Особенности компонентосодержания легких и тяжелых углеводородов в структурных зонах северного борта Прикаспийской впадины

Перспективы нефтегазоносности северного Прикаспийского осадочного бассейна связаны с отложениями девоно-карбоно-пермского комплекса, с массивными газоконденсатными залежами углеводородов (УВ) в коллекторах порового и кавернозно - трещинного типов. Для более детального изучения этой территории, применявшиеся геолого - геофизические комплексы были расширены, в частности, разработаны комплексы геохимических методов на основе физикогеологического моделирования и статистической обработки данных.

Основными работами, проведенными в указанном направлении являются следующие:

• 1.    Региональное доизучение осадочных бассейнов сейсмическими исследованиями сейсмическими исследованиями методом отраженных волн (МОВ) общей глубинной точки (ОГТ) 120 с целью уточнения нефтегазоносности перспективных участков, особенно в части локализации УВ-ресурсов и их коммерческой оценки.

• 2.    Бурение поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин с проведением анализов керна и др.

• 3.    Проведение на начальном этапе комплексных тематических исследований и обобщение материалов по северо-западной прибортовой нефтегазоносной области и южной части Прикаспийской впадины с точки зрения промысловой геологии, геофизики.

• 4.    По мере накопления данных по изучению физико-химических свойств нефтей перейти к следующими этапу – геохимии.

Результаты завершенных работ (пунк. 1, 2, 3) были представлены более детально в отчетах, а в более обобщенном виде в соответствующих публикациях [16 и др.].

Наш научный подход на текущем этапе исследований ориентирован на пункт 4-й и основан на стремлении использовать принципы геохимии для изучения и понимания отдельных геологических явлений, на примере северо-западной прибортовой нефтегазоносной области Прикаспийской впадины: Карачаганакской и Гремячинско-Тепловской площадей; Карачаганакско-Троицкой и Гремячинско-Тепловской зон нефтегазонакоплений (ЗНГН).

Результаты изучения и анализа строения залежей УВ, свойств ОВ положены в основу геолого-геофизико-геохимической модели Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), отражающей существенные особенности рассматриваемого объекта, что явится надежной основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти и газа из недр в других ЗНГН.

Месторождения УВ изучаемой территории связаны в основном с антиклинальными складками, причем большинство из них расположены в пределах свода, на своде и склонах которого находятся ЗНГН как структурные, так и литологические, связанные с локальными поднятиями, выклиниванием и стратиграфическим срезанием. Так, в пределах поднятий фундамента выявлен самый глубокозалегающий терригенный комплекс – нижнедевонский.

Описываемый комплекс развит повсеместно и вскрыт на глубинах 4860…5300 м – во внешней при-бортовой зоне, 5750 … 6420 м – во внутренней и имеет толщину от 50 до 90 м. Литологически представлен известняками, переслаиванием гравелитоов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

По результатам работ и аналогии с сопредельными территориями в рассматриваемом регионе выделены следующие нефтегазоносные (НГН) и нефтегазоперспективные (НГП) комплексы с геоструктурными элементами, характеризующиеся чередованием мощных терригенных, карбонатных, гидрохимических толщ отложений [2]:

• –    эйфельский карбонатный НГН в составе бийского и афонинского горизонтов;

• – живетско-нижнефранский карбонатно - терригенный НГН в составе воробьевского, ардатовского и пашийского горизонтов;

  – турнейский карбонатный и нижневизейский карбонатно-терригенный НГП.

Изученные материалы и комплексные исследования на основе полученных результатов, позволили определить важные моменты в закономерностях формирования залежей УВ:

– основные типы пород и типы природных резервуаров: терригенный, карбонатный; залежь массивного типа, пластового строения;

– качество резервуара: пористость в коллекторах порового типа от 8,5 до до 18,7 % и проницаемость от 0,0001 до 1 мкм²;

– основные пути перемещения, особенности транспортировки и отложения осадочного материала;

– как обстановки седиментации влияют на изменение фаций в разрезе, знать смену последовательности фаций в разрезе и по площади;

– как процессы осадконакопления повлияли на основные характеристики пласта;

– искать новые подходы в принципах построения седиментологической модели с целью учета всех параметров и свойств пластов месторождения, а также объединения всех доступных видов измерений.

– иметь более четкое представление об изменениях, происходящих с породой в течение диагенеза и катагенеза;

– проводить литолого-фациальный анализ с применением новейшей международной методики работы с керновым материалом.

Полученные геолого-геофизические сведения оказались полезными при создании геологической модели и потребовались для подготовки банка данных для ре- гиональной постоянно-действующей геолого - технологической модели (РПДГТМ).

