В.М. Губницкий (Волжское отделение ИГиРГИ)

На рассматриваемой территории нефтяные скопления встречены во всем стратиграфическом диапазоне эйфельско-нижнефранской толщи пород, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные - в эйфельско-живетских (Д₁²-Д₂²) отложениях среднего девона. Залежи УВ сложного фазового состояния в основном приурочены к верхнеэй-фельским и афонинским известнякам, а также песчаникам воробьевских слоев старооскольского горизонта [4].

Направленность зонального размещения УВ по фазовому состоянию выражена в плане достаточно отчетливо (рис.1).

В пашийско-кыновских пластах (Д₃^p-Д₃^kn) площадь распространения нефтяных скоплений представляет собой единую регионально выраженную зону, охватывающую центральные и северные районы Бузулукской впадины, северные районы Жигулевско-Пугачевского свода и Восточно-Оренбургского структурного выступа. Подавляющее число нефтяных скоплений приурочено к линейным дислокациям субширотного простирания: Жигулевско-Самаркинской, Кулешовской и Большекинельской.

В среднедевонских отложениях (Д₁²-Д₂²) площадь распространения УВ скоплений расширяется в южном направлении до границы с Прикаспийской синеклизой.

Залежи нефтей, нефтегазоконденсатов и газоконденсатов в эйфельско-живетских продуктивных пластах группируются на юге Бузулукской впадины и контролируются Камелик-Чаганской системой тектонических ступеней, постепенно погружающихся в сторону Прикаспийской синеклизы [1]. Для данных залежей характерны многопластовость и разнообразие фазового состояния УВ.

В пашийско-кыновских отложениях Большекинельской системы валов, Восточно-Оренбургского структурного выступа и северного обрамления Бузулукской впадины распространены нефти широкого качественного диапазона с плотностью 830-910 кг/м³, сернистостью 0,6-2,9 % и содержанием легких фракций 18-32%. Углеводородные системы этих территорий характеризуются умеренным газосодержанием (50-100 м³/м), при этом барический коэффициент газонасыщенности Pнас/Pпл не превышает 0,1-0,5. Попутные газы углеводородного и азотно-углеводородного составов (концентрация УВ от 82 до 94 %) с высоким содержанием тяжелых углеводородов (36-62 %) и повышенной концентрацией азота (3-17 %). Доля метана в попутных газах составляет 29-50 %.

В эйфельско-живетских отложениях возрастают газонасыщенность УВ-флюидов и содержание в них легких фракций, снижаются их плотность и сернистость (до 0,4-1,0%). Легкие газонасыщенные нефти доминируют в залежах южного погружения Бузулукской впадины, Жигулевско-Самаркинской и Кулешовской дислокаций. В попутных газах доля азота падает до 1,3-9,0 %. В нефтях среднего девона содержание твердых парафинов, а в попутном газе метана и тяжелых УВ как правило несколько выше по сравнению с УВ-флюидами верхнего девона. Данная закономерность прослеживается в большинстве структур второго порядка. Вниз по разрезу девона при сохранении стабильных значений концентрации пентанов (2,0-6,8 %) и отношения изобутан/н-бутан (0,2-0,5) отмечается снижение коэффициента жирности (К_ж) попутных газов (С₂+ высш.) 100/С₁.

По простиранию девонских отложений отчетливо проявляется направленность изменения состава УВ-флюидов (см. рис.1). В южном и юго-восточном направлениях, в сторону регионального погружения продуктивных пластов девона, нефти широкого качественного диапазона постепенно замещаются легкими нефтями с газовым фактором (ГФ) более 200-300 м³/т, плотностью менее 830 кг/м³ и содержанием бензиновых фракций более 35-40 %.

Площадь распространения попутных газов с повышенной долей азота (6-17 %) в пашийско-кыновском подкомплексе ограничена Южно-Татарским сводом, Восточно-Оренбургским структурным выступом, северным и западным участками Бузулукской впадины. В эйфельско-живетском и подкомплексе азотосодержание газов южного погружения Бузулукской впадины снижается до 0,3-1,7%.

В составе тяжелых углеводородов попутного газа доминирующим компонентом является этан. Ряд концентрации компонентов имеет вид, отвечающий составу наиболее сохраненных форм УВ-систем: С₁>С₂>С₃>нС₄> и С₄>N₂>СО₂. Повышенные значения показателя CH₄/N₂ (21-198) указывают на хорошую сохранность углеводородной составляющей попутных газов.

В стратиграфическом разрезе девона не наблюдается однонаправленного изменения качественного состава УВ-флюидов. Нарушение классической схемы размещения флюидов (тяжелые нефти - легкие нефти - газоконденсаты) вызвано локальными особенностями геолого-геохимической обстановки залегания скоплений УВ. Так, для сохранения нефтяных скоплений на юге Бузулукской впадины определяющим фактором является надежность изоляции ловушек в продуктивной толще девона от поступления извне УВ-газов. Привнос больших масс УВ-газов в нефтяную залежь создает при высоких пластовых давлениях благоприятные условия формирования нефтегазоконденсатных и вторичных газоконденсатных скоплений. В то же время и для сохранения скоплений конденсатов с газосодержанием 1180-7500 м³/т (Зайкинское и Долинное месторождения) надежность экрана, безусловно, следует также признать доминирующим фактором. Наиболее приемлемой формой "сосуществования" такой противоречивой на первый взгляд роли экрана в формировании фазового спектра УВ-систем является положение о минимальной реализации процессов вторичной миграции УВ (особенно вертикальной ее составляющей) в девоне ЮПБВ. Данное положение позволяет в свою очередь рассматривать верхне- и среднедевонские отложения как автономные флюидопродуцирующие толщи.

