К оглавлению	УДК 553.981.6
	© О.Л. Нечаева, 1998

К ВОПРОСУ О ГЕНЕТИЧЕСКОЙ ТИПИЗАЦИИ КОНДЕНСАТОВ

О.Л. Нечаева (ВНИГНИ)

Генетическая типизация УВ-флюидов является неотъемлемой и очень важной частью работ по геохимической оценке перспектив нефтегазоносности территорий и в первую очередь по прогнозированию фазового состояния залежей и состава УВ-флюидов в них. Рассматриваемая типизация предполагает выделение генетических типов названных флюидов, каждый из которых характеризуется определенными значениями генетических показателей и генетической связью с одним и тем же или сходным по составу ОВ нефтематеринских пород. Особенности индивидуального состава и структуры углеводородных и неуглеводородных компонентов флюидов, наследуемые последними от ОВ материнских пород, дают возможность судить о различиях в составе генерировавшего УВ-флюиды ОВ, обстановках его накопления и преобразования, районах генерации УВ-флюидов, а также решать ряд практических геологических вопросов, связанных с условиями формирования залежей УВ, а именно: питались ли залежи из одного или нескольких очагов генерации, образовались ли они в результате латеральной миграции УВ или подтока из нижележащих нефтегазоносных комплексов и т. д. Без этой информации невозможны достоверная оценка перспектив нефтегазоносности и правильный выбор оптимальных направлений геолого-поисковых работ на нефть и газ.

Принципы генетической типизации нефтей в настоящее время хорошо известны. В результате исследований российских и зарубежных геохимиков определены комплекс показателей (различные соотношения стерановых и гопановых УВ, изопреноидов, порфиринов и др.) и их значения, характеризующие различные условия генезиса нефтей. Это дает возможность дифференцировать нефти на отдельные генетические группы, отличающиеся обстановками их образования.

Как правило, генетическую типизацию конденсатов и реконструкцию условий их генезиса проводят так же, как и нефтей, основываясь только на сходстве или отсутствии такового в значениях генетических показателей при сопоставлениях в системах "конденсат-конденсат", "конденсат-нефть", "конденсат-битумы ОВ пород" (Ильинская В.В. и др., 1988; Голованова С.И., 1991; Голованова С.И. и др., 1996; [3]). Учитывая существенные различия образования газоконденсатных и газонефтяных систем, представляется, что такой подход не всегда корректен и может привести к неверным выводам.

В настоящее время хорошо известно, что свойства и состав (в том числе и индивидуальный углеводородный) конденсатов в отличие от таковых нефтей зависят не только от особенностей состава, условий накопления и преобразования исходной биомассы, но и от термобарических условий существования газоконденсатных смесей. Пластовые температуры и давления, контролируя растворимость различных соединений в сжатых газах, в значительной степени определяют состав конденсатов. Лабораторные эксперименты и результаты анализа природного материала показали, что в сжатых газах изоструктуры растворяются лучше соединений нормального строения, алканы лучше цикланов и ароматических УВ, низкомолекулярные компоненты лучше высокомолекулярных и т.д. [2, 4].

Неодинаковая растворимость в газах различных углеводородных и неуглеводородных соединений битумов и нефтей приводит к тому, что в газовый раствор в первую очередь переходят относительно низкомолекулярные изоалканы, затем н-алканы и лишь с повышением температур и давлений - нафтеновые и ароматические УВ и высокомолекулярные соединения. В связи с этим конденсаты, генерированные одним и тем же ОВ, но залегающие в различных термобарических условиях, будут существенно отличаться по свойствам и составу. При низких пластовых температурах и давлениях конденсаты характеризуются низкой плотностью, обогащенностью алканами (в первую очередь изостроения) и низкомолекулярными соединениями по сравнению с теми же флюидами, залегающими в более жестких термобарических условиях, когда в газовый раствор переходят высокомолекулярные нафтеновые и ароматические УВ и другие компоненты (смолы, металлопорфирины, асфальтогеновые кислоты) битумов либо нефтей.

