|
УДК 553.98:550.5 |
|
|
|
© В.М. Губницкий, 1993 |
Прогноз фазового состояния скоплений УВ и качества нефтей и газов
В.М. ГУБНИЦКИЙ (ВО ИГиРГИ)
Среди вопросов прогнозной оценки большое значение имеет качественный аспект - направленное и надежное прогнозирование состава скоплений УВ (нефтей, газов и природных битумов) на перспективных площадях. Необходимость дифференцированной оценки структур, подготавливаемых к поисково-разведочному бурению, по качеству ожидаемых флюидов обусловлена несколькими причинами и, в первую очередь, зависимостью темпов освоения запасов от состава нефтей и битумов в разрабатываемых залежах.
Проблема качества добываемых флюидов, безусловно, многогранна и затрагивает интересы различных отраслей народного хозяйства. Определяющий фактор при отнесении нефтей к группе высококачественных (с позиций максимального освоения ресурсов) - повышенный уровень нефтеотдачи при сохранении стабильного товарного (экспортного) потенциала УВ-сырья. Данным требованиям в основном отвечают легкие газонасыщенные нефти с низкой сернистостью и повышенным содержанием в попутных газах УВ-компонентов, в первую очередь, тяжелых УВ (этана, пропана, бутанов, пенталов) - основного сырья нефтехимии.
Немаловажное значение имеет и экологический аспект проблемы. Надежный прогноз территорий распространения природных битумов и высоковязких нефтей часто с повышенной концентрацией тяжелых металлов, сернистых нефтей, особенно с высоким содержанием меркаптанов, попутных и свободных газов с высоким содержанием сероводорода позволяет объективно оценить в структуре прогнозных ресурсов долю агрессивных запасов и предусмотреть проведение в районах их добычи комплекса природоохранительных мероприятий, максимально уменьшающих опасность загрязнения почвы, воздуха и водной среды.
Учитывая эти вопросы, прогноз качества в отдельных регионах можно проводить путем выбора направлений поисковых работ на УВ-сырье определенного состава. Для оценки качества нефтей в геохимической практике используются многочисленные показатели. Рассмотрим лишь параметры, необходимые для подсчета запасов (плотность, газонасыщенность), оценки темпов их освоения (пластовая вязкость) и определения товарной ценности самих нефтей (сернистость, содержание металлов, состав попутных газов).
Прогнозирование качественных параметров нефтегазоносности исследуемых территорий является сложной задачей, поскольку состав флюидов определяется суммарным воздействием широкого спектра геолого-геохимических факторов, которые условно можно разделить на две обширные и достаточно обособленные группы. Первая группа (глобальных факторов) учитывает влияние на состав продуцируемых флюидов региональных Процессов: нефтегазообразования, нефтегазонакопления и переформирования залежей УВ. Вторая группа охватывает сумму локальных факторов, связанных с различиями условий залегания флюидов в отдельных скоплениях. Масштабы влияния и направленность воздействия на состав флюидов геолого-геохимических факторов, особенно первой группы, относятся к числу остродискуссионных вопросов нефтяной геологии и геохимии и оцениваются различными исследованиями неоднозначно.
Как показывает многолетний опыт проведения геолого-геохимических исследований во многих нефтегазоносных провинциях мира, качество УВ-флюидов во вновь открываемых залежах в целом соответствует регионально сложившемуся их облику в определенных тектонических зонах и изменяется по простиранию одновозрастных отложений и осадочному разрезу закономерно. Это обстоятельство позволяет рассматривать особенности зонального размещения УВ-скоплений по составу в литолого-стратиграфических комплексах пород и группах структур в виде объективной основы прогноза качества флюидов по направлениям геолого-поисковых работ.
Центральные районы Волго-Уральской провинции (Самарско-Оренбургское Заволжье), где на сравнительно ограниченной территории сосредоточены скопления нафтидов широкого качественного диапазона от битумов и тяжелых смолистых нефтей до легких газонасыщенных нефтей, представляет собой естественный геолого-геохимический полигон для подобного рода исследований. Установленные здесь закономерности могут служить основой для реконструкции процессов зонального размещения нефтей и попутных газов по составу на обширных пространствах Русской платформы.
Для нефтей палеозоя центральных районов Урало-Поволжья характерны широкий диапазон изменения плотности от 791 до 973 кг/м3, сернистости от 0,3 до 5,6 %, газосодержания от 5 до 470 м3/т, пластовой вязкости от 0,2 до 408 мПа-с. Тяжелые высокосернистые нефти с низким газосодержанием и повышенной вязкостью в основном сосредоточены в залежах Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины. В юго-восточном направлении тяжелые нефти постепенно замещаются более легкими и газонасыщенными разностями. Несмотря на региональную приуроченность тяжелых нефтей к северной зоне рассматриваемой территории, размещение нефтей и попутных газов [3] по параметрам качества в разрезе палеозоя характеризуется определенными закономерностями.
