Основные тенденции изменения свойств нафтидов во флюидальных комплексах

Т.А. САФРАНОВ, Е.Б. ДЕЙМОНТОВИЧ (ТО ИГИРНИГМ)

Флюидоносные комплексы представляют собой системы, где протекают саморегулирующиеся и взаимодействующие процессы нафтидогенеза. Тенденция изменения физико-химических свойств нефтей и конденсатов наиболее выражена с глубиной в сторону уменьшения их плотности и смолистости, увеличения содержания легких (бензиновых) фракций и доли алкановых УВ. В свободных газах с ростом глубины залегания и возраста флюидоносных отложений обычно намечается повышение доли тяжелых УВ [2]. Отмеченная тенденция не проявляется при инфильтрационных процессах, перераспределении пластовых флюидов в результате вертикальной миграции и т. д. Отсутствие связи между свойствами нафтидов и глубиной их залегания наблюдается и в условиях тектонической раздробленности локальных структур и/или литолого-фациальной и фильтрационной неоднородностей продуктивных отложений. Некоторые параметры нафтидов изменяются в процессе разработки залежей.

При рассмотрении характера распределения нафтидов в осадочных толщах Афгано-Таджикской и Ферганской впадин выявлена тенденция, проявляющаяся независимо от глубины, стратиграфической приуроченности и региональной принадлежности флюидоносных горизонтов. Несмотря на некоторое несовпадение геологических, гидродинамических и гидрогеохимических границ между отдельными флюидоносными комплексами в пределах эпиплатформенного орогена юго-восточной части Средней Азии [3] в Афгано-Таджикской и Ферганской впадинах в самых общих чертах можно выделить юрский, неоком-сеноманский, сенон-палеоценовый, среднеэоценовый и верхнеэоцен-олигоценовый флюидоносные комплексы. Флюидоносные комплексы изолированы друг от друга региональными флюидоупорами, сложенными преимущественно глинистыми или сульфатными породами. В пределах одного месторождения (от залежи к залежи) вверх по разрезу некоторых флюидоносных комплексов отмечено увеличение содержания бензиновых фракций в нефтях и конденсатах (табл. 1) и доли тяжелых углеводородов в УВ части свободных газов (табл. 2). Если месторождение включает несколько флюидоносных комплексов, то в каждом из них повторяется указанная тенденция. Помимо внутренних связей, свойственных флюидоносным комплексам, аналогичные связи наблюдаются при сопоставлении нескольких флюидоносных комплексов, что видно на примере месторождения Ниязбек – Северный Каракчикум в юго-западной части Ферганской впадины (см. табл. 2). При этом следует отметить, что изменения состава и степени минерализации пластовых вод по разрезу выражены нечетко. Аналогичные тенденции изменения свойств флюидов выявлены и в других регионах. Так, в Восточной Сибири на месторождении Даниловское нефти двух продуктивных пластов УК₁ и УК₂ устькутского горизонта, а также конденсаты и газы двух продуктивных пластов BЧ₁ и ВЧ₂ чонского горизонта месторождения Верхнечонское в зависимости от положения в разрезе флюидоносного комплекса находятся в таком же соотношении, как и нафтиды флюидоносных горизонтов Афгано-Таджикской и Ферганской впадин [1].

Поскольку данная тенденция прослеживается по разрезу флюидоносных комплексов, заключенных между надежными флюидоупорами, то и причины, обусловившие такое распределение нафтидов, следует искать в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления, протекающих в этой системе в течение длительного геологического времени. Вероятно, что механизм гравитации вызывает некоторую дифференциацию нафтидов по разрезу отдельных комплексов. В процессе нафтидогенеза газы, постоянно ассоциирующие с нефтью, тем сильнее обогащаются тяжелыми углеводородами, чем с более легкими нефтями (конденсатами) они контактируют (при равных термодинамических условиях).

