ПРОГНОЗ ФАЗОВЫХ СОСТОЯНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНГИЗ

Т.П. ВОЛКОВА, С. А. ПУНАНОВА, Р. А. ТВЕРДОВА, В. А. ЧАХМАХЧЕВ (ИГиРГИ)

Степень изученности месторождения Тенгиз остается недостаточно высокой. В числе многих проблем актуальным является прогноз залежей разных фазово-генетических типов в глубокопогруженных горизонтах подсолевого палеозоя в границах этого месторождения. В задачу наших исследований входил геолого-геохимический прогноз на основе количественного анализа данных витринитовой палеотермометрии, состава и свойств ОВ пород, нефтей и попутных газов.

В подсолевых отложениях Каратон-Прорвинской зоны, один из крупных тектонических элементов которой – поднятие Тенгиз, на границе пермских и каменноугольных отложений фиксируется длительный формационный перерыв в осадконакоплении. Он объясняется отсутствием в разрезе ряда стратиграфических подразделений. С юга на север, от площади Южная к Каратону, из разреза последовательно выпадают верхнекаменноугольные отложения, среднекаменноугольные московского и башкирского ярусов, а также нижняя часть нижнепермских. С перерывом связан значительный размыв предпермской поверхности, реальность существования которого подтверждается результатами исследований подсолевых отложений площади Каратон (северная часть зоны) методом витринитовой термометрии. Скачок значений Ro и максимальных палеотемператур на границе пермских и каменноугольных отложений, достигающий соответственно 0,15–0,17 % и 30–35 °С, свидетельствует о том, что стратиграфическое несогласие сопровождается катагенетическим [2]. В разрезе отсутствуют отложения, ОВ которых имело бы I стадию литофикации. Зафиксированная в значениях Ro и палеотемператур резкая смена свойств палеотеплового поля на границе несогласного залегания пород двух формаций показывает, что термический режим преобразования отложений, разделенных перерывом в осадконакоплении, был различен по уровню и времени проявления. Это позволяет предположить, что каменноугольные отложения испытали максимальные погружение и прогрев на севере Каратон-Прорвинской зоны до начала предпермского размыва. С тем же временем связан, по-видимому, и основной этап формирования залежи УВ. В результате глубокой эрозии, сопровождавшейся процессами гипергенеза, произошло ее разрушение, о чем свидетельствуют реликты окисленной нефти и углеподобный твердый битум (ТБ) в каменноугольных отложениях Каратона. По растворимости, компонентному и элементному составу данный битум относится к асфальтам – т. е. типичным продуктам гипергенного изменения скоплений УВ нефтяного ряда.

Разрез каменноугольных отложений Тенгиза также насыщен ТБ, но по химическим и петрографическим свойствам он отличается от ТБ Каратона. Как показали исследования, образование тенгиз-ского ТБ не связано с гипергенными или фазово-миграционными процессами. Его генезис обусловлен спецификой тектонических, палеотемпературных и литолого-фациальных условий, в которых происходило созревание ОВ подсолевых отложений центральной и южной частей Каратон-Прорвинской зоны поднятий. В частности, результаты его изучения позволили предположить, что в предпермское время, когда на площади Каратон уже существовала нефтяная залежь, на Тенгизской структуре ОВ едва достигло начальной стадии созревания, возможно, уровня диагенетических или первично-миграционных битумов. Известно, что такого рода биту мы, характерные, как правило, для карбонатных пород, обладают способностью к ранней полимеризации и переходу в нерастворимые формы при низкотемпературных условиях. Определенную роль в этой связи сыграл и длительный период отсутствия погружения и осадконакопления, приведший к временной остановке процессов прогрессивного эпигенеза. Вместе с тем быстрая и ранняя литификация карбонатного осадка, сопровождающаяся консервацией РОВ и УВ в замкнутом пространстве кристаллического каркаса [ 1 ], а также меньшая, чем на площади Каратон, глубина размыва способствовали сохранению на Тенгизе основной массы ОВ каменноугольных отложений.

Дальнейшее преобразование каменноугольных тенгизских битумов до керитов-импсонитов, как и образование залежи УВ, определялось, по-видимому, особенностями термической истории мезозойского этапа развития Тенгиза. Основной и максимальный прогрев подсолевых отложений этой части Каратон-Прорвинской зоны пришелся на посткунгурское время и связан с мезозойским прогибанием и накоплением мощной толщи терригенных осадков юрско-мёлового возраста. Погруженные на значительную глубину подсолевые отложения оказались в более жестких, чем в палеозое, термобарических условиях. Это привело к дополнительному более глубокому (до II–III стадии) термометаморфизму содержащегося в них РОВ. По значениям R_o витринита (0,82–0,84 %) в интервале глубин 4897–4912 м степень зрелости ОВ артинских отложений скв. 10, расположенной на северо-восточном склоне Тенгизской структуры, достигает II стадии преобразования, а максимальная палеотемпература прогрева этих толщ 155 °С. Подстилающие их предположительно визейские отложения преобразованы до начала III стадии. В интервале глубин 5301–5318 м R_o колеблется от 0,94 до 0,97 %, что соответствует максимальным палеотемпературам 170–175 °С. Достаточно плавный переход увеличения степени зрелости ОВ от нижнепермских к каменноугольным отложениям показывает, что крупное стратиграфическое несогласие не сопровождается катагенетическим. Это подтверждается данными R_o витринита и флюоресцентного анализа липтинитовых микрокомпонентов ОВ артинско-каменноугольных отложений скв. 24 и 29, расположенных в сводовой части структуры (табл. 1).

