filled with light volatile oil being in a near-critical state, then on penetration of gas of later generation, the oil system could pass mosaically to gas-condensate state with a subsequent differentiation of higher molecular weight hydrocarbons.

Таблица 1
Растворимость карачаганакской нефти при дифференциальной прокачке газа сепарации (р_пл=58,8 МПа, T_пл=362 К)

Примечание:

Состав газа сепарации (%): С₁ – 74, С₂ – 9,34, С₃ – 2,78, i-C₄ – 1,55, n-С₄ – 0,52, n-С₅ – 0,17, л-С₅ – 0,12, H₂S – 4,4, СО₂ – 6,02, N₂ – 1,1, r_r=0,7952 кг/м³ .

Пластовая нефть: газосодержание – 623 м³/т, объемный коэффициент – 2,27

Дегазированная нефть: r₄²⁰– 0,8500 г/см³, М – 228, масла – 73,05, смолы – 9,06, асфальтены – 0,08 %

Массовое отношение растворенного газа к нефти – 0.5.

В числителе – растворившаяся нефть,в знаменателе – остаточная

Таблица 2

Дифференциация легкой пластовой нефти Карачаганакского месторождения, переведенной в газоконденсатное состояние при закачке дополнительного количества газа (p_раб=52 МПа, Т_пл=84 °С)

Примечание. Исходный состав для рекомбинации: 1) содержание газа, % С₁ – 74, S(C₂ – С₄) – 14,19, С₅ – 0,29, H₂S – 4,40, СО₂ – 6,02, N₂ – 1,1, 2) пластовая нефть газосодержание – 1080 м³/т, объемный коэффициент – 3,15, 3) дегазированная нефть r₄²⁰ – 0,8180 г/см³, М – 190, масла – 67,28, смолы – 2,43, асфальтены отсутствуют, массовое отношение растворенного газа к нефти – 0,86, массовое отношение газа к нефти после закачки дополнительного количества газа – 0,97, количество введенного при пластовых условиях газа по отношению к объему пластовой нефти – 0,11.

* газосодержание в нефти, м³/т.

Распределение н-алканов и изопреноидов в алкано-циклановой фракции отбензиненных нефтей и конденсатов.

1 - конденсат Карачаганакского месторождения, 4698–4762 м, С₁, скв 11, 2 – нефть из нефтяной оторочки Карачаганакского месторождения, 5152– 5180 м, С₁, скв 20, 3 – конденсат Астраханского месторождения, 4032– 4047 м, С₂b, скв 32, 4 – нефть Тенгизского месторождения 4055–4073 м, С₂b, скв 1