К оглавлению

УДК 553.982 (571.53)

О времени формирования физических свойств и состава пластовых УВ-систем Непско-Ботуобинской НГО

А.Б. ФУКС (ВостСибНИИГГиМС)

В настоящее время Непско-Ботуобинская НГО является наиболее изученной в пределах Лено-Тунгусской НГП. На примере открытых на территории НГО месторождений, рассматривается изменение пластовых давлений, температур и фазового состояния залежей в процессе их геологического развития.

Основной объем запасов УВ приурочен к терригенным продуктивным отложениям венда и венда - кембрия (рисунок). По фазовому составу залежи относятся к нефтяным, газоконденсатным и газоконденсатнонефтяным с различными типами и размерами нефтяных оторочек (таблица).

Анализ толщин отложений осадочного чехла [4] показывает, что Непско-Ботуобинская антеклиза - основной тектонический элемент одноименной НГО, представляет собой структуру древнего заложения, унаследованно развивающуюся в течение всего нижнего палеозоя. При этом погружение различных участков и компенсация осадочными образованиями происходила дифференцированно. В начале непского (курсовского, борулахского) времени опускались лишь периферийные участки, а центральная часть антеклизы представляла сушу. В дальнейшем отмечалась тенденция устойчивого погружения всей НГО. Из-за различной интенсивности погружения отдельных участков накапливались осадки различной толщины.

Осадконакопление продолжалось до силурийского периода в центральной части и на восточном борту антеклизы. В конце раннего палеозоя происходило воздымание всей антеклизы, которое наиболее интенсивно проявлялось в ее центральной и северо-восточной частях. В результате этого почти полностью размыты отложения силура и ордовика, а в центральной и северной частях - частично и верхнего кембрия. После пермского периода размытые отложения ордовика и кембрия были перекрыты маломощным плащом континентальных верхнепалеозойских и нижнемезозойских отложений в северной и северо-западной частях НГО. В триасе отмечалась вспышка траппового магнетизма. Так как интрузии траппов залегают выше основных продуктивных горизонтов, влияние их на нефтегазоносность незначительно.

Исходя из анализа геологического развития НГО, принято, что месторождения УВ формировались в несколько этапов. Источниками УВ являлись терригенные и карбонатные породы рифея-венда Байкало-Патомского прогиба и Тунгусской синеклизы, прилегающие к Непско-Ботуобинской антеклизе [4]. Первоначальное образование их относится к концу усольского времени, когда нефтепроизводящие отложения вошли в зону генерации нефти и появились надежные покрышки. Сформированные в этот период залежи по составу относились к нефтяным. Затем, по мере накопления осадков, нефтепроизводящие отложения вошли в зону генерации газоконденсатов. Вторжение газоконденсатов в пределы уже сформированных нефтяных залежей привело к частичному или полному вытеснению нефти из ловушек. Доказательством первичного, чисто нефтяного насыщения ловушек является наличие твердых битумов и рассеянной нефти (до 5 % объема порового пространства) в газоконденсатной части залежей ботуобинского горизонта Среднеботуобинского и Иреляхского, пласта ВЧ1 Верхнечонского) ярактинского горизонта Ярактинского месторождений.

В ловушках, появившихся после вхождения нефтепроизводящих отложений в зону генерации газоконденсатов, формировались только газоконденсатные системы. В процессе дальнейшего геологического развития территории термобарические условия существовавших пластовых УВ-систем неоднократно менялись. Согласно расчетам, максимальные пластовые давления и температуры отмечались в силурийский период, т. е. при максимальной толщине осадочного чехла. Температуры достигали 90 °С в наиболее погруженных частях антеклизы. Соответственно разность палео- и современных пластовых температур составляет 50 °С. Исходя из предположения близости пластовых давлений в этот период к условным гидростатическим, превышение их над современными достигало 10 МПа.

