К оглавлению

УДК 553.98.001.18(571.1-17)

Происхождение газоконденсатных залежей и прогноз фазового состояния углеводородов на севере Западной Сибири

Н.Н. НЕМЧЕНКО (ВНИГНИ), А.С. РОВЕНСКАЯ (ИГиРГИ)

На севере Западной Сибири установлена зона нефтегазонакопления, охватывающая Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыдановскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Характерная особенность этой зоны – развитие мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) комплекса, с которым связана основная часть газовых и газоконденсатных ресурсов Западной Сибири. Меловой нефтегазоносный комплекс заключен между двумя регионально выдержанными глинистыми толщами: верхнемеловой (туронской) - палеогеновой (500-1500 м) и верхнеюрско-нижнемеловой (валанжинской) (100-300 м). Основные залежи газа приурочены к отложениям сеномана, залегающим непосредственно под региональной верхнемеловой (туронской) - палеогеновой покрышкой. На четырех из 49 выявленных здесь газовых месторождений (Тазовском, Русском, Северо-Комсомольском и Ваньеганском) установлены нефтяные оторочки. Основные газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками залежи расположены в средних и нижних частях комплекса в отложениях апта и неокома под субрегиональными и зональными покрышками. Газоконденсатные залежи выявлены также в ачимовской толще и отложениях юрского комплекса.

Вопросы происхождения и условия формирования газовых и газонефтяных залежей рассмотрены ранее [1, 3, 4]. Многочисленные пласты углей мощностью 1-5 м и углистые включения в отложениях усть-тазовской серии (неоком-сеноман) позволили отнести ее к угленосным формациям. Приуроченность газовых скоплений к угленосным отложениям, особенности состава природных газов, практически лишенных тяжелых УВ, близкие абсолютные значения изотопного состава С метана газовых залежей и болотных газов, масштабы генерации и баланс их распределения привели к выводу о том, что основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях сеномана явилось ОВ гумусового типа, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород усть-тазовской серии. Газовые залежи генетически не связаны с подстилающими их нефтяными оторочками, хотя такое сочетание - сухие газы и тяжелые нафтеновые нефти, лишенные бензиновых фракций, - в природе известно, однако размеры газовых шапок при этом обычно незначительны. Газовые залежи сеномана по размерам несопоставимы с последними и не могли сформироваться за счет легких фракций нефтей: процессы газо- и нефтенакопления в отложениях комплекса проходили самостоятельно.

Происхождение газоконденсатных залежей, выявленных в широком диапазоне от верхнего мела (сеномана) до юры, с различным углеводородным составом и содержанием конденсата изучено недостаточно, между тем оно имеет большое значение для прогнозирования фазового состояния УВ в залежах и достоверности оценки запасов.

Происхождение и условия формирования газоконденсатных залежей рассмотрены В.А. Чахмахчевым [5]. Им выделены два фазово-генетических типа газоконденсатных скоплений. «Первичные» без нефтяных оторочек, характеризуются низким содержанием конденсата, находятся ниже ГЗН, образуются непосредственно из ОВ в зоне наиболее «жесткого» катагенетического преобразования пород. «Вторичные» приурочены к газонефтяным системам, отличаются высоким содержанием конденсата, расположены выше ГЗН и формируются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах. Для диагностики фазово-генетического типа залежей установлены соотношения УВ, характеризующие генетическую зональность по индивидуальному углеводородному составу бензиновых фракций нефтей и конденсатов.

Предлагаемые соотношения и количественные показатели жидких и газообразных УВ в залежах не позволили установить положения газоконденсатных систем мелового комплекса северных районов в Западной Сибири в общем генетическом ряду УВ (т. е. определить их место в схеме генетической вертикальной зональности).

Газоконденсатные залежи мелового комплекса северных районов Западной Сибири залегают в интервале глубин 600-3000 м. В газовых залежах сеномана содержание конденсата составляет 0,03-3 г/м3, в газовых и конденсатных апта - 0,65-80 г/м3, в газоконденсатных неокома - 100-350 г/м3. Газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками (Находнинское, Ямбургское, Уренгойское и др.) установлены в основном лишь в нижней части мелового комплекса (пласты группы Б) в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. При этом газоконденсатные залежи, как правило, характеризуются более высокими концентрациями конденсата (до 350 г/м3) по сравнению с газоконденсатными залежами с нефтяными оторочками (100-105 г/м3). Единичные залежи газоконденсата с нефтяными оторочками выявлены в пределах Ямальской НГО в баррем-альбских отложениях на месторождениях Бованенковском, Нейтинском и Новопортовском. Содержание конденсата здесь составляет 60-80 г/м3. Большое количество конденсата (до 680 г/м3) установлено в залежах ачимовской толщи на Уренгойском месторождении.