С учетом палеогеотермического градиента, величина которого составляет около 38 °С/км, в центральной части структуры Тенгиз палеоизотерма 150 °С проходит в верхневизейских отложениях (рис. 1), 175 °С – в подошве нижневизейской толщи, 200 °С – в верхней части девонских (?) отложений. На юго-восточном склоне структуры, судя по значениям R_o витринита из скв. 18 прогрев пород увеличивается. В этой же скважине в артинских отложениях в интервале глубин 5215–5293 м показатель отражения витринита колеблется от 0,98 до 1,02 %, а палеотемпературы – от 175 до 180 °С. Палеоизотерма 175 °С поднимается здесь к подошве артинских отложений, а 200 °С проходит в подошве верхневизейско-башкирского комплекса. Таким образом, каменноугольная толща и, по-видимому, верхнедевонские отложения до глубин 5,5– 6 км находятся в палеотемпературных условиях зоны преимущественной нефтеносности.

Известно, что условия формирования УВ-систем разных фазовых состояний предопределяются фациально-генетическим типом исходного РОВ и стадиями его катагенеза. Химико-битуминологические исследования Тенгизской и Королевской площадей свидетельствуют о том, что девонско-каменноугольные породы являются нефтепроизводящими. По фоновым концентрациям установлено, что они богаты органическим углеродом (1–1,9 %) и растворимыми битуминозными компонентами (0,31– 0,62 %). По составу и структуре керогена РОВ пород может быть отнесено ко II, а в ряде случаев к I типам. О преимущественно сапропелевой природе ОВ, например, свидетельствует элементный состав керогена, а именно сравнительно высокие концентрации водорода (5,7–6 %) и значения отношений Н/Сат (0,86–1,02). Содержание углерода колеблется в интервале 73–81 % при величинах О/Сат==0,06–0,11. По данным рентгеноструктурного анализа межслоевые расстояния между атомами углерода характеризуются в основном значениями 0,47 нм. Как было показано ранее, исходное сапропелевое РОВ каменноугольных отложений формировалось в неглубоководных восстановительных условиях осадконакопления [4]. Последнее отражается на характеристике УВ ряда C12–С32 растворимых битуминозных компонентов. Фоновое количество УВ высокое: 0,14–0,18 % на породу. При этом в УВ автохтонных битумоидов доминируют н-алканы C21–С23, а отношение П/Ф<1. В УВ сингенетичных параавтохтонных битумоидов преобладают более низкокипящие н-алканы ряда С15–C17, а отношение П/Ф колеблется в пределах единицы. Элементный состав нейтрального биту-моида соответствует смешаному ОВ с преобладанием морской сапропелевой составляющей исходной биомассы (Н/Сат=1,2–1.8; О/Сат==0,04– -0,6).

При оценке стадии зрелости ОВ (использовано 12 образцов керогена) установлены направленные изменения в нем величины атомарных соотношений, коэффициентов ассоциированности (сА) и ароматичности (fa) от верхне-среднекаменноугольных к нижнекаменноугольным отложениям (табл. 2).

Представленные в табл. 2 результаты анализов свидетельствуют о том, что стадии катагенеза РОВ от верхне- к нижнекаменноугольным отложениям увеличиваются от МК2 до МК4, что соответствует изменению значений Rо витринита от 0,65 до 1,15 %.

Стадии катагенеза РОВ пород подтверждаются количественной и качественной характеристиками легких УВ (ЛУВ), полученных из керогена при их термовакуумной дегазации. При этом установлено, что из керогена выделяется до 2,6 % ЛУВ состава C₅–C₈. На хроматограммах зафиксирован весь спектр нефтяных УВ от n==С₅ до этилциклогексана, весьма близкий к распределению ЛУВ в бензинах нефтей месторождения. Распределение ЛУВ на хроматограммах и соотношения отдельных УВ в керо-гене соответствуют согласно методике, разработанной рядом исследователей [3, 5], зоне слабого и умеренного мезокатагенеза (Ro=0,5–1 %). Аналогичные результаты, т. е. те же стадии преобразования ОВ, были получены по составам ЛУВ, извлеченных из РОВ пород методом термовапоризации при температуре 150 °С. При этом выход ЛУВ из всех пяти исследованных образцов (интервал 3500–5100 м) составил (2–6)x10^-2 %.

