Е.С. ЛАРСКАЯ, Т.Ю. ПЕНТИНА, Л.Б. БОРИСОВА (ВНИГНИ)

Метод Рок-Эвал (РЭ) позволяет в первом приближении определить количество свободных (сорбированных) газообразных и низкокипящих жидких УВ (С₁–С₇), фиксируемое высотой пика S₀; свободных или легковыделяемых из породы при нагревании до 300 °С жидких УВ (C₈–С₃₃) – 5 г, сумму смолисто-асфальтеновых (неУВ) компонентов свободных битумов и УВ, образовавшихся при высокотемпературном крекинге (300–500 °С) органического вещества– S₂; расчетную величину так называемого индекса продуктивности OPI= (S₀+S₁)/(S₀+S₁+S₂), являющуюся в какой-то мере аналогом битуминологического параметра “доля УВ в составе ХБА” [5].

Использованная модель Рок-Эвал-II оборудована модулем углерода, позволяющим определить общее содержание органического углерода (ТОС), по сути аналогичное С_орг. В ряде серий образцов определены величины индексов водорода IH и кислорода IO, одноплановые с битуминологическими параметрами Н/С_ат и О/С_ат. Для определения типа и степени зрелости сингенетичного ОВ используется параметр T_mах (максимальная температура выхода пика S₂), его низкие значения (менее 430 °С) расцениваются как показатель миграционной природы ОВ.

Толщина продуктивного, комплекса изменяется от 2000 м в купольной части до первых сотен метров на периферии, высота газоконденсатной части в куполе более 1200 м, толщина нефтяной оторочки – около 200 м. Содержание конденсата в газе варьирует от 300 до 900 г/м³ [2], при ретроградной конденсации на дневной поверхности в керне остаются от 1 до 2 кг ХБА на 1 т породы (или 1–2 мг/г). Нефть имеет плотность около 0,85 г/см³ и, с учетом высокого газового фактора и при высоких коэффициентах нефтенасыщенности и пористости, оставляет в керне свыше 15 мг/т ХБА [3, 4].

В табл. 1 представлены пиролитические характеристики почти сингенетичного сапропелевого колломорфного доманикоидного (II тип) ОВ зарифовых фаций.

Судя по битуминологии и характерным значениям b_S1 , OPI и S₁/S₂ в составе ОВ этих пород резко преобладают сингенетичные компоненты, поэтому приведенные данные служат своеобразными “точками отсчета” для последующих рассуждений.

В газоконденсатной части залежи плотные протвинские известняки и доломиты, вскрытые скв. 26 на глубинах 4700–4746 м, содержат по битуминологическим данным от 0,08 до 1,04 % (или or 0,8 до 10,4 мг/м) ХБА и довольно много (0,4–3,2 мг/г) петролейно-эфирного битума (Б_пэ ), битумный коэффициент b_хл около 70 % (рис. 1). В элементном составе ХБА в среднем 84 % С и 13 % Н, в компонентном – 78 % У В, соответственно 22 % смол и асфальтенов, т. е. неуглеводородных компонентов (неУВ); соотношение УВ/неУВ=3,5. По данным пиролиза сумма(S₁+S₂) варьирует от 2,5 до 7,65 мг/г (0,25– 0,76 %), что равно ТОС в породах 2,3–6,7 мг/г (0,23–0,67 %). Это означает, что почти все ОВ находится в легко пиролизуемой, скорее всего, битумной форме. Содержание S₁ в 6–12,5 раз превышает содержание компонентов, характеризующихся пиком S₁, и отвечающих в данном случае, видимо, содержанию УВ, образованных при пиролизе смолисто-асфальтеновых компонентов.

Высокие значения OPI (0,85–0,93) также указывают на резкое преобладание свободных УВ в породах. По всей вероятности, высокие значения S₁, отношения S₁/S₂ и OPI при небольшом содержании С_орг подтверждают предположение о том, что ОВ пород почти нацело представлено эпигенетичным битумом плюс УВ ретроградно-конденсатного и нефтяного происхождения.