В юрском комплексе газоконденсатные залежи известны на Новопортовском, Каменномысском, южном куполе Уренгойского, а также на Северо-Губкинском, Харампурском, Тазовском месторождениях в интервале глубин 2000-5000 м, конденсата здесь 150- 320 г/м3. Нефтегазоконденсатные залежи обнаружены на центральном куполе Уренгойского, а также на Варьеганском и Бованенковском месторождениях.

Изучение индивидуального состава УВ бензиновой фракции конденсатов северных районов Западной Сибири показало, что конденсаты мелового комплекса характеризуются преимущественно нафтеновым составом (Суммарное содержание пяти- и шестичленных нафтенов больше 50 %.) в верхних и средних частях, нафтено-метановым и метано-нафтеновым (Суммарное содержание пяти- и шестичленных нафтенов ~50 %; изо- и н-парафинов ~50 %.) в нижних частях комплекса, преимущественно метановым (Суммарное содержание изо- и н-парафинов больше 50 %.) в ачимовской толще и юрском комплексе.

Образование газоконденсатных залежей тесно связано прежде всего с газовыми системами. Углеводородные газы состоят в основном из метана и газо- (С24) и парообразных (С5- С8) гомологов. Кроме гомологов метана в углеводородном газе содержатся непредельные газо- и парообразные ароматические (С68) УВ, но в значительно меньших концентрациях. Гомологи метана, начиная с С4, при достаточно низкой температуре и повышении давления конденсируются, превращаясь в жидкость. Аналогичные процессы протекают с непредельными газо- и парообразными ароматическими УВ.

Углеводородные газы образуются в процессе изменения ОВ от буроугольной до антрацитовой стадии. Поэтому и газоконденсатные системы, тесно связанные с газовыми, могут быть встречены в широком диапазоне глубин. Это позволяет полагать, что «первичные» газоконденсатные системы на севере Западной Сибири могут быть встречены в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.

Меловой комплекс, представленный угленосной формацией, характеризуется высокой газогенерирующей способностью. Суммарное содержание угольного вещества в отложениях комплекса оценивается в 15,5*1012 т, из них 6,9*1012 т находятся на буроугольной стадии, 8,6*1012 т - на длиннопламенной, газовой и жирной.

Угольное вещество даже на буроугольной стадии катагенеза генерирует (хотя и в крайне незначительном количестве) гомологи метана. В больших концентрациях они отмечены на длиннопламенной, газовой и жирной стадиях катагенеза. Кроме гомологов метана из угольного вещества образуются жидкие УВ.

Как показывают расчеты [2], коэффициент аккумуляции для газа в месторождениях Западной Сибири составляет 0,15, что свидетельствует о высоком газовом потенциале, играющем определяющую роль при формировании газоконденсатных залежей. Следовательно, «первичные» конденсаты (не связанные с нефтью) могли образоваться в отложениях мелового комплекса на стадиях МК1 - МК3.

На схеме вертикальной зональности УВ севера Западной Сибири выделяется низкотемпературная зона генерации первичных конденсатов нафтенового состава, генетически связанная с угленосной формацией усть-тазовской серии. Количество нафтеновых конденсатов, содержащихся в отложениях мелового комплекса, значительно, и трудно полагать, что они могли сформироваться за счет легких фракций нафтеновых нефтей, характеризующихся низкими концентрациями последних. Количество «вторичного» конденсата, которое могло образоваться из бензиновых фракций нафтеновых нефтей сеноманского и аптского продуктивных горизонтов, крайне невелико, т. е. нафтеновые конденсаты мелового комплекса «первичные» и связаны с ОВ гумусового типа, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород комплекса.

Таким образом, в северных районах Западной Сибири в верхней части мелового комплекса (танопчинская свита и ее аналоги) развиты «первичные» нафтеновые газоконденсаты, образовавшиеся на буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа и связанные с крупной зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации усть-тазовской серии.