В последующее время происходит падение давлений и температур, связанное с воздыманием региона и размывом части перекрывающих отложений. Соответственно менялись свойства и состав пластовых УВ-систем, особенно в южной части НГО, где изменение давлений и температур по сравнению с современными было максимальным. Эксперименты и расчеты показывают, что содержание С5+высш. в газе Ярактинского месторождения могло превышать современное на 1000 см33, а для залежи ботуобинского горизонта Среднеботуобинского месторождения на 140 см33 . Учитывая, что газосодержание, вязкость и объемный коэффициент нефти в значительной степени зависят от температуры и давления, можно предположить о большом изменении этих параметров в течение геологического времени существования месторождений. Взаимный обмен жидкими и газообразными компонентами между газоконденсатной и нефтяной частями залежей также влиял на изменение физических свойств и состава УВ-систем.

Некоторое повышение пластовых температур и давлений могло отмечаться в пермо-триасе под влиянием трапповых интрузий. Но хорошая сохранность нефтяных залежей в карбонатных и терригенных отложениях под траппами свидетельствует о том, что величина этого разогрева не превышала максимальных пластовых температур в ордовике - силуре.

Из анализа современных пластовых давлений и температур следует, что происходит снижение температур на 10-15 °С в направлении с юга на север и северо-восток НГО (см. таблицу). Пластовые давления близки к условному гидростатическому в центральной и южной частях НГО, а в северо-восточной - значительно ниже условного гидростатического. Это объясняется влиянием мощной (до 300 м) практически сплошной толщи многолетнемерзлых пород (ММП) в северной и северо-восточной частях НГО. В центральной и южной частях НГО наблюдается островная мерзлота. Таким образом, имеется тесная связь между толщей ММП, низкими пластовыми температурами и дефицитом пластовых давлений в залежах терригенного продуктивного комплекса. Основной причиной существования дефицита давлений является разница в температурных коэффициентах расширения песчаника и заполняющего его поры флюида (воды, нефти, газа) [2, 5].

В течение четвертичного периода на Сибирской платформе отмечалось до семи периодов формирования и деградации ММП [3]. При этом следует отметить, что даже в периоды максимального оледенения в пределах Непско-Бутуобинской НГО ледниковый покров отсутствовал. Территория НГО полностью перекрывалась чехлом сплошных ММП в период оледенений и попадала в зоны их островного распространения в межледниковые периоды. Исходя из этого, можно говорить о том, что за четвертичный период наблюдалось многократное, практически мгновенное с позиций геологического времени, изменение пластовых температур и давлений при возникновении и деградации сплошной толщи ММП.

По аналогии с современными пластовыми давлениями и температурами в северной и северо-восточной частях НГО можно предположить, что при появлении толщи ММП во всех залежах УВ терригенного комплекса отмечалось падение пластового давления на 0,7 величины условного гидростатического при одновременном снижении пластовой температуры на 15-20 °С. В межледниковые периоды, когда толща ММП исчезала, происходило увеличение пластовых давлений до условных гидростатических с одновременным ростом пластовых температур, которые по расчетам составляли для ботуобинской залежи Среднеботуобинского месторождения 27 °С, а для залежи вилючанского горизонта Верхневилючанского - 38 °С.

В свою очередь изменение пластовых давлений и температур, связанное с формированием или расформированием мощной толщи ММП, влияло на состав и свойства пластовых УВ-систем месторождений региона. Отсюда следует, что за сравнительно короткий период происходило неоднократное изменение этих свойств.

В то же время результаты промысловых исследований УВ и лабораторные эксперименты показывают, что все месторождения региона характеризуются насыщенностью нефти газом и газов конденсатом, близкой к предельной (см. таблицу). Следует учесть, что нефть в основном содержится в виде оторочек типа А и Б, как правило, небольшой толщины (до 30 м). В этом случае величина давления насыщения нефти газом (ps) отражает, с одной стороны, поступление газа из газоконденсатной шапки, а с другой - потери его через ВНК. Таким образом, для основной массы нефти получаем среднее ps между его величиной на ГНК, где оно предельно близко к пластовому давлению и минимально на ВНК Средняя величина ps для всех рассматриваемых месторождений очень близка к пластовому давлению, что свидетельствует о предельно высокой в данных условиях насыщенности нефти газом.

Для газоконденсатных систем показателем насыщенности систем является давление начала конденсации (рн.к) жидких УВ из газа, которое для месторождений южной и центральной частей НГО сходно с пластовым давлением (см. таблицу).