Специфика зонального размещения газонефтяных систем по качеству в литолого-стратиграфических комплексах осадочной толщи может анализироваться с помощью карт-схем, вариационных кривых и графиков изменения соответствующих параметров.
Нефти и попутные газы с лучшими качественными параметрами встречены в терригенных отложениях эйфельско-франского литолого-стратиграфического комплекса пород (рис. 1). По распределению параметров газонефтяные системы терригенного девона заметно отличаются от состава всех вышезалегающих отложений палеозоя. Распределение нефтей по степени сернистости близко к теоретическому нормальному распределению (Гауссовой кривой) с модой (Mo) 1-1,2 %. Вариационные кривые газосодержания и концентрации метана в попутных газах первого комплекса отличаются правосторонней асимметрией и дополнительными максимумами: 160-200, 370-400 м3/т и 40-45, 52-57 % соответственно.
В стратиграфическом разрезе палеозоя центральной зоны Урало-Поволжья легкие нефти плотностью менее 830 кг/м3, вязкостью до 1 мПа-с и газосодержанием свыше 150-200 м3/т наиболее распространены в двух стратиграфических интервалах: пластах ДIII-ДIV-ДV живетского яруса и в регионально нефтеносном пласте ДI пашийского горизонта. В то же время характер пространственного размещения газонефтяных систем по составу в данных интервалах девона далеко не идентичен.
В живетских отложениях (подкомплекс Г) улучшение качественных показателей в юго-восточном направлении определяется более жесткими термобарическими условиями залегания среднедевонских пластов Бузулукской впадины. В ряду всех стратиграфических интервалов палеозоя УВ-флюиды среднего девона отличаются наиболее стабильным составом.
В пашийско-кыновских отложениях (подкомплекс I") доминирующее влияние оказывает тектонический фактор. Залежи легких, маловязких, газонасыщенных нефтей приурочены к четко выраженным в современном структурном плане зонам линейных дислокаций субширотного простирания - Жигулевско-Самаркинской и Большекинельской.
Размещение нефтегазоносных систем по составу в верхнедевонских отложениях в значительной степени определяется новейшими процессами переформирования залежей, в результате которых дополнительные объемы менее сорбируемых, низкомолекулярных УВ мигрировали из расформированных залежей в структуры приподнятых зон [2]. Одновременно в залежах депрессионных зон Бузулукской впадины, являющихся «донорами» этих УВ, формируется облик более тяжелых разностей систем, который не достигает значений, свойственных собственно гипергенно измененным флюидам.
Трансформация первоначального состава газонефтяной системы в тектонической паре вал - депрессия происходит на фоне общей изолированности залежей под региональным кыновским флюидоупором и пластовых температур свыше 60-70 °С, т.е. протекает в условиях подавления активных гипергенных процессов.
Продуктивные отложения терригенного девона практически на всей территории можно рассматривать в виде самостоятельного объекта поиска высококачественных нефтей, попутных газов и интенсивного освоения выявленных запасов. Тяжелые высоковязкие разности могут иметь лишь спорадическое распространение на крайнем северо-западе территории (Мелекесская впадина).
В продуктивных пластах франско-турнейского карбонатного комплекса (II) качественный облик газонефтяной системы заметно изменен. Здесь резко сокращается площадь распространения легких маловязких нефтей с пониженной сернистостью, и одновременно расширяются верхние пределы вязкости (до 130 мПа-с), сернистости (до 5,6 %). В залежах II комплекса полностью отсутствуют разности газонефтяной системы с газосодержанием более 120 м3/т. Модальные значения суммарной концентрации УВ С2 - С5 повышаются до 60- 62 % при одновременном снижении в структуре попутных газов метаносодержания до 20-22 %. Одновременно расширяется диапазон концентраций азота до 26 %. Локальные зоны легких маловязких нефтей с газонасыщенностью более 40 м3/т и повышенной концентрацией УВ в попутных газах встречены в скоплениях Жигулевско-Пугачевского свода, Борской депрессии и Кулешовской дислокации.