Формирование верхней (низкотемпературной) зоны генерации «первичных» конденсатов на севере Западной Сибири не является исключением. Такие зоны могли образоваться и на других молодых плитах. На древних плитах верхняя газоконденсатная зона, как правило, не выделяется, что, по-видимому, связано с отсутствием условий для ее формирования и особенно сохранения.

Принципиальная схема вертикальной генетической зональности нефтегазообразования, предложенная ранее [5], не универсальна, а является лишь частным случаем ее проявления в пределах древних платформ при условии развития здесь генерирующей толщи преимущественно морского генезиса (с ОВ сапропелевого типа).

С целью прогноза фазового состояния УВ нами детально изучен индивидуальный состав УВ бензиновых фракций нефтей и конденсатов, содержащих УВ (С58), проанализировано более 1000 проб из залежей юрских и меловых продуктивных пластов. При этом нами предложены соотношения УВ, максимально приближающиеся к генетическим. Так как УВ изменяются в процессе миграции и миграционная способность тяжелых и легких УВ различна и определяется их энергетическим уровнем, подобраны соотношения таких УВ, изменения концентраций которых в процессе миграции происходит одинаково. Соотношения их концентраций практически не меняются, т. е. отношения УВ стоят рядом или близко в гомологическом ряду либо изомеры УВ имеют один и тот же молекулярный вес. Эти соотношения исключают влияние условий отбора (депрессию, пластовое давление, температуру).

Анализ соотношений УВ позволил выделить наиболее информативные из них и разделить их по фазовому состоянию и химическому составу. Такими углеводородными соотношениями явились 2-метилгептан (2-МГп)/3-метилгептан (3-МГп), н-алканы/изо-алканы, циклогексан/метил циклогексан, циклогексан/циклопентан.

Как видно на рис. 1, соотношения УВ группы алканов (парафиновые УВ), отвечающие метановым нефтям нефтяных залежей, группируются в области максимальных значений, а соотношения УВ, соответствующие нафтеновым конденсатам газоконденсатных залежей, - минимальных. Между ними выделяется поле переходных значений, характеризующих нафтено-метановые и метано-нафтеновые газоконденсаты и нефти. Обратная закономерность отмечается для соотношений УВ группы цикланов (нафтеновые): метановые нефти нефтяных залежей группируются в области минимальных значений, нафтеновые конденсаты газоконденсатных залежей - максимальных. Поле переходных значений также относится к нафтено-метановым и метано-нафтеновым газоконденсатам и нефтям. Отмеченные закономерности в изменении показателей УВ обусловлены генетическими особенностями дифференциации состава УВ, т. е. отражают генетическую вертикальную зональность - область максимальных значений соотношений УВ группы алканов соответствует метановым нефтям ГЗН, область минимальных значений - зоне генерации «первичных» газоконденсатов нафтенового состава, поле переходных значений - «переходной» или газоконденсатно-нефтяной зоне, которая выделяется ниже зоны генерации «первичных» газоконденсатов нафтенового состава, но выше ГЗН. Геохимические показатели генетической зональности углеводородных систем севера Западной Сибири приведены в таблице. На основании установленных генетических соотношений УВ проведено районирование территории по фазовому состоянию УВ. На схеме распределения фазового состояния УВ мелового комплекса (рис. 2) по данным анализа 400 проб нефтей и конденсатов выделяются три зоны: газоконденсатная, газоконденсатно-нефтяная («переходная»), нефтяная.

Первая - газоконденсатная (значения диагностического коэффициента 2-МГп/3-МГп<1,3) развита в пределах Ямальской и Гыданской НГО. Зона характеризуется преимущественно нафтеновым составом УВ. Вторая зона - «переходная» (1,6<2-МГп/3-МГп>1,3) отмечается в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, причем в первой из них она проходит узкой полосой и широко раскрывается во второй. Зона характеризуется нафтено-метановым, метано-нафтеновым составом УВ. Третья зона - нефтяная (2-МГп/3-МГп>1,6) охватывает Среднеобскую, Фроловскую, Каймысовскую, Васюганскую и южную часть Надым-Пурской НГО. Северная граница зоны проходит южнее Губкинского и Западно-Туркосалинского месторождений. Зона имеет преимущественно метановый состав УВ.

