К оглавлению
УДК 553.98.6.041:550.4(470.4+574.1 +571.51)	© О.Л. Нечаева. 1992

О прогнозировании свойств и состава конденсатов

О. Л. НЕЧАЕВА (ВНИГНИ)

В настоящее время актуальность прогнозирования состава УВ-флюидов ни у кого не вызывает сомнения. Данные о предполагаемых свойствах и составе нефтей, конденсатов и свободных газов необходимы при оценке перспектив нефтегазоносности и выработке основных направлений геолого-поисковых работ во всех изучаемых регионах. Несмотря на потребность получения достоверных данных о составе ожидаемых УВ-флюидов, вопросы разработки критериев прогноза последних и, в первую очередь, конденсатов как наименее изученных еще далеки от завершения и нуждаются в дальнейшем усовершенствовании. Именно с этой целью была проведена данная работа, базирующаяся на изучении конденсатов подсолевых отложений Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП, существенно отличающихся друг от друга по стратиграфическому диапазону нефтегазоносности, типу, составу и содержанию ОВ, условиям залегания конденсатов и ряду других геолого-геохимических факторов. Отмеченное разнообразие условий генерации и существования исследуемых конденсатов позволяет выделить основные факторы, определяющие особенности состава конденсатов.

В Прикаспийской НГП изучены конденсаты как первичные, так и вторичные преимущественно газоконденсатных с нефтяными оторочками залежей девонских, каменноугольных и нижнепермских отложений, приуроченных к Лободинской. Ровенско-Мокроусовской, Тепловской зонам развития рифогенных построек, к Карачаганак-Кобландинской зоне поднятий, к Соль-Илецкому, Жаркамысскому поднятиям и Астраханскому своду Прикаспийской впадины и ее обрамления. Изученные отложения характеризуются преимущественно смешанным гумусо-сапропелевым и сапропелево-гумусовым ОВ МК1 - АК2 стадий катагенеза и разнообразными условиями существования газоконденсатов: глубина залегания исследованных залежей изменяется от 1300 до 4500 м, пластовые температуры составляют 27-110°С (преимущественно более 40), давление 18- 65 МПа.

В Лено-Тунгусской НГП исследованы конденсаты газо- и нефтегазоконденсатных залежей рифейских, вендских и венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклиз, Катангской седловины и Ангаро-Ленской ступени. В отличие от подсолевых отложений Прикаспийской НГП в рассматриваемом комплексе пород Лено-Тунгусской НГП распространено не смешанное, а чисто сапропелевое ОВ, степень катагенетической превращенности которого на изученной территории изменяется от МК1 до АК2 стадий. Существенны различия и в условиях залегания газоконденсатов сравниваемых регионов. В подсолевых отложениях Лено-Тунгусской НГП термобарические условия мягче, чем в Прикаспийской НГП: залежи газоконденсатов встречены на глубине 1200-3300 м, пластовые температуры в них 5-51 °С, давление 14-34 МПа.

Разнообразны свойства и состав конденсатов исследуемых территорий. В Прикаспийской НГП встречены легкие, средние, утяжеленные и тяжелые конденсаты плотностью 0,68-0,83 г/см³ с выходом бензинов от 38 до 99 %. Наиболее распространены утяжеленные конденсаты (0,75-0,8 г/см³) с содержанием бензинов 50-92 %, концентрация смол менее 3 %, асфальтенов менее 1 %. В Лено-Тунгусской НГП плотность конденсатов изменяется от 0.67 до 0,79 г/см³, наиболее распространены не утяжеленные, а легкие и средние конденсаты (менее 0,75 г/см³) с выходом бензинов более 70 %, содержанием смол до 2 %, без асфальтенов. Конденсаты обоих регионов в большинстве своем бессернистые и малосернистые (серы обычно менее 0,5 % и лишь в отдельных случаях до 0,7), малопарафинистые (парафина, как правило, менее 1,5 %). По групповому составу бензины подавляющего большинства конденсатов метановые. Однако если в Прикаспийской НГП концентрации метановых УВ в бензинах, как правило, колеблются в пределах 46-62 %, то в Лено-Тунгусской НГП они составляют более 70%. Содержание нафтеновых УВ в бензинах конденсатов первого региона, за исключением единичных проб, варьирует в пределах 8-38, ароматических 5- 29 %. Во втором регионе оно меньше и не поднимается выше соответственно 30 и 10 %. Отбензиненная часть конденсатов подсолевых отложений Прикаспийской впадины характеризуется по сравнению с Лено-Тунгусской НГП относительно меньшим количеством парафино-нафтеновых и большим нафтено-ароматических УВ (соответственно 50-88 и 75-99 %, 7-35 и 1-16 %). Более чем в половине проанализированных конденсатов первого региона в небольших количествах определены ванадиевые и никелевые порфирины, в изученных конденсатах второго региона порфирины не обнаружены.