Зона нефтяной оторочки в данном разрезе охарактеризована в верхней (5040–5140 м) и нижней (5200–5260 м) частях. В верхней части породы содержат много легкопиролизующихся УВ компонентов: сумма S₁ и S₂ составляет 2–6 мг/г, содержание свободных У В (S₁) =2,0–4,8 мг/г; S₁/S₂ колеблется с 3 до 8; OPI от 0,8 до 0,92. Так же много здесь и ХБА (7–10 мг/г), богатого УВ (75–80 %) – по данным битуминологических исследований. Предполагается, что рассмотренный интервал разреза содержит по аналогии с интервалом 4700–4746 м пересыщенный конденсатом (свыше 800 г/м³) газ, т. е. входит в состав переходной газоконденсатнонефтяной зоны.

В нижней части разреза содержание и состав ОВ в карбонатных породах существенно иной. Содержание ХБА и величина суммы (S₁+S₂) не превышает 1,4 мг/г (0,14 %), во многих прослоях снижаясь до 0,1–0,4 мг/г. Соотношение УВ/неУВ варьирует от 1,5 до 0,65, a (S₁+S₂) от 2 до 0,5, OPI и доля УВ в ХБА в пределах 0,62–0,4 и 0,6–0,4 соответственно. В ряде прослоев встречены включения вязких битумов. Судя по почти полному совпадению величин ХБА и (S₁+S₂); ТОС и ОВ, битум этой части разреза нацело является эпигенетичным, но отличным от остатков нефти и, тем более конденсата. Возможно, что этот битум представляет собой остатки нефти, размытой подошвенными водами несплошной нефтяной оторочки, подстилающей газоконденсатнонефтяную зону, оканчивающуюся на глубине 5100 м. Отметим, что величина T_mах, изменяющаяся на глубинах 3700–5269 м от 430 до 450 °С, имеет некоторую тенденцию увеличиваться к низу изученного разреза, т. е. к зоне окисленных битумов. Доломитизированные известняки и доломиты сокращенного разреза нижней перми, серпуховского и визейского яруса, вскрытые скв. 16 в интервале глубин 4300–4940 м, находятся в пределах газоконденсатной части месторождения. Петрографическими и битуминологическими исследованиями в ряде прослоев верхней и нижней частей изученного разреза зафиксировано [3] присутствие вязких битумов, являющихся дериватами палеонефтей (рис. 2). Битуминозность этой толщи испытывает весьма резкие колебания от значений, характерных для пород газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата, до значений, свойственных нефтесодержащим породам (более 0,5 % или 5 мг/г породы). Присутствие вязких битумов проявляется в относительно низком содержании УВ и высоком неУВ в нижнепермских породах, невысокой доле УВ в ХБА (около 50 %), сравнительно низких (менее 25 %) значениях углеводородного коэффициента b_УВ. Соответственно отреагировали и пиролитические параметры: S₁/S₂ – около 1 (так же как и УВ/неУВ), ОРI=0,3–0,45. Вниз по разрезу роль нефтяных дериватов довольно резко падает и начинает сказываться влияние конденсатной составляющей: постепенно возрастает доля УВ в ХБА и величина OPI (от 0,2–0,3 до 0,65–0,79), b_УВ (от 30 до 60 %) и b_S1 (от 15 до 40 %); снижается T_mах, отражая “упрощение” состава вещества и его легкую пиролизуемость. Отношение S₁/S₂ около 2. Таким образом, в газоконденсатной части залежи при 500–800 г/м³ стабильного конденсата в газе без значительного влияния палеонефтяных остатков (S₁+S₂) находится на уровне 0,8–2,0 мг/г, S₁ = 0,6–1,6 мг/г, ОРI=0,6–0,75, S₁/S₂=2.

