Присутствие битумов, извлекаемых хлороформом (ХБА), в породах может быть связано с седиментационным накоплением, генерацией при катагенных преобразованиях сингенетичного ОВ, микроаккумуляцией миграционных битумов, остатками нефти, конденсата и их дериватов, сохранившимися в керне. Основная масса продуктивных пород Карачаганакского резервуара содержит в основном ХБА нефтяного и конденсатного генезиса [5]. Образцы со значительной примесью сингенетичного битума (доманикоидные фации) в корреляции не участвуют. Ранее была установлена возможность реконструировать с помощью метода материального баланса концентрацию и состав нефти и конденсата в пласте по содержанию и составу ХБА нефтяного и конденсатного генезиса [3]. Поэтому корреляция между параметрами ХБА и пористостью и проницаемостью может помочь при решении вопроса о влиянии ФЕС пород на накопление и перераспределение нефтегазовых флюидов в ловушках карбонатных резервуаров и нефтеотдачу рифогенных коллекторов в глубоко погруженных, высокоамплитудных нефтегазоконденсатных залежах Карачаганакского типа.

Карачаганакское месторождение приурочено к карбонатному массиву, сложенному фаменскими, нижнекаменноугольными и нижнепермскими отложениями рифовых и сопутствующих им фаций [2] с сильно меняющимися в пространстве ФЕС пород [1, 2]. Для залежи характерны аномально высокие пластовые давления и низкие температуры для глубин 3,7–5,3 км. Данные о коэффициентах эффективной пористости (Кп) и проницаемости (Кпр) получены петрофизическими и геофизическими (ГИС) методами. Очень сильный разброс значений сравниваемых параметров друг относительно друга позволил провести только их графическую корреляцию, для которой были использованы данные о ФЕС и ХБА по 600 образцам (и точкам разреза в случае определения ФЕС по ГИС).

На рис. 1 максимальные и средние значения ХБА имеют тенденцию уменьшаться по мере увеличения Кп и Кпр, причем это уменьшение имеет как бы ступенчатый характер с границами Кп 9 и 14% и Кпр 30·10^-3 мкм². Ступени по Кп соответствуют зоне нефтяной оторочки (Кп=8–16%) и участкам развития пород, содержащих асфальтизированные дериваты палеонефтей, в пределах газоконденсатной зоны (Кп=2–9 %).

В пределах ступеней (зон) разброс значений ХБА для каждого значения Кп и Кпр составляет 1–125 кг/м³. В газоконденсатной зоне, наоборот, каждому небольшому (0,05–0,2 %) значению ХБА соответствует разброс Кп от 3 до 18 % и Кпp от 0,1 до 100*10^-3 мкм².

Такой характер соотношений концентрации ХБА и ФЕС подтверждает представление о значительно большей “неприхотливости” газоконденсата по отношению к ФЕС по сравнению с нефтью, его значительно большей возможности распространения по межзерновому пространству. Большой разброс значений ХБА в нефтяной оторочке, видимо, указывает на то, что в ее пределах далеко не повсеместно межзерновая емкость коллекторов и неколлекторов заполнена нефтью, т. е. имеет место разрыв сплошности нефтяной фазы. Одной из причин этого может служить значительная доля пород с низкой (менее 2•10^–3 мкм) проницаемостью (см. рис. 1).

В участках распространения пород с асфальтизированными дериватами палеонефтей (скв. 16) последние, судя по концентрациям ХБА, так же как и в нефтяной зоне, оккупировали однотипное межзерновое пространство с разной степенью заполнения. Доля заполненных палеонефтью пород, т. е. степень сплошности палеонефтяной фазы была здесь несколько большей, чем в современной нефтяной оторочке. Возможно, что это связано с существенно большей проницаемостью (6–30х10^-3 мкм²), чем в нефтяной оторочке.

Корреляция ХБА – ФЕС позволяет предположить, что при существующем уровне проницаемости карбонатных толщ в нефтяных оторочках залежей Карачаганакского типа нижним пределом Кп для нефтеносных коллекторов (коэффициент нефтенасыщенности более 50 %, содержание нефти в пласте более 35 кг/м³) является значение 8 % . В палеозалежи нефти, существовавшей в пределах южного миникупола, критические значения Кп из-за более высокой проницаемости были, возможно, более низкими: высокие концентрации ХБА характерны для пород с Кп 4–7 % (см. рис. 1). Однако вполне возможно, что низкие значения Кп отражают вторичное ухудшение пористости под влиянием криптогипергенных процессов разрушения залежи, в том числе запечатывание пор вязким и твердым битумом.

Таким образом, прямой количественной связи между ФЕС пород и накоплением в них нефтяных и газоконденсатных флюидов в рассмотренном резервуаре нет. Концентрация ХБА связана с вертикальной зональностью распределения в ловушке УВ разного фазового состояния и положением границы нефть – вода. Распределение концентраций ХБА, а, следовательно, и нефтяных флюидов в пределах залежи больше зависит от масштабов и стадийности поступления в ловушку УВ-флюидов, гравитационных и динамических факторов, чем от ФЕС. Ясно также, что ФЕС не являются главенствующим, а тем более единственным фактором, определяющим интенсивность выделения флюидов из пласта. Их остаток в керне весьма различен по количеству при одинаковых Кп и Кпр.