Для выявления причин отмеченных различий была проанализирована связь свойств и состава конденсатов с условиями их залегания (глубиной, пластовыми температурами и давлениями). В результате проведенных исследовании установлено закономерное изменение конденсатов подсолевых отложений как Прикаспийской, так и Лено-Тунгусской НГП в зависимости от пластовых термобарических условий. На рис. 1 отчетливо видно, что с ужесточением геотермических условий увеличивается плотность конденсатов и уменьшается содержание в них бензинов и метановых УВ. Аналогичная связь отмечена и при рассмотрении изменения конденсатов в зависимости от пластовых давлений.

Различия конденсатов исследуемых регионов связаны с изменением пластовых условий. В Прикаспийской НГП, характеризующейся более жесткими термобарическими условиями по сравнению с Лено-Тунгусской НГП, конденсаты более тяжелые, с меньшим содержанием бензинов, метановых УВ, большим количеством ароматических УВ (см. рис. 1). Приведенные отличия конденсатов рассматриваемых регионов соответствуют выявленным экспериментально и на природном материале особенностям растворения отдельных групп жидких УВ в газообразных, показавшим, что с возрастанием температур и давлений в газовый раствор переходит все большее количество относительно труднорастворимых компонентов, к которым относятся высокомолекулярные соединения (увеличение плотности конденсатов и уменьшение в тих выхода бензинов), ароматические УВ (уменьшение относительного количества метановых УВ) (Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. – Недра.- 1981.) и т. д.

На приведенных графиках можно заметить, что при одинаковых пластовых условиях конденсаты Лено-Тунгусской НГП, подсолевые отложения которой содержат чисто сапропелевое ОВ, характеризуются большими концентрациями метановых и парафино-нафтеновых УВ и меньшими ароматических по сравнению с конденсатами Прикаспийской НГП, и подсолевых отложениях которой присутствует в основном сапропелево-гумусовое и гумусово-сапропелевое ОВ. Известно, что нефти, генерированные сапропелевым ОВ, более метановые и менее ароматические по сравнению с нефтями, генетически связанными с ОВ с примесью гумусового материала. Аналогичные различия отмечаются и для конденсатов подсолевых отложений Прикаспийской (смешанное ОВ) и Лено-Тунгусской (сапропелевое ОВ) НГП.

Приведенные материалы дают основание предполагать, что фациально-генетический тип и состав ОВ оказывают влияние на групповой состав конденсатов. Специфические черты исходного ОВ проявляются и в структурных особенностях УВ-фракций конденсатов, выявляющихся при исследовании последних методами ИК- и УФ-спектроскопии. Конденсаты Лено-Тунгусской НГП по сравнению с Прикаспийской характеризуются слабым поглощением в области 1610 и 750 см^-1 (ароматические структуры), меньшими величинам соотношений СН₂- и СН₃-групп (соответственно 1,2 -1,5 и 1,35- 2,75), СН₂-групп в длинных и коротких цепях (3,4-4,9 и 2,3- 25) парафино-нафтеновых УВ, меньшими концентрациями углерода в ароматических ядрах нафтено-ароматических УВ (30-35 и 33- 45% ).