Таким образом, территория севера Западной Сибири является перспективной для поисков газоконденсатных залежей и газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Выделяемая «переходная» зона преимущественного развития газоконденсатно-нефтяных залежей характеризуется закономерным соотношением нефтяных и газоконденсатных залежей. На юге здесь преобладают нефтяные залежи, на севере - газоконденсатные.

Рассмотренная вертикальная и региональная зональность распределения фазового состояния УВ позволяет прогнозировать фазовое состояние, количественную и качественную характеристики скоплений УВ в юрском нефтегазоносном комплексе на севере Западной Сибири.

В юрских отложениях следует ожидать развитие газоконденсатных залежей преимущественно метанового состава с высоким содержанием конденсата, о чем свидетельствует наблюдаемая тенденция увеличения концентрации конденсата до 600 г/м3 на глубине 5000 м на Уренгойском месторождении. В пределах Пур-Тазовского месторождения возможны преимущественно нефтяные залежи метанового состава с высоким газовым фактором.

Таким образом, выполненное исследование позволяет рассматривать северные районы Западной Сибири как перспективные для поисков залежей жидких УВ, причем резервом прироста запасов жидких УВ является зона газонакопления, развитая в пределах северной части Западно-Сибирской провинции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Изотопный состав газов севера Западно-Сибирской низменности в связи с вопросами их генезиса / В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская и др.- Докл. АН СССР, сер. Геол., т. 190, № 3, 1970, с. 634-636.

2.      Немченко Н.Н., Крамаренко Г.А. Формирование залежей УВ мелового комплекса севера Западной Сибири.- Советская геология, 1985, № 12, с. 17-23.

3.      О происхождении природного газа месторождений севера Западно-Сибирской низменности / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко и др.- Геология нефти и газа, 1970, № 4, с. 20-26.

4.      Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко, Н.X. Кулахметов и др.- Докл. АН СССР,сер. Геол., т. 206, № 3, 1972, с. 713-715.

5.      Чахмахчев В.А. Геохимия процессов миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983.

 

Таблица Геохимические показатели генетической зональности углеводородных систем севера Западной Сибири

Зоны нефтегазообразования

Типы залежей

Содержание конденсата, г/м3

Углеводородный состав бензиновой фракции

Месторождения, глубина залегания продуктивных пластов, м

Бензиновая фракция

Углеводородный состав, %

Углеводородные соотношения

Sизо- и н-парафиновый

Sнафтенов

S ароматических

н-алканы

2М-гептан

циклогексан

циклогексан

изоалканы

3М-гептан

циклопентан

метилциклогексан

Газовая (апт-альб-сеноман)

Газовые

0,03-3

Нафтеновый

Бованенковское,

18,08

79,98

1,94

0,24

0,45

2,27

2,74

1150-1160, ХМ1

 

 

 

 

 

 

 

1293-1300, ТП0

18,35

79,83

1,82

0,187

0,28

0,41

2,188

1470-1475, ТП5

14,46

82,69

2,65

0,09

0,23

1,93

3,60

Харасавейское,

22,46

77,49

0,05

0,01

0,06

3,76

7,85

1535-1540, ТП1-2

 

 

 

 

 

 

 

1502-1512, ТП1-2

23,98

75,80

0,02

0,05

0,14

3,816

4,493

Газоконденсатная (готерив-апт)

Газоконденсатные «первичные»

10-80

Нафтеновый

Южно-Крузенштерновское 1680-1690, ТП10

23,75

71,2

5,03

0,02

0,07

5,72

2,03

Северо-Тамбейское, 1870-1875, ТП2

28,40

71,52

0,08

0,16

0,07

2,89

4,80

Геофизическое, 2548-2562, ТП24

28,69

70,02

1,29

0,491

0,81

3,193

1,687

Утреннее, ТП18 2537-2544,

38,58

60,32

1,10

0,57

1,02

3,65

2,21

Ван-Еганское, 1753-1755, ТП18

21,34

78,46

0,20

0,14

0,27

3,13

2,87

Газоконденсатнонефтяная - «переходная» от газоконденсатной к нефтяной (валанжин - готерив)