Рис. 2 демонстрирует существенный (от 10 до 70 %) разброс значений доли УВ в составе ХБА практически при каждом Кп и Кпр во всех флюидальных зонах месторождения. Но верхний предел значений этого параметра, характеризующего подвижность пластового флюида в целом, зависит при одинаковых Кп и Кпр от принадлежности к той или иной зоне. Так, в водоносной и водонефтяной зонах и участках газоконденсатной зоны, содержащих большое количество асфальтизированных палеонефтей, доля УВ в ХБА обычно не превышает 40 % (при минимуме в 10–15 %), тогда как в ХБА пород нефтяной и газоконденсатной зон при тех же значениях ФЕС она колеблется от 45 до 70 %.

На этом фоне проявляется очень слабая тенденция к некоторому снижению доли УВ по мере возрастания Кп, возможно, связанному с большими потерями УВ из пористых разностей. Еще слабее доля УВ связана с проницаемостью, хотя в породах нефтяной, нефтегазоконденсатной и газоконденсатной зон с повышенными (свыше 0,5 %) содержаниями ХБА возможно увеличение доли УВ в ХБА пород с повышенной проницаемостью. По-видимому, при прочих равных условиях пористость и проницаемость пород если и влияют на потерю нефти и газоконденсата из керна, то не столь уже кардинально.

Доля асфальтенов, т. е. наименее подвижных, остаточно накапливающих и новообразующихся при окислении в породах компонентов ХБА, колеблется в породах Карачаганакской залежи и под ней от 0,5 до 60 % при Кп от 1 до 20 % (рис. 3, рис.4). Она максимальна в породах, расположенных в пределах водонефтяного контакта, водонефтяной зоны и участков газоконденсатной зоны, содержащих остатки окисленных палеонефтей, вне зависимости от величины Кп и Кпр. В газоконденсатоносных и нефтеносных породах отмечается очень слабая тенденция возрастания доли асфальтенов по мере снижения Кп и Кпр. Вряд ли ее можно связывать с остаточным накоплением асфальтенов при испарении УВ из керна: этот процесс должен быть более сильным в образцах керна с хорошими ФЕС. Возможно, накопление асфальтенов в породах с плохими ФЕС обусловлено перераспределением и вымыванием УВ и более легких смол при образовании газоконденсатной залежи на месте нефтяной: из низкопоровых и слабопроницаемых пород в породы с лучшими ФЕС могли уйти только наиболее легкие компоненты нефти.

Парафиновые УВ – важная составная часть нефтей, конденсатов и их битумных остатков в керне. В рассматриваемом объекте их доля в составе метаново-нафтеновой фракции (МНФ) ХБА практически одинакова в породах с разной пористостью (см. рис. 3) и проницаемостью (см. рис. 4). Мало различается она и в отбензиненных нефтяных и конденсате из разных участков залежи. Довольно слабо влияет на величину этого параметра и характер продуктивности зоны, из которой взят образец керна, хотя в общем случае при близких ФЕС нефтенасыщенные образцы и образцы, содержащие газоконденсат, более богаты парафиновыми УВ (50–70 % от МНФ), чем образцы из водонефтяной (40–55 %) и водоносной (40–50 %) зон.

Не зависит от ФЕС и доля н-алканов в ХБА и МНФ, которая при любых значениях Кп и Кпр обычно больше в образцах из нефтенасыщенных пород нефтяной оторочки и пород газоконденсатной зоны (5–10 и 10–18 % соответственно), чем в водоносной и водонефтяной зонах (1–5 и 1–7 % соответственно).

Не влияют ФЕС пород непосредственно и на состав ароматической фракции (АФ) ХБА, в частности на содержание в ней наиболее легких компонентов, алкилбензолов, хотя слабое возрастание значений этого параметра по мере увеличения пористости и проницаемости все же имеет место (см. рис. 3, рис.4), особенно в пределах одной и той же зоны продуктивности.

Тиоароматика обычно в значительной степени связана с процессами осернения ХБА. В Карачаганакском объекте ее доля в составе АФ довольно высока (15–40 %), но опять не обнаруживает связи с параметрами ФЕС (рис. 5).

Легкие УВ (C₁–С₁₀) теряются из керна в первую очередь, поэтому их количество, определенное пирохроматографическим методом, в 80 образцах, характеризующих разные зоны месторождения, обычно на два порядка ниже, чем содержание ХБА (от 0,0015 до 0,009%). Казалось бы, что в породах с высокими пористостью и проницаемостью потери легких УВ должны быть больше, чем из пород с плохими ФЕС. Однако в рассматриваемом объекте их концентрация не зависит от ФЕС, но зависит от характера флюидонасыщения образца.