Близкие по величине соотношения газовой и жидкий фаз в УВ-скоплениях южного моноклинального погружения Бузулукской впадины вызывают объективные трудности при решении вопроса о фазовом состоянии УВ-флюидов в пластах. Для целей прогноза фазового состояния УВ наиболее разработаны геохимические методы, основанные на составе бензиновых фракций (C₅-C₈) и попутных газов (С₂-С₄).

Бензины УВ-флюидов среднего девона южного погружения Бузулукской впадины характеризуются повышенным содержанием алканов (71-77%), среди которых доминируют н-алканы [4]. Отношение н-алканы/изоалканы составляет 1,1-1,4. В составе цикланов преобладают циклогексановые УВ. Доля аренов не превышает 7,1 %. Пределы изменения информационных коэфициентов, расчитанных М.Д. Штофом и др. [4] по методу ИГиРГИ [2], составляют: цикланы/алканы - 0,24 - 0,33; арены/алканы - 0,08 - 0,12; циклогексан/нС₆ - 0,26 - 0,46; 6ензол/нС₆ - 0,07-0,34; толуол/нС₇ - 0,01-0,23; циклогексан/метилциклопентан-1,28 - 2,4.

По данным показателям УВ-флюиды эйфельско-живетских пластов ЮПБВ соответствуют группе нефтей и вторичных конденсатов. Последние образуются при ретроградном испарении низкокипящих УВ нефтяной оторочки в газовую шапку нефтегазовой залежи. По ряду показателей (ЦГ/МЦП, бензол/нС₆, толуол/нС₇) флюиды среднего девона близки к УВ-системам переходного состояния. Генезис подобных флюидов связан с зоной умеренного мезокатагенеза, расположенной ниже главной зоны нефтеобразования, но выше зоны генерации первичных конденсатов [2].

В.И. Старосельским предложена методика распознавания фазововго состояния УВ и выделения типов залежей, базирующаяся на использовании четырех показателей в составе попутных газов [3]:

1) суммы тяжелых углеводородов - С₂ + высш.; 2) отношения - С₂/С₃; 3) коэффициента этанизации - 100 [С₂/(С₃+С₄)]; 4) коэффициента жирности - 100 (С₂+высш.)/ С₁.

На основании рассчитанных показателей построен график (рис.2). Расположение точек в соответствующих квадратах определяет тип залежей.

График наглядно демонстрирует соответствие УВ-флюидов верхнего девона нефтяным системам на всей территории Волжско-Камской антеклизы. Сумма ТУ составляет 30-64, отношение С₂/С₃ изменяется от 0,30 до 1,05; К_э от 4 до 67; К_ж от 45 до 195.

В пашийских отложениях юго-восточного склона Жигулевско-Пугачевского склона и смежного участка Бузулукской впадины, на территории, характеризующейся повышенным газовым потенциалом газонефтяных скоплений (ГФ>350 м³/т, Р_нас/Р_пл=0,8 -0,9, Медведевское месторождение, пласты Д_I-Д_II), нельзя исключить и вероятность образования нефтяных скоплений с газовой шапкой. Формирование газонефтяных скоплений возможно в результате заметного снижения глубин залегания и пластовых давлений (до 28-29 МПа) в продуктивных пластах пашийского горизонта. При дальнейшем возрастании барического коэффициента газонасыщенности и достижении условий Р_нас=Р_пл. создаются реальные возможности выделения газа в свободную фазу.

В среднем девоне нефтяные системы характерны для территорий Борской депрессии, Кулешовской, Жигулевско-Самаркинской дислокаций и Восточно-Оренбургского структурного выступа. В пределах южного моноклинального погружения Бузулукской впадины спектр фазовых форм УВ-флюидов существенно расширяется. Минимальные значения концентрации ТУ и К_ж снижаются соответственно до 16-20 и 20-25, а максимумы показателей - C₂/C₃ и К_Э возрастают до 1,7-1,9 и 150-170 соответственно. Наряду с нефтяными (в месторождениях юго-западного борта впадины -Полькинское, Крюковское, Южно-Зуевское) обширное поле на диаграмме занимают нефтегазоконденсатные скопления. Последние четко контролируются Камелик-Чаганской структурной зоной ЮПБВ (месторождения Гаршинское, Зайкинское, Росташанское, Конновское, Зоринское, Вишневское).