Фазово-ретроградные процессы, масштабы развития которых зависят главным образом от термобарических условий, сказываются и на индивидуальном составе УВ, и соотношениях реликтовых структур. При лабораторном моделировании и на природных материалах по многим нефтегазоносным регионам установлено, что отношения SЦП/SЦГ, пристан/фитан (изо-С₁₉/изо-С₂₀), низко-/высокомолекулярные н-алканы и изопреноиды в конденсатах, залегающих при низких температурах и давлениях, заметно выше, чем в генетически с ними связанных нефтях и битумах. Однако с ужесточением термобарических условий те же показатели в конденсатах уменьшаются, постепенно приближаясь к значениям, характерным для нефтей (Беспалов М.Д. и др., 1991; [2, 3]). В качестве примера на рис. 1 приведены результаты исследований индивидуального состава н-алканов и изопреноидов нефтей и газовых фаз при лабораторном моделировании растворения жидких УВ в газовой фазе на установке высокого давления при различных термобарических условиях, изменяющихся в пределах 28-45 МПа и 100-160 °С, и массовом отношении газа к нефти, равном 0,6 [5].

На рис. 2 представлены материалы изучения тех же УВ в природных объектах: в конденсатах и нефтях газоконденсатно-нефтяных залежей, залегающих при разных пластовых температурах (10-80 °С) и давлениях (14-60 МПа) в различных нефтегазоносных комплексах (средне- верхнекаменноугольном, каменноугольно-нижнепермском и вендском) Прикаспийской, Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП. В обоих случаях отмечается заметное возрастание в конденсатах в отличие от нефтей низкомолекулярных УВ (изо-С₁₉ и н-С₁₇) сравнительно с более высокомолекулярными (изо-С₂₀ и н-С₁₈) и изопреноидов (изо-С₁₉+изо-С₂₀) относительно н-алканов (н-С₁₇+н-С₁₈). По имеющейся информации различия в значениях рассмотренных показателей для конденсатов и нефтей по результатам эксперимента и изучения флюидов залежей составляют соответственно: для широко известного генетического показателя пристан/фитан - 11-33 и 13-693 %, для н-С₁₇/н-С₁₈ - 13-27 и 11-90 %,для показателя (изо-С₁₉+ + изо-С₂₀)/(н-С₁₇+н-С₁₈) - 0-14 и 2-106 %.

Основываясь на приведенных материалах о неодинаковом индивидуальном составе н-алканов и изопреноидов нефтей и конденсатов, можно прийти к выводу, что жидкая и газообразная фазы, отобранные при лабораторном моделировании и в рассмотренных залежах, генетически не связаны и генерированы отличающимся по составу ОВ. Это предположение с большой долей сомнения можно принять при анализе различий в составе нефтей и конденсатов залежей. Но оно абсолютно неприемлемо при рассмотрении результатов эксперимента, так как в этом случае генетическая связь жидкой и газообразных фаз несомненна. С нашей точки зрения основной причиной различий в индивидуальном составе УВ конденсатов и нефтей, наблюдаемых как при лабораторном моделировании, так и на природных объектах, являются фазово-ретроградные процессы, которые и приводят к повышению рассмотренных соотношений в конденсатах по сравнению с таковыми в нефтях.