В дальнейшем, в связи со стратегией доразведки, предстоящего освоения месторождений и добычи УВ на северо-западном блоке Прикаспийской впадины, надлежащая оптимизация потребует применения программ с подходами, устойчивых к неопределенностям и способных контролировать сотни тысяч параметров (напр. таких как Leeuwenburgh 2010 и др.).

Роль геохимических методов представляется наиболее эффективной для исследований углеводородных залежей в условиях резкой неоднородности коллекторов. Основной акцент в намеченных исследованиях сделан на определение особенностей компо-нентосодержания легких и тяжелых УВ различных стратиграфических комплексов, изучение зависимости их состава и строения от способа и условий образования ОВ. Надежность размещения нефтяных скоплений здесь составляет от 3,5 до 6,5 км.

В целях раздельного прогноза использовались данные по составу НОВ, так как элементный и вещественный состав керогена дает возможность с высокой степенью достоверности определять генетический тип исходного ОВ и стадии его катагенеза. Более того, анализ углеводородного состава выделяющихся из керогена газообразных и жидких продуктов позволяет однозначно судить о преимущественно нефте- или газоносности вскрываемых осадочных толщ.

В связи с этим были выделены и изучены компоненты НОВ, характерные для наиболее распространенных литолого-стратиграфических комплексов подсолевых отложений различных ЗНГН в ЗападноКазахстанской области Прикаспийской впадины: Гре-мячинско-Тепловской и Карачаганакской ЗНГН (табл. 1). Однако здесь же выявлены углеводородные системы переходной или промежуточной зоны умеренного мезокатагенеза РОВ пород (МК2-МК3). Это свидетельствует о том, что в более опущенных частях разреза данных отложений в них могут быть встречены преимущественно, газоконденсатно-нефтяные скопления.

Итак, принятое за основу нашей классификации определение типа углеводородного скопления позволяет выделить по данным фракционной разгонки.

Таблица 1

Характеристика концентратов НОВ палеозойских отложений северо-западной прибортовой области ЗНГН Прикаспийской впадины

Условия залегания и реализации нефтематеринского потенциала	Возраст	Элементный состав НОВ, %
ЗНГН		C	H	N	S	O
1	2	3	4	5	6	7
Гремячинско - Тепловская	С1	82,7	4,50	1,2	1,8	10,5
	С1t-C2	78,2	5,30	1,6	2,2	12,1
	C2	76,1	4,25	1,5	2,1	16,05
	C2-3	73,5	4,48	1,6	2,2	19,22
	P1	71,8	5,0	2,3	2,1	18,8
Карачаганакско-Троицкая	С1-2	82,4	4,0	1,3	1,7	10,6
	P1	67,9	4,8	1,7	1,8	23,8

Продолжение таблицы 1

fa	Асфальтены в ХБ, %			Генетический тип РОВ	Стадии катагенеза
	Содержание	Элементный состав			по керогену	по витриниту
		С	Н			показатель отражения (Rо)
8	9	10	11	12	13	14
0,45	35	79,0	7,5	Арконово-алиновый	МК2-МК3	МК3-МК4
0,39	25	80,1	7,6	Алиновый	МК3	МК3-МК4
0,45	25	77,6	7,0	Алиново-арконовый	МК1	МК2
0,42	20	76,4	6,9	Алиново-арконовый	МК3-МК1	МК1
0,38	20	75,2	7,7	Арконово-алиновый	МК1-МК2	МК1-МК2
0,44	26	79,0	7,8,	Арконово-алиновый	МК2-МК3	МК3
0,41	35	79,0	7,0	Арконово-алиновый	МК2	МК2

Таблица 2

Физико-химические свойства нефтей подсолевых отложений северо-западной прибортовой области

ЗНГН Прикаспийской впадины

Ё	№ п/п	Площадь	Кол-во проб	Геол. возраст	Плотность	Асфальтены, в %	Смолы, в %
1	2	3	4	5	6	7	8
I	I	Гремячинско-Тепловская	20	P1	0,8-0,88	0,4-2	7-35
I	2	Гремячинско-Тепловская	30	P1	0,63-0,8	следы	0,3
II	3	Карачаганакская	20	P1	0,8	1,0	2,0
II	4	Карачаганакская	30	C	0,80-0,84	0,6-0,9	2-3

Продолжение таблицы 2

Твердые	Фракционная разгонка, об.%		Пристан	C14-C20 C20-C3	V/Ni 0	V-порфирины, п-10с)3 %	U, п-10 о3 %
парафины, %	до 100 ºС	до 200 ºС
9	10	11	12	13	14	15	16
4	2-25	23-54	1,2	30,0	2,2-3,0	5,8	14
5	29-60	53-86	1,6	70,0	-	-	2
9	11-16	54-69	0,7	32,5	1,5	1,3	11
0	7-13	34-45	0,6	36,7	1,7	0,6	13

По содержанию микроэлементов, распределению алканов и изопреноидов в исследованных нефтях подсолевых отложений Прикаспия проведен более конкретный качественный прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений (табл. 2).