В нижнекаменноугольном терригенном комплексе (III) зона развития тяжелых высоковязких нефтей с сернистостью более 3 %, существенно расширяясь, захватывает залежи Шенталинской группы поднятий Южно-Татарского свода и распространяется на юг до центральных районов Сокской седловины. В составе попутных газов возрастает концентрация азота и кислых газов до 55-60 и 6-8 % соответственно. В распределении УВ С2-C5 III комплекса нижние пределы концентрации тяжелых УВ расширяются до 18-20 %. Своеобразным тектоническим барьером в размещении УВ-флюидов служит Жигулевско-Самаркинская система валов, в залежах которой плотность, вязкость и весь комплекс параметров заметно улучшается и сохраняется на стабильном уровне вплоть до южных границ Бузулукской впадины.
В окско-башкирском карбонатном комплексе (IV) прослеживается дальнейшее снижение модальных значений метаносодержания попутных газов до 12-14 %. В структуре неуглеводородных компонентов попутных газов более отчетливо фиксируется тенденция усиления гипергенной преобразованности газонефтяной системы: в концентрационном распределении азота наряду с характерным максимумом (15 %) появляется дополнительный пик (25-27 %), а в распределении кислых газов усиливается максимум в интервале 5-6 %. Нефти с лучшими качественными показателями в залежах IV комплекса встречены в центральных и южных районах Бузулукской впадины.
Во всех комплексах палеозоя суммарное газосодержание газонефтяной системы и состав растворенных газов находятся в прямой зависимости от качественного облика нефтей. Возрастание относительной доли азота в попутных газах сопровождается почти пропорциональным снижением в них концентрации метана и газонасыщенности (рис. 2). Соотношение метан/азот можно рассматривать в виде показателя гипергенной разрушенности газонефтяных систем [1, 4].
Зона газонефтяной системы терригенного девона отчетливо выделяется на графике повышенными (более 7) значениями показателя CH4/N2. В пермско-каменноугольное время одновременно с увеличением смолисто-асфальтеновых компонентов и снижением бензинового потенциала закономерно изменяется и структура газовой фазы - заметно подает концентрация метана и суммарный газовый фактор. Максимальная разрушенность УВ-составляющей характерна для флюидов нижнего и среднего карбона Южно-Татарского свода (г.ф.= 10-30 м3/т, CH4/N2=0,4-1,5), приуроченных к геохимической зоне гипергенеза (ТПЛ= 20-40 °С).
Графическая зависимость между газовым потенциалом и показателем гипергенной разрушенности их УВ-основы позволяет по известному значению газосодержания вновь открываемых залежей с учетом их тектонической и стратиграфической приуроченности ориентировочно определить основные качественные параметры попутных газов.
Состав добываемых нефтей в значительной степени предопределяет и темпы освоения запасов. Добыча нефтей на месторождениях Среднего Поволжья и в целом по Волго-Уральской провинции обеспечивается в основном за счет легких маловязких разностей. Максимальные темпы освоения запасов характерны для нефтей плотностью до 870 кг/м3, сернистостью менее 2 % и пластовой вязкостью менее 5 мПа-с. Коэффициент освоения запасов, рассчитанный в виде отношения накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам, направленно снижается при переходе к группе тяжелых, высокосернистых, высоковязких нефтей (табл. 1).
Максимальные темпы падения коэффициента освоения запасов до значений 0,13-0,16 наблюдаются при переходе к группе нефтей с плотностью более 910 кг/м3, сернистостью выше 4 % и вязкостью более 50 мПа*с. В этой связи можно отметить, что разработка скоплений тяжелых, высоковязких нефтей в каменноугольных отложениях на территории Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины в ощутимых для народного хозяйства масштабах возможна только с привлечением новейших (третичных) более дорогостоящих методов нефтедобычи.
Анализ размещения нефтей по качеству в палеозойской толще центральных районов Урало-Поволжья позволяет рассматривать пашийские отложения структурно-приподнятых зон Бузулукской впадины, франско-турнейские и окско-башкирские отложения Жигулевско-Пугаческого свода, а также весь комплекс осадков юга Бузулукской впадины в виде зон, благоприятных для поиска легких, маловязких, газонасыщенных нефтей с сернистостью менее 2 %.
С точки зрения охраны окружающей среды и комплексного использования УВ-сырья одним из важных практических аспектов проблемы качества нафтидов являются вопросы металлогении. Тяжелые нефти и природные битумы Самарско-Оренбургского Заволжья обогащены рядом элементов. Наибольший практический интерес представляют ванадий и никель. В табл. 2 по материалам ВНИГРИ приводится динамика изменения концентраций микроэлементов в нефтях и битумах различных структурных зон.
