К оглавлению

© О.Л.Нечаева, 2003

О ВЛИЯНИИ ФАЗОВО-РЕТРОГРАДНЫХ ПРОЦЕССОВ НА БИОМАРКЕРНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

О.Л. Нечаева (ВНИГНИ)

Для моделирования процесса формирования залежей в том или ином регионе, без чего невозможны достоверная оценка перспектив нефтегазоносности территорий и решение многих других практических геологических задач, необходимы информация об условиях накопления и преобразования исходного для УВ-флюидов ОВ и реконструкция обстановок генерации УВ. В решении этих вопросов большое значение имеют знания индивидуального состава УВ-биомаркеров нефтей. Они могут переходить в УВ-системы из ОВ без изменений либо с небольшими трансформациями вследствие воздействия на нефти вторичных процессов (катагенез, гипергенез и др.). Однако важным фактором в трансформации УВ-состава флюидов, несомненно, являются процессы ретроградного испарения и конденсации УВ в системе газ - нефть. Вследствие неодинаковой растворимости в газах различных индивидуальных УВ-соединений заметно могут меняться не только плотность, фракционный и групповой составы пластовых УВ-флюидов, но и индивидуальный состав УВ и значения биомаркерных показателей.

Ранее было изучено влияние фазово-ретроградных процессов на индивидуальный состав алкановых УВ (Нечаева О.Л., 1998), применявшихся для генетической типизации нефтей и конденсатов и воссоздания условий их образования.

Анализ результатов лабораторного моделирования растворения жидких УВ в сжатых газах при разных температурах, давлениях и соотношениях нефть - газ и изучение данных по индивидуальному составу УВ нефтей и конденсатов различных нефтегазоносных регионов позволили заключить, что отношения н-алканов и изопреноидов (пристан/фитан, низко-/высокомолекулярные н-алканы, низко-/ высокомолекулярные изопреноиды и др.) в конденсатах, залегающих при относительно низких температурах и давлениях, заметно выше, чем в генетически связанных с ними нефтях (рис. 1). Так, значения известного геохимического показателя пристан/фитан в конденсатах вендской залежи Средне-Ботуобинского месторождения (пластовые температуры - около 10 °С, пластовые давления - 14 МПа) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) более чем в 7 раз выше по сравнению с таковыми в нефтях той же залежи. С ужесточением термобарических условий размещения в недрах нефтегазоконденсатных смесей показатели индивидуального состава алкановых УВ в конденсатах постепенно приближаются к значениям, характерным для нефтей [1-3].

В настоящее время для реконструкции обстановок накопления ОВ нефтегазоматеринских толщ и условий образования УВ-флюидов широко используется индивидуальный состав высокомолекулярных полициклических нафтенов (стеранов и тритерпанов). Согласно современным представлениям различные соотношения концентраций этих УВ несут разнообразную и более точную, чем алканы, информацию об условиях накопления и преобразования ОВ, продуцировавшего УВ-флюиды. Появление новых материалов по индивидуальному составу полициклических нафтенов конденсатов и нефтей дало возможность продолжить исследования по изучению воздействия фазово-ретроградных процессов на показатели распределения биомареров.

Имеющиеся в литературе сведения о влиянии фазово-ретроградных процессов на индивидуальный состав рассматриваемого класса соединений крайне скудны. Экспериментальные исследования З.В. Якубсон и др. [2], проводившиеся на установке высокого давления при разных соотношениях нефти и газа (0,2; 0,8; 2,0), различных давлениях (28-45 МПа) и температурах (100-160 °С), позволили авторам прийти к выводу, что в процессе растворения в сжатом газе жидких УВ, выкипающих при температурах выше 450 °С, прослеживается незначительное увеличение в газовой фазе отношений отдельных гомологов и эпимеров: норгопана к гопану (С₂₉/С₃₀), гомогопана к бисгомогопану [C₃₁/C₃₂(22S)] и эпимеров гомогопана С₃₁ (22S/22R). К.Е. Петерс и Дж.М. Молдован [4] указывают на уменьшение концентраций стерановых и тритерпановых УВ в конденсатах по сравнению с таковыми в нефтях.

