К оглавлению	УДК 553.98.001.18
	© В. И. Тихомиров, 1991

Распознавание типов пластовых флюидов по составу н-алканов

В.И. ТИХОМИРОВ (ИГиРГИ)

В настоящее время при поисках новых месторождений УВ-сырья идет интенсивное освоение глубин более 4,5 м. Открываемые здесь залежи характеризуются, как правило, высокими пластовыми давлениями и температурами, при которых возможно растворение в УВ-газе относительно тяжелых УВ. Поступающий из глубоких пластов газоконденсатный флюид может содержать большое количество жидкой фазы (конденсатный фактор превышает 1000 см³/м³), которую в поверхностных условиях не отличить от нефти. Даже при исследовании глубинных проб на установках фазового равновесия не всегда легко провести границу между газированными «летучими» нефтями и газоконденсатами, сильно обогащенными жидкой фазой [1-4]. Тем более рискованно делать это по поверхностным пробам таких флюидов и предсказывать по их составу фазовое состояние УВ в пластовых условиях, определять тип залежи - нефтяной, газоконденсатнонефтяной с нефтяной оторочкой или без нее.

Тем не менее, учитывая большие сложности с отбором и исследованием глубинных проб, в нефтегазопоисковой практике при определении типа залежи чаще всего приходится ориентироваться на анализы именно поверхностных проб. Для этой цели используются данные фракционной разгонки. Однако дифференциация нефтей и конденсатов по общему фракционному составу недостаточно надежна [5]. Несколько улучшает ее использование фракционного метода СибНИИНП (г. Тюмень), в котором по результатам дробной разгонки определяется критерий А (выход фракции на 1 °С) и по характеру критериальных кривых судят о типе флюида. Но и этот метод в случае УВ-систем переходного состояния не способен четко обозначить границы между нефтью и конденсатом.

Помимо фракционного состава для диагностики типа флюидов применялись также параметры состава индивидуальных УВ, в частности состав и содержание парафиновых (алкановых) УВ. Например, И.С. Старобинец [5] отмечал хорошую дифференциацию нефтей и конденсатов по величине отношения сумм легких н-алканов С₁₃ и С₁₄ к сумме более тяжелых н-алканов C_15-17.

При определении типа флюидов для дифференциации газоконденсатов и нефтей по составу н-алканов предлагается использовать новые геохимические коэффициенты К₁ = S н-алканов С_13-15/ S н-алканов С_15-19 и K₂=S н-алканов С_15-19/ Sн-алканов С_19-23. Данные геохимические параметры были выбраны первоначально на основе проведенного автором совместно с С.Б. Остроуховым анализа кривых распределения концентраций н-алканов конденсатов и нефтей оторочки месторождения Хасси-Р'Мель. Значения К₁, K₂ и их суммы численно отражают индивидуальность каждого флюида и позволяют более уверенно судить о степени геохимического сходства или различия между нефтями и конденсатами.

По данным выполненной в ИГиГРИ газожидкостной хроматографии около 200 проб нефракционированных нефтей и конденсатов различных месторождений Предкавказья, Волго-Уральской, Тимано-Печорской НГП, Западной и Восточной Сибири, Прикаспия и других, а также с учетом результатов изучения более 150 проб нефтей и конденсатов газоконденсатно-нефтяных месторождений Алжирской Сахары можно считать наиболее характерными для разнотипных УВ-флюидов определенные значения параметров K₁ и К₂ (таблица).

Отличие нефтей и конденсатов и дифференциация конденсатов более отчетливо проявляются на графиках взаимосвязи коэффициентов К₁ и К₂.

Основная масса нефтей на этих графиках группируется локально, тогда как газоконденсаты располагаются в пределах сильно вытянутой зоны.

В качестве примера на рис. 1 приведен график зависимости величин коэффициентов К₁ и K₂ для нефтей и конденсатов некоторых газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных и нефтяных месторождений СССР.