Характеристика керогена, выделенного из пород нижнекаменноугольного возраста на глубине 4900–5200 м, показала, что генерационный потенциал ОВ этих отложений далеко не исчерпан, так как содержание водорода в керогене еще остается высоким (5,8–6 %).

Существенное преобладание сапропелевых компонентов в исходном РОВ карбонатных пород с учетом умеренных стадий катагенеза (в основном стадии МКз) и сравнительно невысоких величин палеогеотермического градиента позволяет прогнозировать нефтеносность разреза на значительные глубины.

УВ-системы (нефти, газоконденсаты и газы) – также достаточно информативные объекты при прогнозе фазово-генетических типов скоплений на больших глубинах. Составы указанных систем в границах залежей указывают обычно не только на степень их термической превращенности, но и на возможность вертикального массопереноса УВ из нижних в верхние этажи продуктивных объектов.

Для поставленных целей прогноза был обобщен фактический материал Б. П. Усачева, В. И. Данилова, М. Д. Штофа и других по газо насыщенности нефтей и составу попутных газов месторождения. Проведены также газохроматографические исследования индивидуального УВ-состава более 30 проб нефтей и газоконденсатов Тенгиза и сопредельных площадей Прикаспия.

Изучение качественных и количественных характеристик попутных газов позволило выявить по площади залежи определенную геохимическую закономерность, заключающуюся в следующем. В центральной части залежи встречены нефти, менее газонасыщенные (530–560 м3/т), с относительно низким содержанием в газах двуокиси углерода (4–5 %), сероводорода (19–21 %) и метана (25–26 %). Коэффициент жирности газов здесь максимален (около 2). Севернее и северо-восточнее протягивается зона нефтей повышенной газонасыщенности (до 630 м³/т), с более высокими концентрациями в газе сероводорода (до 26 %), углекислого газа (до 8 %) и метана (30– 36 %), а также пониженной жирностью газов (0,8–1).

Смещение зоны более сухих и кислых газов в сторону северного и северо-восточного крыльев резервуара отмечается вопреки законам гравитационного качественного и количественного распределения газовых компонентов от свода залежи к ВНК. Как известно, в направлении к периферии залежи обычно уменьшается газонасыщенность нефтей и повышается степень жирности растворенных газов. Наличие газо-геохимической аномалии на месторождении Тенгиз дает основание для предположений о возможном внедрении газообразных УВ из нижележащих отложений в указанную часть залежи. Эти представления в определенной мере согласуются с данными сейсмических исследований, которые указывают на наличие в северной части структуры глубинного разлома в подсолевых отложениях палеозоя [6].

Вместе с тем высказанные предположения о наличии более глубокого источника поступления УВ в залежь карбонатного резервуара требуют подтверждения методом комплексного изучения особенностей свойств нефтей в объеме всего скопления. Данные об индивидуальном УВ-составе алканов и бензинов нефтей приведены в табл. 3. Сразу же необходимо отметить, что независимо от места отбора проб нефтей установлено их полное единообразие по многим физико-химическим параметрам. Однако обращает на себя внимание некоторая дифференциация фракционного состава бензинов по высоте залежи. Например, значения отношения суммы УВ состава С₅ к C₈ от свода резервуара к его крыльям уменьшаются от 2,2–2,5 до 1,4–1,6. Такая закономерность хорошо согласуется с гравитационным разделением нефтей по их свойствам в объеме скопления.

Таким образом, устанавливается определенное несоответствие в гравитационном распределении УВ-систем по площади и высоте резервуара. Газовая составляющая в отличие от жидкой фазы образует на севере месторождения довольно заметную геохимическую аномалию. По особенностям состава газы генетически могут принадлежать к более глубоким зонам образования и размещения высокотемпературных газовых систем, возможно, сингенетичных ОВ карбонатно-терригенных комплексов среднего девона.