Разрез каменноугольных биогермов, создающих небольшое куполовидное (рифогенное) осложнение, вскрыт скв. 35 на далекой западной переклинали Карачаганакской залежи. Изученный интервал глубин (4600–4980 м) входит в газоконденсатную зону, нижележащие отложения – в нефтяную оторочку (рис. 3). По данным битуминологического метода и Рок-Эвал только в верхней, нижнепермской, части структуры известняки с довольно высокой пористостью (Кп – 15 %) и ничтожной проницаемостью (менее 0,5 ·10^-3 мкм²) содержат 0,8–1,4 мг/г ХБА (такова же и сумма S₁+S₂), 60–70% УВ (ОРI=0,60–0,66), отношение S₁/S2 колеблется от 1,5 до 2, так же как и отношение УВ/неУВ.

К кровле каменноугольных отложений содержание ХБА и (S₁+S₂), доля: УВ и OPI довольно резко снижаются (см. рис. 3) и сохраняются на этом уровне до глубины 4980 м, на которой имеет место скачкообразное изменение содержания, свойств битумов и пиролитических параметров. Так ХБА и (S₁+S₂) возрастают до 2–7 мг/г, доля УВ и OPI уменьшается до 0,1–0,15 и 0,3–0,4 соответственно, S₁/S₂ падает до 0,8–1,0, а УВ/неУВ до 0,2. Характерно, что здесь в наиболее пористых и проницаемых участках петрографическими исследованиями обнаружено присутствие вязкого битума.

В скв. 27 изучены предполагаемые по ГИС нефтяная и водонефтяная зоны (рис. 4). Содержание ХБА и (S₁+S₂) максимально (2,5 и 1,0 мг/г соответственно) на глубинах 5200–5230 м, хотя и недостаточно высоко для того, чтобы при Кп около 10 % создать нефтенасыщенность (Кн) свыше 0,5. Доля УВ в ХБА и величина OPI довольно высоки: 0,6 и 0,7 соответственно, S₁/S₂ от 1,5 до 3,5. Вниз по разрезу, вплоть до глубины 5330 м, содержание ХБА и (S₁+S₂) постепенно снижается, хотя доля УВ в ХБА и OPI остаются довольно высокими – 0,5 и 0,7 соответственно, S₁/S₂ – 1,5–2, что говорит о подвижности этой низкоконцентрированной нефти.

На глубинах свыше 5330 м концентрация ХБА и (S₁+S₂) несколько увеличивается (до 1,4– 2,2 мг/г), а доля УВ в ХБА и величина OPI и отношения S₁/S₂ падают до 0,2–0,4 и 0,5 соответственно. Петрографическими исследованиями зафиксировано присутствие вязкого битума. По битуминологическим данным на этих глубинах скважина вошла в водонефтяную зону с активным, окисляющим нефть, воздействием подошвенных вод. Возможно, что это древний ВНК. Его пиролитические параметры: (S₁+S₂) свыше 1,4 мг/г, OPI 0,4–0,5, S₁/S₂ –менее 1, T_max = 450°С.

Разрез скв. 23 в северной краевой части залежи (рис. 5) дает возможность оценить пиролитические особенности эпигенетичного ОВ газоконденсатной и нефтяной зон. Сверху вниз, с глубины от 5000 до 5240 м наблюдается некоторое увеличение содержания ХБА и (S₁+S₂) при довольно стабильном оптимальном OPI (0,5–0,7) и доле УВ в ХБА (0,3–0,4), S₁/S₂=l–2. Судя по битумным параметрам, за исключением нескольких прослоев, К_н менее 30 %, а степень сплошности нефтяной оторочки по вертикали невелика. Низкоконцентрированная нефть обладает и низкой подвижностью.

От 5240 до 5330 м фиксируется плавное уменьшение содержания ХБА и (S₁+S₂), OPI, С_орг и отношения S₁/S₂, указывающее на еще большее снижение К_н и подвижности флюида из-за увеличения доли неУВ компонентов в жидком флюиде.