Нефти образуют довольно плотное «облако» точек в пределах значений К1=0,5-1 и К₂=1-1,8. Самыми низкими величинами К₁ и К₂ характеризуются тяжелые нафтеновые биодеградированные нефти подгруппы Iа Западной Сибири (Северо-Уренгойское, Усть-Часельское, Северо-Толькинское месторождения).

В группе нефтей средней плотности (Iб) помимо нефтей из нефтяных и газонефтяных залежей (Куединское, Касибское, Возейское, Восточно-Савиноборское, Южно-Шапниковское, Проточное, Заманкул, Пашнинское) находятся и нефти оторочек некоторых газоконденсатно-нефтяных залежей, в том числе из оторочек Уренгойского, Новопортовского, Северо-Варьеганского месторождений (Западная Сибирь), Юбилейного (Предкавказье), Вуктыльского (Предуральский прогиб), Хасси-Р'Мель (Алжир) и др.

В переходную зону между типичными нефтями и газоконденсатами попадают легкие, газонасыщенные («летучие») нефти группы Iв, которые по виду, составу и свойствам почти не отличаются от многих тяжелых газокондесатов. Это, например, флюиды из некоторых скважин Карачаганакского и Астраханского месторождений Прикаспия, где отсутствие различий между нефтями и конденсатами по составу н-алканов отмечалось и ранее [2], а также некоторые нефти Западной Сибири (месторождения Черталинское, триас; Нижнетабаганское, кора выветривания палеозоя; Пальяновское, тюменская свита; Северо- и Западно-Варьеганское, васюганская свита), Тимано-Печорской НГП (Возейское, силур; Вой-Вожское, живет), погруженных зон Бузулукской впадины (Зайкинское, пласты Д-IV и Д-V) и др.

Наряду с конденсатоподобными нефтями отмечаются очень тяжелые нефтеподобные конденсаты газоконденсатно-нефтяных залежей, отобранные преимущественно из скважин периферийных, близких к внешнему контуру нефть - газ, а также находящиеся в зоне развития нефтяных оторочек (см. рис. 1). Обычно в таких залежах с приближением к поверхности газ - нефть состав н-алкановой фракции конденсатов существенно утяжеляется, все более приближаясь к нефтяному. Например, на месторождении Хасси-Р'Мель конденсаты, отобранные в 7-8 м выше контакта нефть - газ, имеют величины К₁ и К₂ 1,1 и 3,3; в 3-4 м от контакта К₁ и К₂ снижаются до 1 и 2,8, в зоне контакта составляют 0,7 и 1,5 соответственно.

В подгруппу нефтеподобных конденсатов IIа на графике вошли конденсаты Астраханского, Карачаганакского месторождений Прикаспийской впадины, Степного, Сухокумскогo, Солончаковского, Западно-Соколовского, Митрофановского месторождений Предкавказья, часть конденсатов Уренгойского месторождения Западной Сибири. Все эти конденсаты были образованы в результате взаимодействия газа с нефтью при пластовых давлениях (более 30 МПа) и температурах (выше 100 °С). По сведениям И.С. Старобинца [5], к ним можно отнести такжё конденсаты среднеюрских отложений северной купола Русского Хутора, верхнеюрских отложёний Веселовского, Усть-Сильгинского месторождений Предкавказья, некоторые конденсаты Средней Азии (Уртабулакское, верхняя юра; Шатлыкское, нижний мел).

На рис. 1 относительно узкую протяженную зону собственно газоконденсатов условно можно разделить на три подзоны, соответствующие тяжелым (IIб), легким (IIв) и очень легким (IIг) конденсатам. В подзоне тяжелых газоконденсатов находятся в основном флюиды из газовых шапок газоконденсатно-нефтяных залежей, имеющих большие нефтяные оторочки, а также из залежей с высокими пластовыми давлениями и температурами. Например, в группу IIб попадают конденсаты палеозойской коры выветривания Северо-Варьеганского, Селимхановского, Южно-Фестивального месторождений Западной Сибири, некоторые конденсаты меловых отложений Предкавказья (Некрасовское, Бескорбненское, Солончаковское и другие месторождения).