Если судить по таблице 2, категория возможного, которой посвящено наше основное исследование, занимает весьма скромное место в системе соотношений химико-аналитическими способами: проводить экспресс-анализ УВ во время подготовки к транспортировке, что дает возможность, при необходимости, корректировать их химический состав в процессе добычи УВ. Та категория возможного, таким образом, есть точка скрещения интересов двух важнейших дисциплин: теории фазово-генетического распознавания и теории химико-аналитиического способа. В этой связи значительное внимание за последнее время уделяется более конкретным проблемам распознавания типа уже открытых углеводородных скоплений. Эти задачи решались на примере КНГКМ. Основные продуктивные горизонты успешно разрабатываемого КНГКМ приурочены к карбонатной формации от мощных каменноугольного и нижнепермского возраста (кавернозные доломиты и известняки), с переходом к терригенным формациям с незначительными толщинами сакмарско-го и кунгурского ярусов иреньского горизонта включительно [2].

Основываясь на ряде предложенных признаков, рассматриваемые флюиды можно отнести к вторичным газоконденсатным системам с нефтяной оторочкой. На примере палеозойских отложений Карачагана-ка удалось установить, что состав низкокипящих УВ, выделяемых из пород, отражает возможное наличие нефтяной, газовой или газоконденсатной залежи в исследуемых отложениях. Итак, в таблицах 1 и 2 приведены данные исследования комплексных соединений алинового и аренового происхождения, с целью их применения для изучения взаимодействия и взаимовлияния переходных элементов на строения вещества, химической кинетики, термодинамики. Теоретические обоснования эффектов, связанных с изучением проблем в растворах и на границе раздела фаз нефтегазоконденсатной структуры, возникающих в результате внешних воздействий (внешнее поле, изменение термодинамических параметров ТºС и Рпл., влияние соль-вофобного растворенного вещества, гидрофобной по- верхности и т.д.) строятся на базе ранних фундаментальных изложениях взаимосвязи УВ с физикохимическими свойствами горных пород, свойств растворов, определившие границы раздела фаз – газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) [4]. Проявление таких эффектов является принципиально важным не только для процессов гидратации макромолекул пластовых флюидов, но и для многих явлений в пластовых условиях, определяемых многочастичными другими эффектами, такими как микрогетерогенность, кластерообразование, ориентационные корреляции, перенос протонов в ассоциированных жидкостях и др. Эти закономерности также выявлены при исследовании изменений компонентного состава подвижной нефти во времени других месторождений северо-западной прибортовой нефтегазоносной области и южной части Прикаспийской впадины [2, 6].

Итак, результаты анализа свойств нефти по исследованному фонду скважин Гремячинско-Тепловского и Карачаганакского ЗНГН, позволили установить, что техногенное воздействие на нефть приводит к изменению компонентного состава подвижной нефти при разработке залежи. Причем, в процессе разработки КНГКМ содержание метана в составе подвижной нефти уменьшается, содержание этана, пропана, суммы бутанов, суммы пентанов меняется незакономерно и по абсолютной величине незначительно, содержание суммы компонентов С 6+в закономерно растет. Содержание диоксида углерода в процессе разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию, а свободного азота – к снижению.

Выводы :

Подводя итог проведенным геолого - геохимическим исследованиям с учетом палеотермических данных, характеристики ОВ, мы прогнозируем следующее возможное размещение различных типов залежей в ряде ЗНГН северного борта Прикаспийской впадины:

– в пермских отложениях Гремячинско - Теплов-ской ЗНГН могут быть распространены нефтяные и газоконденсатные залежи (с нефтяной оторочкой) зоны слабого мезокатагенеза (стадии МК1-МК2);

– при переходе в каменноугольные отложения, где также распространен арконово-алиновый тип ОВ, а стадия его мезокатагенеза не превышает МК3, прогнозируется нефтяные и газоконденсатные системы переходной зоны (табл. 1);

– в Карачаганакско-Троицкой зоне пермские и каменноугольные отложения характеризуются также наличием нефтяных и вторичных газоконденсатных залежей.