Важным геохимическим объектом раздельного прогноза нефтегазоносности недр являются также легкокипящие бензиновые фракции (нк – 130 °С) нефтей и конденсатов. Установлено, что при переходе от нефтяных, газоконденсатнонефтяных(вторичных) систем к ddпервичным газоконденсатам, т. е. по мере повышения степени зрелости флюидов, легкокипящие фракции обогащаются наиболее термодинамически стабильными УВ типа бензола, толуола, изомеров ксилола, циклогексана, н-алканов и т. д. [5]. Это отражено на графиках, построенных на основании анализов соотношений отдельных информативных ЛУВ нефтей не только Тенгиза, но и ряда месторождений Прикаспия и юга Русской платформы (рис. 2). Как показывают графики, нефти площадей Тенгиз, Жанажол, Кенкияк и других попали в поле развития нефтяных и вторичных газоконденсатнонефтяных скоплений зоны слабого мезокатагенеза (Ro=0,5–0,8 %). Конденсаты и частично нефти площадей Бузулукской впадины, а также месторождений Карачаганак, Астраханское оказались в поле переходных систем, близких к первичным газоконденсатам зоны умеренного мезокатагенеза (Ro==0,8– 1,1 %). На ряде графиков конденсаты Оренбургского месторождения находятся даже в поле первичных систем зоны сильного мезокатагенеза (Ro>1,2 %). Приведенные данные по геохимическим показателям нефтей Тенгиза свидетельствуют о сравнительно невысоких стадиях их термометаморфизма.

Таким образом, фактический материал по степени катагенетического преобразования нефтей и РОВ подсолевых отложений Тенгиза дает основание прогнозировать на глубинах вплоть до 6,5 км нефтяные скопления с более превращенными составом и свойствами флюидов.

ВЫВОДЫ

1. В границах месторождения на вскрытых максимальных гипсометрических уровнях (5200– 5300 м) в нижнекаменноугольных отложениях определены относительно невысокие стадии катагенеза витринита и РОВ пород. Степень зрелости нефтей по особенностям их УВ-состава полностью соответствует стадиям термогенетического преобразования ОВ.

2. Оценка степени зрелости и состава нафтидов вскрытых бурением отложений позволила путем несложных экстраполяции дать прогноз фазовых состояний УВ на глубинах до 6,5 км. В интервале развития карбонатных нижнекаменноугольных – верхнедевонских фаций предполагается размещение жидкофазных УВ-систем высокой степени превращенности (конденсатоподобных нефтей), обогащенных легкими алканами и аренами. На больших глубинах прогнозные оценки связываются с преимущественной газонасыщенностью коллекторов терригенных образований среднего девона.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти.– М.: Недра.– 1990.
2. Горшков В.И., Волкова Т.П. Перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Северного Устюрта и Прикаспийской впадины // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1981.– № 10.–С. 14–17.
3. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород.– М.:Недра.- 1976.
4. Твердова Р.А., Шестоперова Л.В. Геохимические условия формирования состава битумоидов и нефтей подсолевых отложений юго-восточной части Прикаспийской впадины / В сб.: Индикаторы обстановки формирования залежей УВ.– М.: Наука– 1988.– С. 83–90.
5. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем.– М.: Недра.– 1983.
6. Шебалдин В.П., Селенков В.Н., Акимова А.Б. Геологическое строение месторождения Тенгиз по материалам геофизических исследований // Геология нефти и газа. – 1988. – № 12. – С. 12–16.

ABSTRACT

New analytical data on vitrinite paleothermomeasurements, the composition and properties of organic matter in rocks, oils and gases from subsalt deposits of the Tengiz area have been obtained. In the drilled part of the section, simitar and relatively not high maturity levels of organic matter and oils have been determined. The conclusion has been drawn on the possibility of occurring liquid-phase hydrocarbon systems of a higher maturation level at depths of up to 6,5 km.

ТАБЛИЦА 1. СТАДИИ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОВ ПОДСОЛЕВЫХ И НАДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КАРАТОН-ПРОРВИНСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ

ТАБЛИЦА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕНЕТИЧЕСКОГО ТИПА ИСХОДНОГО РОВ

РИС. 1. ПАЛЕОГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПЛОЩАДИ ТЕНГИЗ:

1–точки определения Ro витринита (%) и максимальных палеотемператур (°С); 2–палеоизотермы, °С (Rо %), определенные по данным: а – фактическим, б – расчетным; формации: 3 – красноцветная молассовая, 4 – эвапоритовая, 5 – известняково-аргиллитовая; 6 – склоновая обломочных известняков и аргиллитов, 7 – глинистых известняков и аргиллитов, 8 – кремнисто-битуминозно-глинистых известняков, 9–биоритмитная (полифациальная), 10–органогенных известняков, 11–терригенных отложений; 12–формационные перерывы; 13 – скважины

РИС. 2. ГРАФИКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ СТЕПЕНЬ КАТАГЕНЕЗА УВ-СИСТЕМ И ВОЗМОЖНЫЕ ТИПЫ ИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

УВ-показатели: а – ароматические, б – нафтеновые, в – групповые; месторождения: 1 – Тенгиз-Королевское, 2 – Карачаганак, 3 – Жанажол, 4 – Зайкинское, Ростошинское и др. (Бузулукская впадина) , 5 – Оренбургское, 6 – Астраханское, 7 – Ровнинное, 8 – Кенкияк; УВ-системы: ГК – газоконденсатная, НГК – нефтегазоконденсатная, Н –нефтяная, ГКН – газоконденсатнонефтяная