Данная информация позволяет заключить, что достоверное решение вопросов о генетическом единстве конденсатов (система "конденсат - конденсат") заметно сложнее, чем для нефтей (система "нефть-нефть"). Оно не может быть получено в результате использования тех же подходов, что и для нефтей, и возможно лишь с учетом термобарических условий залегания газоконденсатных смесей. При игнорировании этого фактора заметные расхождения в значениях показателя пристан/фитан и других отношений изопреноидов и н-алканов в конденсатах могут рассматриваться как генетические и объясняться генерацией изучаемых конденсатов ОВ различных нефтегазоматеринских пород (увеличение отношения пристан/фитан - результат возрастания примеси гумусового материала в исходном ОВ, уменьшение - следствие увеличения доли сапропелевой составляющей в ОВ и т. д). Однако эти различия могут быть вызваны лишь разными пластовыми давлениями и температурами в залежах, в которых скопились газоконденсатные смеси, продуцированные одним и тем же ОВ. И напротив, одинаковые значения генетических показателей в конденсатах не всегда свидетельствуют об их генетическом единстве. Этот вывод может быть сделан лишь для флюидов, находящихся в недрах в сходных термобарических условиях. В этом случае влияние последних на состав рассматриваемых конденсатов примерно одинаково и наблюдаемая близость генетических и других показателей, скорее всего, - проявление особенностей состава генерировавшего эти флюиды ОВ: оно либо одно и то же, либо однотипно по составу. Если же термобарические условия существования газоконденсатных смесей заметно отличаются, сходство значений таких генетических показателей, как пристан/фитан и др., изменяющихся под влиянием фазово-ретроградных процессов, вероятнее всего, свидетельствует об отсутствии генетической связи рассматриваемых конденсатов и образовании последних из ОВ различных нефтегазоматеринских пород. Выравнивание же генетических показателей в последнем случае объясняется действием фазово-ретроградных процессов, масштабы развития которых, зависящие от температур и давлений, были неодинаковы в сравниваемых газоконденсатных системах.

При анализе условий формирования залежей нередко возникает необходимость решения вопроса о генетической связи нефтей и конденсатов одной либо различных залежей или нефтегазоносных комплексов. И в этом случае необходимо учитывать термобарические условия залегания флюидов. Выводы о том, что изучаемые конденсаты и нефти (система "конденсат-нефть") генерированы одним и тем же ОВ, также не могут быть сделаны лишь на основании близости значений их генетических показателей. Если сходство составов названных флюидов, в том числе и реликтовых соединений в них, отмечается при мягких термобарических условиях, то исходя из особенностей растворения жидких УВ в сжатых газах, скорее, можно говорить, что рассматриваемые нефти и конденсаты генетически не связаны и генерированы не одним и тем же, а отличающимся по фациально-генетическому типу и составу ОВ разных нефтегазоматеринских толщ различных зон генерации. Если же сходство генетических параметров рассматриваемых флюидов наблюдается при высоких пластовых температурах и давлениях, когда существует возможность перехода в газовый раствор большей части компонентов нефтей или битумов, оно может свидетельствовать о генетическом единстве изучаемых нефтей и конденсатов.

Изложенные принципы сопоставления флюидов в системе "конденсат-нефть" должны соблюдаться и при определении генетической связи конденсатов с той или иной конкретной нефтематеринской толщей или зоной генерации, когда оценка базируется на сопоставлении генетических параметров конденсатов и сингенетичных битумов ОВ пород (система "конденсат - битумы OB пород"). При залегании газоконденсатной смеси в мягких термобарических условиях различия в значениях отношений изопреноидов, стерановых и гопановых УВ и других генетических показателей конденсатов и битумов ОВ пород вполне закономерны и не противоречат возможности образования газоконденсатной смеси из исследуемого ОВ. Аналогичные различия битумов ОВ пород и конденсатов залежей с высокими пластовыми температурами и давлениями, скорее всего, свидетельствуют о том, что конденсаты генетически не связаны с рассматриваемым ОВ.