Для решения поставленной в работе задачи были проанализированы результаты изучения высокомолекулярных нафтенов конденсатов и нефтей нефтегазоконденсатных залежей Восточно-Гремячинского (P1ar, Тепловский вал) и Жанажольского (С₂-С₃, Жаркамысский свод) месторождений Прикаспийской НГП, а также Югидского, Печорогородского и Печорокожвинского месторождений (D₂-D₃, Печоро-Кожвинский мегавал) Тимано-Печорской НГП (данные Т.П. Жегловой). Исследуемые УВ-флюиды залегают на глубинах 2,6-3,8 км при пластовых температурах 60-77 °С и пластовых давлениях 29-36 МПа. В Прикаспийской НГП УВ-флюиды залегают в карбонатных отложениях, в Тимано-Печорской НГП - в терригенных коллекторах. На рис. 2 приведены значения некоторых показателей индивидуального состава стерановых и терпановых УВ рассматриваемых УВ-флюидов перечисленных залежей.

Полученные результаты дополнили и скорректировали приведенные выше опубликованные сведения об изменении индивидуального состава названных соединений при воздействии фазово-ретроградных процессов. Во всех проанализированных залежах независимо от их приуроченности к тому или иному региону, зоне нефтегазонакопления, нефтегазоносному комплексу и литологическому типу коллектора отмечаются закономерные различия в составе конденсатов и нефтей, соответствующие выявленным экспериментально и на природном материале особенностям растворения жидких УВ в сжатых газах [1, 3]. В изученных залежах конденсаты по сравнению с нефтями, как правило, отличаются несколько большими содержаниями трициклических терпанов и меньшими концентрациями пентациклических, более высокими значениями отношения: С₂₃ трициклический терпан/С₃₀ гопан (0,19-1,27 - в конденсатах и 0,14-0,53 - в нефтях), характеризующего особенности фациально-генетического типа ОВ нефтегазоматеринских толщ.

Соотношения стеранов состава С₂₇, С₂₈, С₂₉, свидетельствующие о вкладе морского и континентального материала в исходное для изучаемых УВ-флюидов ОВ, в исследуемых конденсатах и нефтях близки. Однако и в этом случае заметно некоторое возрастание содержания стеранов состава С₂₇ и уменьшение концентраций стеранов состава С₂₉ в конденсатах относительно нефтей: отношения стеранов С₂₇/С₂₉ в конденсатах - 1,17-1,55, в нефтях - 0,98-1,47.

Различия в индивидуальном составе конденсатов и нефтей фиксируются и по ряду других показателей, характеризующих обстановки накопления и зрелость продуцирующего УВ-флюиды ОВ. Конденсаты по сравнению с нефтями отличаются более высокими значениями показателей: диа-/регулярные стераны, прегнан/С₂₇ 20Raaa-стеран, С₂₃ трициклический терпан/С₃₀ гопан. В большинстве исследуемых залежей заметно увеличение в конденсатах значений отношений: С₂₉ 18a норнеогопан/С₂₉ норгопан, С₃₀ гаммацеран/С₃₀ гопан, эпимеров гомогопана С₃₁ [22S/(22S+22R)] и уменьшение показателя: С₂₄ тетрациклический терпан/С₂₃ трициклический терпан. Отмеченное при лабораторном моделировании З.В. Якубсон и др. [2] увеличение в конденсатах показателя норгопан/гопан на нашей коллекции не подтвердилось (скорее, можно говорить об обратном).

Исходя из указанных различий в составе стерановых и тритерпановых УВ конденсатов и нефтей, можно было бы сделать ошибочный вывод о том, что конденсаты в отличие от нефтей генерированы ОВ, катагенетически более преобразованным и обогащенным морским материалом водорослевой природы, накапливавшимся в породах, содержащих глинистые минералы. Учитывая, что названные различия в индивидуальном составе рассматриваемых УВ нефтей и конденсатов хорошо увязываются с направленностью изменения других показателей свойств и состава исследуемых флюидов под воздействием фазово-ретроградных процессов, а также основываясь на имеющейся геолого-геохимической информации, считаем, что неодинаковый индивидуальный состав полициклических нафтенов нефтей и конденсатов, как и отличающийся индивидуальный состав алкановых УВ тех же флюидов, обусловлен не различными условиями накопления и преобразования исходного для рассматриваемых флюидов ОВ, а спецификой растворения различных жидких УВ в сжатых газах.