Рассмотрено влияние состава растворяющих газов на состав конденсатов. Исследования показали, что в подсолевых отложениях Лено-Тунгусской НГП отмечается приуроченность легких конденсатов к относительно сухим газам, более тяжелых - к более жирным газам. В Прикаспийской НГП, газы подсолевых отложений которой характеризуются небольшим количеством гомологов метана и меняющимися в широком диапазоне концентрациями кислых газов, связи состава конденсатов с жирностью газов не наблюдается. Анализ информации по Прикаспийской НГП свидетельствует о том, что при содержании сероводорода менее 6 и углекислого газа менее 4 % присутствие этих компонентов в свободных газах заметно не отражается на свойствах и составе конденсатов. Присутствие кислых газов в таких значительных концентрациях, как это отмечается на Астраханском месторождении (до 25 % сероводорода и 20 % углекислого газа), приводит к уменьшению плотности конденсатов, но незначительно сказывается на их фракционном и групповом составе, не нарушая закономерностей изменения свойств и состава конденсатов в зависимости от пластовых термобарических условий. Описанные различия в составе конденсатов Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП не могут быть объяснены особенностями состава свободных газов этих регионов. Многочисленными экспериментами установлено, что в газах с относительно повышенными концентрациями гомологов метана растворяется большее количество жидких УВ, в том числе ароматических и более тяжелых, по сравнению с метановыми и относительно легкими. В соответствии с этими данными в более жирных газах Лено-Тунгусской НГП должны содержаться более тяжелые и более ароматические конденсаты по сравнению с Прикаспийской НГП. В действительности картина обратная. Так, при температурах 30-40 °С в Лено-Тунгусской НГП встречены конденсаты, плотность которых в большинстве залежей менее 0,73 г/см³, содержание ароматических УВ в бензинах 4-6 % (см. рис. 1). В Прикаспийской НГП, где исходя из меньших концентраций гомологов метана в свободных газах при тех же температурах следовало ожидать более легкие и менее ароматические конденсаты, отмечается возрастание плотности (до 0,75 г/см³ и более) конденсатов и концентраций ароматических УВ (12-16 %) в бензинах. Как следует из материалов по Прикаспийской НГП, присутствие сероводорода в газах этого региона и его отсутствие в газах Лено-Тунгусской НГП также не могло привести к различиям конденсатов исследуемых регионов. Таким образом, состав растворяющих газов не оказывает решающего влияния на свойства и состав конденсатов. Имеются данные о влиянии на состав конденсатов соотношений газообразных и жидких УВ, условий образования газоконденсатов (первичные, вторичные) и их залежей, сорбционных и катагенетических процессов и т. д. В исследованных нами регионах воздействие этих факторов не удалось проследить. Однако их влияние на конденсаты, по возможности, необходимо анализировать в каждом конкретном случае.

Подводя итоги можно заключить, что состав конденсатов определяется главным образом современными термобарическими условиями и составом ОВ, но влияние ОВ на состав конденсатов значительно слабее, чем воздействие термобарических условий. В связи с этим именно пластовые температуры и давления следует рассматривать как основные и универсальные (применимые во всех регионах и при сравнении конденсатов различных регионов) критерии прогноза свойств и состава конденсатов. Этот вывод имеет большое практическое значение, особенно в тех случаях, когда необходимо высказать предположения о составе флюидов новых слаборазбуренных регионов, районов, комплексов, по которым имеется ограниченная геолого-геохимическая информация. На основании наших данных с большой вероятностью можно полагать, что независимо от территориальной принадлежности залежей, типа, состава ОВ и ряда других особенностей оцениваемой площади при температурах менее 30 °С будут встречены в основном конденсаты плотностью менее 0,75 г/см3 и выходом бензинов 70-100 %, при температурах более 50 °С плотность конденсатов будет составлять, как правило, более 0,75 г/см³, концентрация бензинов не более 80 %.