Следует также отметить, что особенности формирования состава конденсатов (его зависимость не только от фациально-генетического типа исходного ОВ, но в значительной степени и от термобарических условий нахождения газоконденсатной смеси в недрах) являются причиной того, что значения генетических показателей, характеризующие нефти различного происхождения (например, по В.С. Соболеву и др.(1984), в нефтях морского генезиса отношение пристан/фитан не превышает 1, в континентальных нефтях составляет более 2 и т. д.), не во всех геологических условиях могут быть применены к конденсатам и использованы для выводов о фациально-генетическом типе ОВ, их продуцировавшем. Это с некоторой долей условности, видимо, возможно лишь в том случае, когда конденсаты залегают в жестких термобарических условиях, при которых их состав и значения генетических показателей приближаются к значениям тех же параметров в нефтях и битумах, послуживших основой для образования газоконденсатных смесей. При низких пластовых температурах и давлениях состав конденсатов вследствие влияния фазово-ретроградных процессов настолько сильно изменяется по сравнению с таковым исходных нефтей и битумов, что невозможно сделать достоверные выводы о генерировавшем конденсаты ОВ.

Резюмируя изложенное, необходимо подчеркнуть, что генетическая типизация конденсатов и решение вопросов их генетической связи с теми или иными нефтями или ОВ пород имеют свою специфику. Методика проведения генетической типизации нефтей, а также значения показателей, характеризующих различные генетические типы тех же флюидов, не могут быть автоматически использованы для конденсатов. Это в какой-то степени допустимо лишь в том случае, когда конденсаты залегают в жестких термобарических условиях.

Литература

1. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы / Сост. Д.И. Дробот, Р.Н. Преснова, А.Э. Конторович и др. - М.: Недра, 1988.

2. Жузе Т.П. Сжатые газы как растворители. - М.: Наука, 1974.

3. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1989.

4. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983.

5. Якубсон З.В., Головина Н.В. Фазовое поведение углеводородов газонефтяной смеси при изменении в системе содержания газа // Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа: Тр. ИГиРГИ. - М., 1991. -С. 171-180.

Abstract

The genetic typification of HC fluids constitutes an important stage of the geochemical forecast of oil and gas potential of areas. The basic principles of oil genetic typification are well known. As a rule, the genetic typification of condensates and the reconstruction of their formation conditions are performed in the same way as of oils, basing only on the magnitudes of genetic indexes, their similarity or differences when comparing within systems of "condensate-condensate", "condensate-oil", "condensate-OM of rocks'. Considering that condensate composition (including n-alkanes and acyclic isoprenoids composition) is determined by composition pecularities, accumulation conditions and transformation of initial biomass (as for oils) and also by thermobaric conditions of gas -condensate systems, such an approach is not always correct and draws wrong inferences. lt has been noted that a correct solution of the problem of the genetic unity or differences in condensates, condensates and oils, condensates and OM of source rocks is only possible when accounting for thermobaric conditions of gas-condensate system deposition.

Рис. 1. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИНДИВИДУАЛЬНОГО СОСТАВА АЛКАНОВЫХ УВ НЕФТЕЙ И ГАЗОВЫХ ФАЗ ПРИ ЛАБОРАТОРНОМ МОДЕЛИРОВАНИИ

А - в абсолютных значениях, Б - в процентах от значений тех же показателей в исходной нефти; 1 - газовая фаза; 2 - исходная нефть; термобарические условия: газовой фазы (числитель Р, МПа, знаменатель Т, °С): I - 28/100, II - 37/120, III - 45/160

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИНДИВИДУАЛЬНОГО СОСТАВА АЛКАНОВЫХ УВ КОНДЕНСАТОВ И НЕФТЕЙ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК В ПРИРОДНЫХ ОБЪЕКТАХ

А - в абсолютных значениях, Б - в процентах от значений тех же показателей в нефти; 1 - конденсаты; 2 - нефти; месторождения (продуктивные отложения): Прикаспийская НГП: I - Алибек-Мола (С₂-С₃), II - Жанажол (С₂-С₃), III - Урихтау (С₂-С₃), IV - Карачаганак (С₂-Р₁), Тимано-Печорская НГП: V - Лаявожское (С₃-Р₁), Лено-Тунгусская НГП [1]: VI - Средне-Ботуобинское (V), VII - Ярактинское (V)