Близость пластовых условий залегания изученных газоконденсатов не позволила проанализировать влияние пластовых температур и давлений на степень различий в значениях рассматриваемых биомаркерных показателей конденсатов и нефтей. Основываясь на материалах по другим УВ-соединениям, можно полагать, что расхождения в концентрациях стерановых и тритерпановых УВ нефтей и конденсатов были бы более существенны, если бы анализируемые нефтегазоконденсатные системы залегали в менее жестких термобарических условиях.

Из приведенных данных хорошо видно, что влияние фазово-ретроградных процессов на состав полициклических нафтенов рассматриваемых УВ-флюидов в изученных залежах, характеризующихся близкими термобарическими условиями, неодинаково. Не исключено, что это связано с изменениями состава генерирующего флюиды ОВ. Для надежного обоснования причин указанных различий, познание которых необходимо для разработки методики генетической типизации конденсатов, исследования по выявлению влияния фазово-ретроградных процессов на биомаркерные показатели следует продолжить и с появлением новых данных рассмотреть поставленные вопросы на более обширном геохимическом материале.

Изложенное позволяет сделать следующие практические выводы. При проведении генетической типизации УВ-флюидов и воссоздании условий их образования по индивидуальному составу полициклических нафтенов (как и по другим классам УВ) необходимо учитывать влияние на состав УВ-флюидов фазово-ретроградных процессов. Генетическая типизация нефтей и конденсатов должна производиться раздельно.

При анализе аналитической информации по конденсатам в системах конденсат - конденсат, конденсат - нефть, конденсат - хлороформенный битум следует принимать во внимание термобарические условия залегания газоконденсатных и нефтегазоконденсатных смесей.

Литература

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

2. Изменение углеводородного состава фаз газонефтяной системы при снижении в ней давления, температуры и содержания газа / З.В. Якубсон, И.В. Головина, Т.П. Жузе, Т.П. Сафронова // Геохимия. - 1990. - № 6. - С. 783-789.

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

4. Peters К.Е., Moldowan J.M. The biomarker Guide Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. - Prentic Hall - EngleWood: New Jersey 07632. - 1993.

Abstract

Results of study using natural materials concerning the effect of phase-retrograde processes on the concentration of high molecular polycyclic naphthenic HC are given. It was established that regularities of liquid HC solution in compressed gas are reflected in individual composition of sterane and terpane HC in condensates as well. It was noted that different individual composition of polycyclic naphthenes of oils and condensates is controlled not different sedimentation conditions and transformation of initial organic matter for the fluids considered but a specifics of different liquid HC solution in compressed gases.

Results of carried out studies allowed to conclude that in process of genetic typization of HC fluids and resonstructing their formation conditions by individual composition of polycyclic naphthenes (similar to other classes of HC) it is necessary to consider the effect of phase-retrograde processes on the composition of the fluids named. Genetic typization of oils and condensates should be done separately.

Рис. 1. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЯ ПРИСТАН/ФИТАН В КОНДЕНСАТАХ И НЕФТЯХ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ, ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ И ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП

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: VI- Средне-Ботуобинское, VII- Ярактинское

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИНДИВИДУАЛЬНОГО СОСТАВА ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ НАФТЕНОВЫХ УВ КОНДЕНСАТОВ И НЕФТЕЙ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

А - в абсолютных значениях; Б - в процентах от значений тех же показателей в нефти; месторождения (продуктивные отложения): Прикаспийская НГП: I- Вос- точно-Гремячинское (P1ar), II - Жанажол (С2-С3); Тимано-Печорская НГП: III - Югидское (D2-D3), IV- Печорогородское (D2-D3), V- Печорокожвинское (D2-D3). Остальные усл. обозначения см. на рис. 1