Помимо распознавания типа залежей диаграмма имеет и фазово-генетическую направленность, т.е. позволяет по показателям С₂/С₃ и 100 [С₂/(С₃+С₄)] выделять первичные и вторичные газоконденсаты. По мнению В.И. Старосельского, для первичных газоконденсатов отношение С₂/С₃>3,9; К_Э>280; для вторичных газоконденсатов С₂/С₃<3,0; К_э<210. С этими градациями можно сделать вывод, что в девонской толще юга Бузулукской впадины обнаружены вторичные конденсаты. Газонефтяной генезис девонских флюидов подтверждается также повышенным содержанием в попутных газах фракции (C₅+ высш.) 2-5 % и низкой величиной отношения изобутан/н-бутан (0,2-0,5).

Используя особенности состава попутных газов многих регионов мира В.И. Старосельский [3] установил графическую зависимость между коэффициентом газоносности (выраженном в виде соотношения газообразных и общих ресурсов УВ) и суммой гомологов метана (см.рис.2). График позволяет по соотношению жидких и газообразных углеводородов в потенциальных ресурсах прогнозировать фазовое состояние УВ.

Для оценки перспектив нефтегазоносности юга Бузулукской впадины представляет интерес решение обратной задачи: по сумме тяжелых углеводородов оценить долю газообразных УВ в потенциальных ресурсах УВ-сырья. Из анализа диаграмм фазового состояния УВ следует, что диапазоны изменения концентраций (С₂ +высш.) составляют: для пашийско-кыновских пластов 30-64 %; для эйфельско-живетских - 16-54 %. В соответствии с этими пределами по кривой на графике определяем интервалы процентного содержания газов в потенциальных ресурсах УВ-сырья сложного фазового состояния. Расчеты показывают, что в суммарных ресурсах УВ доля газов составит для пашийско-кыновского подкомплекса 1-14 %, для эйфельско-живетского - 2-59 %.

2. В среднем девоне нефтяные скопления рассматриваются в виде доминирующей группы УВ-систем в Кулешовской, Бобровско-Покровской и Жигулевско-Самаркинской дислокациях.

1. Ефремов П.Е., Куликов Б.Н. Некоторые особенности геологического строения и нефтегазоносности продуктивных пластов Зайкинской группы месторождений Оренбургской области// Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Казахстана. - Куйбышев: Гипровостокнефть.-1988.-С.4-8.
2. Методическое руководство по прогнозу фазово-генетических типов залежей и распознаванию характера их углеводородного флюида / В.А. Чахмахчев, Т.Л. Виноградова и др. - М.:ИГиРГИ,1986.
3. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов.-М.: Недра, 1990.
4. Штоф М.Д., Белерова В.А., Данилов В.И. Нефтегазоконденсатные месторождения юго-западной части Оренбургской области и северо-восточной части Западного Казахстана//Геологические проблемы разработки нефтяных месторождений. - Куйбышев: Гипровостокнефть,1986.

In the studed area fluids pools are characterized by variety of hydrocarbon fase forms, occuring at depths more, then 4000 m. The features of oil pools locations in the Eifelian-Lower Frannian formations and oil-condensate and gas-condensate pools in the Eifelian-Jivetian deposits of the Middle Devonian are regarded. Oil pools occurence is forecasted in the Upper Devonian deposits at the whole regarded territory by the complex of geo-chemical indicators. Oil pools are forecasted in the Upper Devonian deposits of Volga-Kama anteclise. In Pashiysk horizont at the South-Eastern slope of Jigulevsko-Pugachevskiy dome, at the zone of moderate bed pressure and generation of gas-content oils, their maximum gas saturation with gas isolating in free fase and gas-oil pools formation is possible. In the Middle Devonian oil pools are regarded as a dominating group of hydrocarbon pools at Kuleshovskiy, Bobrovsko-Pokrovskiy and Jigulevsko-Samarkinskaya dislocations. In Ardat beds at the South of Buzuluk depression light, gas saturated oils are more probable. In Vorobiev and Afonin beds at the South subsidence of Buzuluk depression hydrocarbon system of transitional type (secondary condensates and oil gas-condensates) are forecasted as well as oil pools.

Карты: 1 - размещение залежей нефтей и конденсатов, 2 - газонасыщенности нефтей (м³/т), 3 - коэффициента жирности газов (С₂+высш.) 100/С₁, 4 - содержания азота в газах (%).

1 - границы тектонических элементов; залежи: 2 нефть, 3 - нефтегазоконденсат и газоконденсат; крупные структуры: I - Жигулевско-Пугачевский свод, II - Бузулукская впадина, III -Мелекесская впадина, IV -Сокская седловина, V - Южно-Татарский свод, VI - Восточно-Оренбургский структурный выступ, VII - Павловская седловина, VIII- Соль-Илецкий свод

а - нефтяные, б - нефтегазоконденсатные, в - газоконденсатные; зоны распространения УВ-флюидов в отложениях: 1 - пашийско-кыновских, 2 - эйфельско-живетских; состав УВ-флюидов в залежах среднего девона: 3 - южного борта Бузулукской впадины, 4 - северного борта Бузулукской впадины, 5 - Бобровско-Покровской системы валов, 6 - Кулешовской системы валов, 7 - Жигулевско-Самаркинской системы валов, 8 - Борской депрессии, 9 - Восточно-Оренбургского структурного выступа