Помимо термобарических условий при прогнозировании состава конденсатов необходимо использовать информацию о составе ОВ и в качестве дополнительных критериев все другие факторы, влияние которых на конденсаты проявляется в данном регионе, районе или комплексе.

В результате исследований проведено прогнозирование состава конденсатов подсолевых отложений Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП с учетом пластовых термобарических условий, особенностей ОВ очагов генерации, питавших различные зоны нефтегазонакопления, и состава растворяющих жидкие УВ газов.

При прогнозировании свойств и состава конденсатов в Прикаспийской НГП выделены три зоны распространения конденсатов различной плотности (рис. 2).

Наиболее легкие конденсаты плотностью менее 0,75 г/см³ предполагаются при пластовых температурах менее 50 °С и давлении до 23 МПа вдоль западной, северо-западной и северо-восточной границ Прикаспийской впадины в пределах Лободинской, Ровенско-Мокроусовской и в северной половине Оренбургской зон нефтегазонакопления. Конденсаты этой зоны будут содержать более 75 % бензинов, в которых метановые У В составят менее 50 %. По направлению к центру Прикаспийской впадины легкие конденсаты сменяются утяжеленными плотностью 0,75-0,80 г/см3, существующими при температурах 50-75 С и давлениях 25-37 МПа. Зона утяжеленных конденсатов примыкает к внутренней (обращенной к центру впадины) стороне Лободинской и Ровенско-Мокроусовской зон НГН, захватывая большую часть предполагаемой Озинковско-Алтатинской зоны НГН, Тепловскую, северную часть Карачаганак-Кобландинской и южную часть Оренбургской зон нефтегазонакопления. На востоке описываемая зона протягивается вдоль восточного борта Прикаспийской впадины, включая восточную часть Кенкияк-Жанажольской зоны НГН. Предполагается, что содержание бензинов в большинстве конденсатов этой зоны будет ниже, чем в предыдущей зоне (50-70 %), и лишь в районах, примыкающих к зоне легких конденсатов, оно будет превышать 75 %. Содержание метановых УВ в бензинах, видимо, менее 50 %.

Далее по направлению к центру впадины с увеличением глубины и давления (температура 70-85 С, давление 48-60 МПа) прогнозируются тяжелые конденсаты плотностью более 0,80 г/см3. Они предполагаются на большей части Джаныбекской, Питерско-Новоузенской, Деркульской, на значительной части Карачаганак-Кобландинской и в западной части Кенкияк-Жанажольской зон НГН. В конденсатах этой зоны прогнозируется содержание бензинов менее 50, а метановых УВ в бензинах более 50 %.

На схематической карте прогнза свойств и состава конденсатов отложений Лено-Тунгусской НГП (рис. 3), основываясь на информации о составе конденсатов уже открытых залежей и выявленных закономерностей изменения свойств и состава конденсатов в зависимости от термобарических условий в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) при низких температурах (менее 20 С) и давлениях (менее 20 МПа), выделяют зону очень легких конденсатов плотностью менее 0,70 г/см³, с выходом бензинов и содержанием метановых УВ в бензинах более 75 %, смолисто-асфальтеновых компонентов более 0,3 на конденсат.

На большей части Непско-Ботуобинской антеклизы (центральная, южная и западная ее части), где пластовые температуры составляют 30-40 °С, прогнозируются легкие конденсаты плотностью 0,70-0,75 г/см³, с выходом бензинов, как правило, более 75 % и лишь в отдельных пробах до 70 %; метановых УВ в бензинах более 75%, смол менее 0,3.

На крайнем юге и вдоль юго-восточного склона НБА в виде узкой полосы в районе распространения жирных газов предполагаются утяжеленные конденсаты (0,75 г/см3), в которых бензинов менее 75 %, метановых УВ в бензинах более 70, смол более 0,5.