В Самарско-Оренбургском Заволжье максимальные концентрации металлов (V>300 г/т, Ni>500 г/т) встречены в жильных скоплениях верхнепермских битумов Бузулукской впадины (Садкинское месторождение). По уровню концентрации металлокомпонентов Садкинское месторождение можно отнести к категории уникальных, однако запасы битума (асфальтита) в Садкинской жиле практически выработаны.
С позиций потенциального источника ванадия и никеля наибольший интерес представляют скопления пермских битумов в Шенталинской и Сокско-Шешминской зонах поднятий. Применительно к нефтяным скоплениям наибольшие перспективы связаны с каменноугольными отложениями Сокской седловины, Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Анищенко Л.A., Kpeмc А.Я. О вертикальной зональности размещения углеводородов в Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. - 1972.- № 3,- С. 1-4.
2. Губницкий В.М., Фофонова И.Н. Направленность пространственного изменения состава флюидов в пределах продуктивных пластов. Проблемы геологии нефти / Тр. ИГиРГИ. - М,- 1977.-Вып. 11,-С. 28-37.
3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра.- 1983.
4. Якуцени В.П., Махмудов А.Х. Условия преобразования углеводородных газовых залежей в азотные. Условия существования залежей нефти и газа по данным об инертных газах // Тр. ВНИГРИ. -Л,- 1968,- Вып. 257,-С. 62-70.
The necessity to predict the qualitative characteristics of oils, gases, and natural bitumens in promising areas is determined by a combination of several reasons. Because of a distinct relationship between the composition of Volga-Ural oils and the rates of the development of reserves, it seems reasonable to focus prime exploratory efforts on areas of the occurrence of oils with a wide qualitative range (southern Tatar arch, Buzuluk trough) within the uplifts where oils of decreased viscosity and density are being predicted.
Таблица 1. Динамика освоения запасов Урало-Поволжья (усл. ед.) по группам нефтей различного качества
|
Параметры нефтей |
Пределы изменения параметров |
Коэффициент освоения запасов* |
|
Плотность, кг/м3 |
Менее 870 |
1,00 |
|
870-910 |
0,59 |
|
|
Более 910 |
0,14 |
|
|
Содержание серы, % |
Менее 1 |
1,00 |
|
1-2 |
0,96 |
|
|
2-4 |
0,61 |
|
|
Более 4 |
0,16 |
|
|
Вязкость в пластовых условиях,- мПа-с |
Менее 5 |
1,00 |
|
5-10 |
0,64 |
|
|
10-30 |
0,56 |
|
|
30-50 |
0,51 |
|
|
Более 50 |
0,13 |
* Для легких, малосернистых, маловязких нефтей значения коэффициента освоения запасов приняты условно равными 1.
Таблица 2. Изменение концентрации ванадия и никеля в нефтяных и природных битумах юго-восточных районов Волжско-Камской антеклизы
|
Классы нафтидов |
Возраст вмещающих пород |
Структурные зоны |
Пределы концентрации металлов в нефтях, г/т |
|
|
V |
Ni |
|||
|
Нефти |
D31-C21 |
Бузулукская впадина |
14,2-73,8 |
3,5-13,5 |
|
Жигулевско-Пугачевский свод |
30-40 |
9,1 - 16,8 |
||
|
Сокская седловина |
233-279 |
42,4-50 |
||
|
Природные битумы |
P1-Р2 |
Бузулукская впадина (северо-восточный борт) |
3800-4580 |
477-640 |
|
Жигулевско-Пугачевский свод |
465-594,6 |
118-190,3 |
||
|
Южно-Татарский свод |
290-530 |
70-147 |
||
Рис. 1. Вариационные кривые параметров качества нефтей и попутных газов в литолого-стратиграфических комплексах Среднего Поволжья.
Комплексы: 1 - эйфельско-франский терригенных 2 - франско-турнейский карбонатный, 3 - нижнекаменноугольный терригенных 4 - окско-башкирский карбонатный.
Кривые параметров нефтей: а - плотности при 20 °С, б - сернистости, в - пластовой вязкости, г - газосодержания; кривые состава попутных газов: д - азота, е - углекислого газа и сероводорода, ж - метана, з - суммы тяжелых УВ
Рис. 2. Связь газосодержания нефтей Среднего Поволжья со степенью изменения углеводородной составляющей попутных газов:
1 - Жигулевско-Самаркинская система валов; 2 - северный борт Бузулукской впадины; 3 - Южно-Татарский свод; 4 - точки отбора проб; 5 - граница зоны распространения флюидов в отложениях терригенного девона (D) и карбона (С)