Газоконденсатные «первичные», газоконденсатные с нефтяными оторочками, нефтяные

100-350

Нафтено-метановый и метано-нафтеновый

Самбурское, 3350-3361, БУ16

37,01

57,98

5,01

1,24

0,18

3,34

2,37

Ямбургское, 2565-2579, БУ1

45,72

53,34

0,94

1,30

1,24

2,837

1,66

Ямбургское, 2882-2892, БУ8

44,21

51,24

4,55

1,26

0,37

2,82

1,19

Харампурское, 2968-2974, БУ8

44,78

51,03

4,19

1,32

1,25

3,35

1,10

 

Новопортовское, 1903-2001, НП9-10

39,42

53,69

6,89

1,57

1,31

3,21

1,55

Новопортовское, 1995-2001, НП9-10

51,18

42,44

6,38

1,01

1,12

1,99

1,24

2052-2060, НП10-11

57,10

36,83

6,07

2,17

1,39

2,17

1,37

Тамбейское, 2630-2637, БУ12

44,52

49,84

5,64

1,58

1,32

4,38

2,66

Среднеямальское, 2315-2318, БЯ12

43,77

49,61

6,26

1,57

1,33

4,31

2,59

Северо-Уренгойское, 2080-2971, БУ8

53,39

44,45

2,16

1,09

1,31

2,17

1,23

Комсомольское, 2525-2528, БП11

53,49

43,89

2,61

1,12

1,51

1,91

1,78

Уренгойское,

48,95

50,09

0,96

1,32

1,38

1,87

1,57

3976-3983, БУ12

 

 

 

 

 

 

 

3950-3983, БУ12

50,26

47,06

2,77

1,21

1,41

2,01

1,63

4504-4520, БУ16

41,67

49,35

9,98

1,09

1,33

1,93

1,70

Береговое, 3660-3860, Ю2

58,30

39,68

1,89

1,25

1,35

3,58

2,19

Тазовское, 3896-3881, Ю2

48,03

51,66

0,31

1,13

1,61

4,7

4,7

Нефтяная (юра, валан-жин, готерив)

Нефтяные

 

Метановый

Тарасовское,

53,85

44,37

1,78

1,30

1,62

1,19

0,98

2636-2650, БП11

 

 

 

 

 

 

 

2926-2932, БП11

56,08

39,96

3,96

1,449

1,66

1,185

0,970

Губкинское, 2889-2903, Ю1

49,79

45,10

5,11

1,24

1,64

1,83

1,21

Газоконденсатные («вторичные»)

Русско-Реченское 2885-2964, БТ14-15

61,57

38,05

0,18

1,31

1,75

0,81

0,67

Ван-Еганское, 2634-2643. Ю2

62,08

36,27

1,68

1,46

1,88

0,76

0,51

Варьеганское,

67,49

31,43

1,08

1,23

1,78

0,70

0,60

2038-2048, БВ10

 

 

 

 

 

 

 

2006-2015, БВ8

75,68

23,53

0,79

1,42

1,81

0,77

0,21

 

Рис. 1. График углеводородных соотношений 2-МГп/3-МГп= f-алканы/изоалканы) для нефтей и конденсатов мезозойских отложений Западной Сибири.

Газоконденсаты: 1 - метановые, 2 - нафтеновые; газоконденсаты и нефти газоконденсатно-нефтяных залежей: 3 - метано-нафтеновые, 4 - нафтено-метановые, 5 - метановые нефти

 

Рис. 2. Схема распределения фазового состояния УВ по составу бензиновых фракций нефтей и конденсатов мелового комплекса Западной Сибири.

Залежи: 1 - нефтяные, 2 - газоконденсатные, 3 - газоконденсатно-нефтяные; зоны фазового состояния УВ с различным углеводородным составом бензиновой фракции: 4 - нефтяная (преимущественно метановая), 5 - газоконденсатно-нефтяная (в основном метано-нафтеновая и нафтено-метановая), 6 - газоконденсатная (главным образом нафтеновая); 7 - границы зон фазового состояния УВ 2-МГп/3-МГп, 8 - граница полной глинизации резервуаров и отдельных песчаных пластов неокома; 9 - граница отсутствия нижнеаптской покрышки; 10 - граница палеозойского обрамления Западно-Сибирской плиты; 11 - структуры первого и второго порядков, 12 - линии равных значений отражательной способности витринита () и палеотемпературы (°С) в отложениях: а - нижнего апта и баррема, б - валанжина