В пределах Ангаро-Ленской ступени выделены три зоны, различающиеся по свойствам и составу конденсатов. В западной части протягивается зона легких конденсатов (0,70-0.75 г/см³). Содержание бензинов в конденсатах этой зоны меняется от 60 до 100 %, метановых УВ в бензинах преимущественно более 75 %. К востоку от этой территории обособляется зона утяжеленных конденсатов (более 0,75 г/см³) с содержанием бензинов менее 75 % и метановых УВ в бензинах 75 % и более, смол более 0,3. Восточнее нее, учитывая распространение в этом районе сухих газов, прогнозируют более легкие конденсаты, аналогичные тем, которые отмечены на западе Ангаро-Ленской ступени.

Исходя из имеющихся данных по составу конденсата Бысахтахской площади и относительно жестких термобарических условии в Березовской впадине ожидаются утяжеленные конденсаты (0,75-0,80 г/см³). В Катангской седловине с учетом состава конденсатов ванаварских горизонтов Собинского и Джелиндуконского месторождений, термобарических условий и высокого содержания гомологов метана (более 10 %) в свободных газах можно прогнозировать также в основном утяжеленные конденсаты с выходом бензинов более 75 %. В Байкитской антеклизе, на Оморинской и Юрубченской площадях, встречены очень легкие конденсаты плотностью 0,700 г/см³, с выходом бензинов 75 %. Однако с учетом геотермических условий (30-50 С), достаточно высокого содержания тяжелых УВ (около 10 %) в свободных газах и состава конденсатов в Катангской седловине, откуда УВ могли поступать на Байкитскую антеклизу, на территории последней можно ожидать распространение конденсатов плотностью 0,70-0,75 г/см³, с выходом бензинов более 75 % и метановых УВ в бензинах более 75.

Abstract

In this paper, we examine the results of the study of condensates from two major petroliferous provinces of the USSR (Precaspian and Lena-Tunguska). On the basis of the investigations conducted, it has been established that the distinctions of condensates and their changes within each of the regions are explained chiefly by variations in reservoir conditions and, as revealed by experimental daia and from a natural material, are fully consistent with the features of dissolution of individual groups of liquid hydrocarbons in gaseous ones. It is our conclusion thai reservoir temperatures and pressures should be considered as main and universal criteria for predicting the properties and compositions of condensates

Рис. 1. Изменение свойств и состава конденсатов в зависимости от пластовых геотермических условий.

.

Конденсаты: 1 Прикаспийской НГП. 2 - Лено-Тунгусской НГП: 3 линии минимальных и максимальных значений

Рис. 2. Карта прогноза свойств и состава конденсатов в среднекаменноугольно-нижнепермском нефтегазоносном комплексе Прикаспийской НГП.

1 - границы Прикаспийской НГП: 2 - изогипсы поверхности подсолевых отложений, км; 3 - месторождения газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные; 4 - изолинии плотности конденсатов. г/см3; зоны различной плотности конденсатов (г/cм³): 5 <0.75. 6 - 0.75-0.80. 7 >0.80

Рис. 3. Карта прогноза свойств и состава конденсатов подсолевых вендских и венд-нижнекембрийских отложений Лено-Тунгусской НГП.

Границы: 1 - Сибирской платформы. 2 - надпорядковых тектонических элементов, 3 - тектонических элементов I порядка (сводов, мегавалов, зон поднятий и т. д.); 4 - предполагаемые изотермы, С; месторождения: 5 - нефтяные. 6 нефтегазоконденсатные, 7 –газовые, 8 - газоконденсатные. 9 изолинии плотности (г/см3) (а – достоверные, б - предполагаемые); зоны различной плотности конденсатов (г/см³): 10 - <0.70, 11 - 0,70-0.75 (а достоверные. б- предполагаемые). 12 >0,75; 13 - подток относительно «сухих» газов поздней генерации