В подзонах IIв и IIг, для которых значения К₁ и К₂ превышают соответственно 2 и 5, находятся легкие и очень легкие метановые газоконденсаты, аналогичные конденсатам Оренбургского, Староминского, Каракумского газоконденсатных месторождений. Залежи этих газоконденсатов не содержат нефтяных оторочек или же имеют маломощные оторочки.

Итак, как видно из таблицы и рис. 1, наибольшую трудность представляет разделение легких конденсатоподобных нефтей и тяжелых нефтеподобных конденсатов переходной зоны (подтипы Iв и IIа), с диапазоном значений K₁ = 0,5-l,3 и К₂ = 1,7-2,4, поверхностные пробы которых близки по распределению концентраций индивидуальным н-алканам.

Состав нефтей и конденсатов, как известно, зависит в значительной мере от пластовых давлений и температур. В принципе для первичных газоконденсатов и нефтей рост температуры недр, глубины залегания материнских пород и пластового давления должен сопровождаться «облегчением» состава н-алкановой фракции, т. е. относительным повышением количества н-алканов с меньшей молекулярной массой. Соответственно это должно отразиться на значениях геохимических параметров К₁ и К₂, привести к их увеличению.

Введением условных коэффициентов-поправок на Рпл и Т_пл можно скорректировать величины соотношений н-алканов УВ-флюидов поверхностных проб, как бы приблизить их к значениям, свойственных нефтям и первичным конденсатам глубинных проб. Например, можно пользоваться для этого безразмерным коэффициентом А=р_плТ_пл. Тогда алкановые коэффициенты примут вид: К_I= АК₁, К_II = AK₂. Для удобства расчетов величину А можно заменить величиной 10^-3А.

Зависимость между коэффициентами К_I и К_II, определенными для нефтей и конденсатов, по которым имелись достоверные данные о величинах Рпл и Т_пл, показана на рис. 2. Пределы значений К_I и К_II для разнотипных флюидов неодинаковы (см. таблицу).

Распределение точек на рис. 2 в целом более точно отражает тип УВ-флюида и его фазовое состояние в недрах, нежели на рис. 1. Так, в переходной зоне легкие конденсатоподобные нефти и тяжелые нефтеподобные конденсаты группируются в обособленные подзоны с различными значениями К_I и К_II. Из переходной зоны в зону конденсатов (IIа) перешли такие «спорные» УВ-флюиды, как нефтеподобные конденсаты Астраханского, Митрофановского, Сухокумского, Солончаковского месторождений. Можно более уверенно в связи с этим предполагать, что в пластовых условиях данные УВ-флюиды находятся в газорастворенном, а не в жидком состоянии.

В заключение следует подчеркнуть, что применение «алкановых» коэффициентов для диагностики типа флюида и прогноза фазового состояния УВ в залежах имеет некоторое преимущество по сравнению с традиционными методами (исследование фракционного состава, физических свойств и др.), поскольку этот способ основан на экспрессных и точных газохроматографических анализах, учитывает различия в растворимости индивидуальных нефтяных УВ в газах и позволяет корректировать результаты в зависимости от пластовых условий. При этом разделение легких нефтей и тяжелых газоконденсатов более надежно осуществляется с помощью коэффициентов К_I и K_II, т.е. с учетом пластовых давлений и температур.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Былинкин Г.П., Тимофеев Г.И., Кулинич М.П. Термодинамическое состояние пластовой смеси Карачаганского месторождения // Геология нефти и газа.- 1989.- № 8.- С. 44-48.

2. Гриценко И.А., Желтовский В.И., Сидоров В.С. Особенности фазовых превращений пластовых газоконденсатных систем Карачаганакского и Астраханского месторождений // ЭИ ВНИИЭгазпром. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений.- 1987.- Вып. 3.- С. 14-17.

3. Кронквист Ч. Оценка и разработка пластов с «летучей» нефтью // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1979.- № 4,- С. 21-32.