Таким образом, строгой связи между содержанием, особенно составом легких УВ и битумов нефтяного и конденсатного генезиса, и параметрами ФЕС в каждом единичном объеме рассмотренного резервуара не установлено, даже в пределах одной и той же флюидальной зоны. Содержание и состав ХБА и легких УВ в основном определяется принадлежностью к газоконденсатной, нефтяной, водной и переходным зонам. Отсюда следует ряд важных, по мнению автора, выводов. В частности, вывод о том, что значения ФЕС должны мало влиять на расчеты масс пластовых нефтей по содержанию ХБА и прогноз состава нефтей по составу УВ ХБА. Можно также предположить, что в пределах месторождения в целом и каждой флюидальной зоны в частности на завершающих этапах формирования и этапе стабилизации происходят процессы перераспределения УВ-флюидов, ведущие к нивелировке их состава и заполнению не только открытого порового трещинного пространства, но и субкапилляров матрицы и тупиковых пор.

Доказательством этого предположения служат и. некоторые закономерности пространственного изменения содержания и состава ХБА, ФЕС, доломитизации и сульфатизации пород в пределах резервуара, выявленные при анализе составленных автором моделей битуминозности, флюидонасыщения, размещения коллекторских свойств, особенностей межзернового пространства.

Так, в купольной части газоконденсатной зоны месторождения вплоть до уровня –4400 м наибольшую роль играют высокопористые (8–20 %), проницаемые (свыше 5-10^-3 мкм²), высокосульфатные породы с содержанием ХБА не более 0,3%, большой (60–70%) долей в ХБА УВ и низкой (менее 50 %) асфальтенов. Ниже по разрезу возрастает территориальная изменчивость значений всех сравниваемых параметров, причем постепенно возрастает площадь участков с низкой (менее 1·10^-3 мкм²) проницаемостью, пористостью (менее 5 %) и сульфатностыо, повышенной (0,5–2 %) битуминозностью и содержанием в ХБА асфальтенов (свыше 10 %), низким (менее 40 %) содержанием УВ. Таким образом, особенностью Карачаганакского резервуара является однонаправленность тенденций изменения от кровли к подошве залежи пористости, проницаемости и сульфатности с тенденциями изменения содержания УВ в ХБА и разнонаправленность с тенденциями изменения концентрации ХБА и доли асфальтенов в ней.

1. Багринцева К.П., Бочко Р.А. Геометрия порового пространства карбонатных коллекторов месторождений Прикаспийской впадины // Труды ВНИГНИ. Эффективные методы прогноза нефтегазоносности природных резервуаров.– 1988.
2. Геологическое строение Карачаганакского газоконденсатного месторождения / К.И. Багринцева, А.А. Голев, Л.Г. Кирюхин и др. / Экспресс-информация ВИЭМС. Сер. Геол. методы поисков и раза месторождений нефти и газа.– 1981.–Вып. 12.–С. 1–12.
3. Ларская Е.С. Методические рекомендации по применению битуминологических показателей для оценки масштабов нефтенакопления.– М.: ВНИГНИ.– 1986.
4. Литогенез и коллекторы Карачаганакского рифогенного нефтегазоносного комплекса / Т.А. Югай, В. Б. Щеглов, А. К. Заморенов, В. И. Клюев / В кн.: Геология рифов и их газоносность.– Карши.– 1985.– С. 172–174.
5. Модель газоконденсатно-нефтяной залежи Карачаганакского месторождения / К. С. Ларская, К.А. Клещев, А.Н. Сухова и др. // Советская геология.– 1987.– № 4.– С. 14–23.

A correlation of data on the content and composition of bitumens and hydrocarbons of oil and condensate genesis extracted from 600 core samples from the productive and water-bearing portions of the Karachaganak trap has indicated the absence of any strong relationship between filtration-capacity properties, degree of filling the intergranual space and quality of petroleum fluids. The content and composition of chloroform bitumens are largely determined by a fuidal zone and adhere to a significant degree to a vertical zonation resulted from the redistribution of fluids in the reservoir.

Зоны: 1 – нефтяная (I), 2 – газоконденсатная с вязкими битумами (II), 3 – газоконденсатная (III), 4 – газоконденсатно-нефтяная, 5 – водоносная

Зоны при ХБА менее 0,5 %: 1 – нефтяная, 2 – нижнепермская газоконденсатная, 3 – газоконденсатно-нефтяная, 4 – водонефтяная, 5 – фаменская газоконденсатная, 6 – водоносная (фаменские отложения), 7 – водоносная (карбон и пермь); при ХБА свыше 0,5 %: 8 – нефтяная

Зоны при ХБА менее 0,5 %: 1 – нефтяная (Н), 2 – газоконденсатная (ГК), 3 – газоконденсатно-нефтяная (ГК-Н), 4 – окисленных палеонефтей (ОП); 5 – водонефтяная (ВН), 6– водоносная (В); при ХБА более 0,5% усл. обозн. те же в квадратах

Усл. обозн. см. на рис. 3

Усл. обозн. см. на рис. 3