На глубине 5340 м имеет место скачкообразное возрастание УВ (S₁+S₂) до 3–7 мг/г, при снижении OPI до 0,4 и отношения S₁/S₂ до 0,8. Здесь K_н может достигать 0,8, но степень подвижности УВ флюида низка из-за высокого содержания в нем неУВ. По битуминологическим данным ниже 5340 м расположена зона палеоконтакта с окисленной нефтью.

Породы продуктивной части резервуара отличаются от непродуктивной (водоносной) существенно более низкими значениями b_хл, малым содержанием ХБА и (S₁+S₂) –менее 0,5 мг/г; УВ и SS₁ – менее 0,3 мг/г; неУВ и S₂ – менее 0,2 мг/г; УВ и ХБА – менее 0,4 и малой величиной OPI (0,4–0,5), относительно высокими значениями T_mах (табл. 2).

Породы верхней части газоконденсатной зоны отличаются от верхов нефтяной оторочки в 3-5 раз меньшими содержаниями ХБА и (S₁+S₂), УВ и S₁, неУВ и S₂. Параметры ОВ пород нижней, переходной, части (4600–4900 м) газоконденсатной зоны мало отличаются от таковых в породах верхов нефтяной оторочки, что указывает на постепенность перехода газоконденсатной зоны в нефтяную оторочку. Однако верхний предел содержания ХБА и УВ пиролиза все же несколько выше в нефтяной оторочке (см. табл. 2). Соотношения однотипных пиролитических и битумных параметров очень близки, хотя максимальные значения доли УВ в ХБА и OPI, отношений S₁/S₂, УВ/неУВ выше в породах верхов нефтяной оторочки.

Низкими содержаниями УВ и ХБА (менее 0,3) и величинами OPI (менее 0,5 %), отношений УВ/неУВ (0,1–0,4) и S₁/S₂ (0,7–0,8), колеблющимися b_хл (40–70 %) и высокими содержаниями ХБА и (S₁+S₂), повышенными величинами T_max отчетливо выделяется зона ВНК. По многим параметрам к ней близки и содержащие асфальтизированные дериваты нефти породы газоконденсатной зоны. Это, видимо, объясняется сходством процессов, определивших деградацию состава нефти в современной зоне ВНК и зоне палеогипергенеза в пределах южного купола (скв. 16). Несколько более высокие значения параметров OPI и доли УВ в ХБА, УВ/неУВ, S₁/S₂ в газоконденсатной зоне в породах с дериватами нефти связаны, скорее всего, с “облагораживающим” влиянием более молодого конденсата.

Многие из приведенных в табл. 2 значений пиролитических и битумных параметров карбонатных резервуаров могут быть использованы при прогнозе нефтегазоносности карбонатных резервуаров Прикаспийского региона.

Некоторой спецификой рассматриваемого карбонатного резервуара являются большие значения ХБА, чем (S₁+S₂), УВ в породах, чем S₁, неУВ, чем S₂, причем различия по средним данным максимальны в породах зоны ВНК и породах с дериватами палеонефтей. В целом, чем более окислено нефтяное вещество, тем больше различие между пиролитическими и битуминологическими определениями величины сходных параметров.

1. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения / Под ред. Ю.С. Кононова.– Изд. Саратовского ун-та, 1988.
2. Ларская Е.С. Методические рекомендации по применению битуминологических показателей для оценки масштабов нефтегазонакопления.– М.: ВНИГНИ, 1986.
3. Модель газоконденсатно-нефтяной залежи Карачаганакского месторождения / Е.С. Ларская, К.А. Клещев, А.Н. Сухова, Т.Ю. Пентина и др. // Сов. геология.– 1987.– № 4.– С. 14–23.
4. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза / Под ред. С.П. Максимова, В.В. Ильинской.– М.: Недра, 1989.
5. Espitalie J., Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyser.– L. Butterworth, 1984.

Analysis of bitumen and pyrolysis rocks characteristics is carried out for 5 wells. Epigenetic and oil nature of organic matter in the majority of rocks and its pyrolysis features are proved. By analogy with bitumen indicators pyrolysis indicators of oil and condensate potential are revealed for reservoirs of Karachaganak type.