Низкое содержание конденсата (<30 г/м3) в месторождениях северной и северо-восточной частей НГО делает невозможным их изучение на серийных лабораторных установках для определения рн.к. Для этих месторождений величина рн.к определялась по групповому составу жидких УВ и их содержанию в газе графическим методом с помощью номограмм [1] и почти совпадает с пластовым давлением.

Таким образом, несмотря на наличие в северной и северо-восточной частях НГО аномально низких пластовых давлений и пониженных пластовых температур, залежи терригенного продуктивного комплекса здесь также предельно насыщены.

Выводы

1.      Несмотря на древний возраст образования и сложную историю геологического развития Непско-Ботуобинской НГО, все пластовые системы месторождений этого региона являются предельно насыщенными, поэтому их свойства и состав определяются, кроме химического состава, унаследованного от времени формирования залежей, современными термобарическими условиями существования.

2.      Современные термобарические условия в пределах НГО в значительной степени объясняются наличием или отсутствием сплошной толщи ММП. Время формирования этих условий и связанных с ним свойств и состава пластовых УВ-систем месторождений Непско-Ботуобинской НГО относится к современному периоду.

3.      Учитывая геологическое строение и историю развития юга Сибирской платформы, аналогичные выводы могут быть распространены на Ангаро-Ленскую, Катангскую и Байкитскую НГО.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. - М.: Недра. - 1983.

2.      Добрынин В.М., Серебряков В.А. Прогнозирование аномально низких пластовых давлений в разрезах с многолетнемерзлыми породами // Геология нефти и газа. - 1986.- № 9.- с. 42-45.

3.      Некрасов И.А. Криолитозона северо-востока и юга Сибири и закономерности ее развития. - Якутск: Якутск, книжн. изд-во. - 1976.

4.      Hencкo-Ботуoбинcкая aнтеклизa - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / A.С. Анциферов, В.Е. Бакин, В.Н. Воробьев и др. / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука - Новосибирск: Наука. - 1986.

5.      Фyкc Б.А., Фукc А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа. - 1976.- № 10.- С. 45-48.

 

Таблица

Термобарические параметры УВ-систем месторождений терригенного продуктивного комплекса Непско-Ботуобинской НГО

Месторождение

Горизонт, пласты, отложения

Средняя глубина залегания продуктивного горизонта, м

Рпл, МПа

Тпл, °С

Рs, МПа

Рн.к, МПа

Тип залежи

Марковское

Парфеновский

2650

26,60

33

 

26,5

ГК

Ярактинское

Ярактинский

2700

24,91

37

21,70

23,0

НГК

Дулисьминское

Терригенные отложения кембрия

2450

22,56

30

21,70

21,70

ГКН

Верхнечонское

ВЧ1

1600

15,60

20,5

12,92

14,8

ГКН

ВЧ2

1650

15,60

20,5

12,92

-

Н

Озерное

Хамакинский

1800

13,07

12,7

-

13,0

ГК

Среднеботуобинское

Ботуобинский

1900

14,3

14

12,25

14,0

ГКН

Таас-Юряхское

»

1950

14,4

14

-

14,0

НГК

Верхневилючанское

Харыстанский

2200

17,3

10

-

17,0

ГК

Вилючанский

2550

17,2

12

-

17,0

ГК

Иреляхское

Улаханский

2150

15,7

14

14,77

-

Н

Ботуобинский

2100

15,7

14

-

15,0

ГКН

Северо-Нелбинское

»

2050

14,7

10

 

14,0

ГК

 

Рисунок

Схема расположения месторождений УВ в Непско-Ботуобинской НГО

 

1 - границы НГО; месторождения: 2 - газоконденсатные, 3 - нефтегазоконденсатные и газоконденсатнонефтяные; 4 - граница распространения сплошных ММП; 5 - зона распространения АНПД в залежах терригенного продуктивного комплекса. Месторождения: а - Ярактинское, б - Верхнечонское, в - Среднеботуобинское, г - Верхневилючанское, д - Иреляхское. Зоны А - Приленская, Б - Среднеботуобинская, В - Верхневилючанская