4. Проблемы промышленного освоения нефтегазоконденсатных месторождений северного обрамления Прикаспия / А.С. Пантелеев, Н.К. Борисюк, Е.С. Гришин и др. // Геология нефти и газа.- 1989.- № 9.- С. 2-8.

5. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.- М.: Недра.- 1986.

Abstract

As exemplified by the results of the gas chromatographic investigation of oils and condensates from oil, gascondensate-oil, and gas-condensate reservoirs of a numder of fields in the USSR, a fundamental possibility is indicated for using the relationship between the concentrations of the various groups of n-alkanes as criteria for diagnostics of hydrocarbon fluid types and for defining the phase state of hydrocarbons in pools, with formation temperatures and pressures being taken anto account.

Таблица Дифференциация нефтей и конденсатов по величинам геохимических параметров н-алканов

Тип флюида	Индекс типа и подтипа	Значения геохимических коэффициентов
		К1	К2	KI	КII
Нефти тяжелые (нафтеновые)	Iа	<0,5	>1,0	<0,2	<0,3
Нефти средней плотности	Iб	0,4-1	0,8-1,8	0,2-1	0,3-1,5
Нефти легкие, конденсатоподобные	Iв	0,5-1,3	1,7-2,4	1-2,5	2-5
Конденсаты очень тяжелые, нефтеподобные	IIа	0,5-1,3	1,7-2,4	2,2-3,5	5-8,5
Конденсаты тяжелые	IIб	0,6-2	2,3-5	2-7	8,5-15
Конденсаты легкие	IIв	1-5	5-15	4-11	15-22
Конденсаты очень легкие	IIг	2-10	>15	>7	>22

Рис. 1. Зависимость между геохимическими параметрами К₁=n-С_13-15 / n-С_15-19 и К₂=n-С_15-19 / n-С_19-23 конденсатов и нефтей некоторых нефтегазоносных провинций СССР.

Нефти: 1 - тяжелые биодеградированные (подзона Iа), 2 - средней плотности (подзона Iб), 3 - легкие, конденсатоподобные («переходная зона», подзона Iв); конденсаты: 4 - очень тяжелые, нефтеподобные («переходная зона», подзона IIа), 5 - тяжелые (подзона IIб), 6 - легкие подзона IIв, 7 - очень легкие (подзона IIг); 8 - условные границы подзон нефтей и конденсатов. Месторождения (залежи): 1 - Куэдинское (С₂), 2 - Касибское (D₃), 3 - Возейское (С₃-P₁), 4 - Восточно-Савиноборское (D₃), 5 - Южно-Шапкинское (С₃), 6 - Пашнинское (D₂), 7 - Уренгойское (К₁), 8 - Проточное (J₃), 9 - Новопортовское (J₂), 10 - Черталинское (Т₃), 11 - Пальяновское (J₂-J₃), 12 - Нижнетабаганское (PZ), 13 - Калиновское (J₃), 14 - Уренгойское (К₁), 15 - Заманкул (К₂), 16 - Зимняя Ставка (Т₁), 17 - Леваневское (К₁), 18 - Сухокумское (T₁), 19 - Урожайное (J₃), 20 - Русский Хутор (К₁), 21 - Возейское (S), 22 - Карачаганак (P₁), 23 - Астраханское (С₂), 24 - Сухокумское (J₃), 25 - Бескорбненское (К₁), 26 - Солончаковское (J₂), 27 - Некрасовское (К₁), 28 - Степное (J₃), 29 - Митрофановское (К₁), 30 - Селимхановское (J₃), 31 - Южно-Фестивальное (PZ), 32 - Северо-Варьеганское (PZ), 33 - Сердюковское (К₁), 34 - Челбасское (К₁), 35 - Герасимовское (J₂-J₁), 36 - Староминское (К₁)

Рис. 2. Зависимость между геохимическими параметрами  и  конденсатов и нефтей некоторых месторождений.

Усл. обозн. см. рис. 1