Наиболее простое, объяснение выявленных тенденций распределения нафтидов по разрезу флюидоносных комплексов можно связывать с процессами перераспределения нафтидов в пределах пространства, контролируемого региональными флюидоупорами. Однако подобные тенденции обусловлены не только процессами перераспределения, дифференциации углеводородных флюидов, но и в какой-то мере предопределены генетически. В подтверждение следует отметить, что битумоиды, заключенные в осадочных породах мезозойско-палеогеновых отложений Афгано-Таджикской впадины, также характеризуются изменениями по разрезу. Прослежены статистические связи, которые не обязательно должны быть и генетическими, некоторых параметров битумоидов (асфальтенов и масле в групповом составе, гетероэлементов и углерода в элементном составе хлороформенного битумоида ХБ). В данном случае важно, что связи рассчитаны между компонентами, определенными из различных навесок битумоида, так как задача состояла в выявлении наличия или отсутствия тенденций изменений битумоидов по разрезу осадочных толщ, в которых локализуются флюидоносные комплексы. Уравнения прямолинейной регрессии, показывающие связь между асфальтенами Y₁ и гетерогенными элементами Х₁ в ХБ приведены в табл. 3. Нетрудно заметить, что соответствующие линии регрессии по разрезу осадочных отложений последовательно образуют меньшие углы с осью X. Линии регрессии при движении от подошвы к кровле флюидоносных отложений поворачиваются по часовой стрелке независимо от роста доли асфальтенов в битумоидах вверх по разрезу (меловые отложения) или их убывания (палеоценовые отложения). Положение линий регрессии (рисунок) позволяет считать, что суммарные качественные изменения битумоидов, по-видимому, обусловлены геологическим развитием региона. Так, можно предположить, что сближенные линии регрессии для отложений альба, сеномана и турона свидетельствуют о сходных условиях формирования этих толщ и их нефтегазоматеринского потенциала. По разрезу осадочных толщ снизу вверх закономерно и последовательно на единицу асфальтенов независимо возрастает доля гетероэлементов. Это сочетается с тенденциями изменения свойств нефтей и конденсатов по разрезу флюидоносного комплекса, отмеченных выше. При этом можно судить об универсальности происходящих в битумоидной системе преобразований, так как независимо от “стратовых” условий они протекают в одинаковом направлении. Направление преобразований можно проследить и в синхронном срезе (от более погруженных, к менее погруженным частям разреза), и в литологическом спектре (например, в верхнеюрских отложениях от известняков к доломитам и далее к ангидритизированным доломитам). Следует отметить, что однонаправленные изменения по разрезу осадочных толщ Афгано-Таджикской впадины прослежены также при определении уравнений регрессии по содержанию углерода в элементном составе (Х₂) и масел в групповом составе (Y₂) в ХБ. Судя по уравнениям регрессии обособляются не только известные комплексы с доказанной продуктивностью, но и туркестан-риштанские слои эоцена, что позволяет предполагать нафтидоносность риштанских отложений в глубокопогруженных частях Афгано-Таджикской впадины. По-видимому, аналогичные тенденции изменений свойств битумоидных компонентов характерны и для других регионов.

Таким образом, некоторые свойства углеводородных флюидов в многопластовых месторождениях изменяются по разрезу флюидоносных комплексов по одному и тому же типу – снизу вверх в пределах отдельного комплекса месторождения увеличивается содержание бензинов в нефтях (конденсатах) и возрастает доля тяжелых углеводородов в газах. В этом же направлении отмечаются закономерные изменения связей независимых параметров битумоидов. Распределение физико-химических параметров нафтидов по разрезу флюидоносных комплексов согласуется с направленностью изменений некоторых химико-битуминологических параметров по разрезу осадочных толщ, является следствием и показателем генетических связей органического вещества осадочных пород и нафтидов. Поскольку закономерные изменения битумоидных компонентов и нафтидов проявляются в пределах флюидоносных комплексов, то формирование указанных закономерностей следует связывать с механизмом длительного перераспределения мобильных компонентов органического вещества в замкнутых системах, заключенных между региональными флюидоупорами.

Отмеченные тенденции позволяют судить о возможном характере изменения свойств углеводородных флюидов с увеличением глубины залегания и возраста продуктивных отложений. За счет этого открываются возможности для дифференциации разреза флюидоносных отложений и прогноза недостаточно изученных объектов по геохимическим критериям.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы / Д.И. Дробот, Р.Н. Прескова, А.Э. Конторович и др.– М.: Недра, 1988.
2. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа.– М.: Недра, 1969.
3. О нефтегазогидрогеологическом районировании Афгано-Таджикской впадины / Я.Р. Меламед, Т.А. Сафранов, В.Н. Афанасьева, Н.И. Костров // Геология нефти и газа.– 1989.– № 6.– С. 13–16.

Abstract

The tendency of hydrocarbon characteristics chage in multilayer oil and gas fields is discovered: petrol content in oils and condensates and heavy hydrocabons content in free gases increases upwards (from pool to pool). Similar tendencies in a chage of relations between independent bitumen parameters are obseveredin section of all fluid bearing formations. The revealed tendencies can be used for geochemical forcast of unstuded areas.

Таблица 1. Среднее содержание бензиновых фракций (%) в нефтях некоторых месторождений Афгано-Таджикской и Ферганской впадин

Таблица 2. Отношение метана к его гомологам в свободных газах некоторых месторождений Афгано-Таджикской и Ферганской впадин

Примечание. Х₁ – гетерогенные элементы, Х₂ – углерод, Y₁ – асфальтены, Y₂ – масла в битумоиде.

Рисунок Зависимость между содержанием асфальтенов (Y) и гетерогенными элементами (X) в хлороформном битуме