К оглавлению

УДК 553.98(470.6)

Фазовая зональность УВ-скоплений в палеоген-верхнемеловом комплексе Терско-Каспийского прогиба

А.А. ЯРОШЕНКО (Грозн. нефт. ин-т)

В палеоген-верхнемеловом нефтегазоносном комплексе Терско-Каспийского передового прогиба (ТКПП) установлены скопления нефти, конденсата и газа. Анализ взаимосвязи по глубине расположения залежей и промышленных притоков УВ и термобарических (палео- и современных) параметров свидетельствует о том, что фазовая зональность УВ контролируется определенными условиями недр.

Газовые залежи в фораминиферовых хадумско-верхнемеловых отложениях приурочены к Восточной антиклинальной зоне, отличаются умеренным термобарическим режимом. Пластовые температуры средней части залежи изменяются от 42 (Дагестанские Огни) до 48 °С (Берикей), а пластовые давления - от 3,3 (Дузлак) до 6,1 МПа (Хошмензил).

Нефтегазовые залежи в термобарическом отношении смещены в сторону больших температур (85-110 °С) и давлений (15,7-18,2 МПа), а в тектоническом - приурочены к локальным поднятиям Западной антиклинальной зоны (Селли, Гаша).

Распространение нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей контролируется температурами, которые изменяются от 114 (Беной) до 150 °С (Махачкала-Тарки), пластовые давления являются нормальными гидростатическими, их максимальные значения не превышают 24,2 МПа. Исключение составляет лишь верхнемеловая залежь месторождения Махачкала-Тарки, отличающаяся более высокими пластовыми давлениями (47,2 МПа). Коэффициент аномальности достигает здесь 1,32, что позволяет рассматривать это давление как аномально высокое (АВПД).

Для нефтяных залежей характерны значительные изменения термобарических параметров. В интервале глубин 2050-5650 м среднепластовые температуры варьируют от 74 (Заманкул) до 182 °С (Минеральное), а пластовые давления - от 31,8 (Карабулак-Ачалуки) до 92,7 МПа (Червленное), превышая условные гидростатические в 1,34-1,77 раза. От газовых и газоконденсатных залежей Черногорской моноклинали, Дагестанского клина, структурной зоны Южного Дагестана нефтяные залежи Притеречной, Терской, Сунженской антиклинальных зон и Петропавловской синклинали отличаются более жестким барическим режимом, что, по-видимому, предопределило возможность их жидкофазного состояния в условиях высоких температур.

Нефть, газ и конденсат, являясь многокомпонентными системами, состоящими преимущественно из УВ различного строения, в условиях пласта могут находиться в гомогенном газообразном или жидком и в гетерогенном парожидкостном термодинамическом состоянии, определяющемся, с одной стороны, их молярным компонентным составом, а с другой - термобарическими условиями. Вследствие изменения температур и давлений, а также под влиянием факторов гравитационной дифференциации УВ, компонентный состав пластовой смеси в пределах залежи может меняться по площади и по разрезу. Возможна также резкая или плавная смена гомогенных состояний смеси.

В условиях АВПД, которые характерны для залежей УВ палеоген-верхнемелового нефтегазоносного комплекса ТКПП, нефти резко недонасыщены газом и дефицит насыщения (разность между начальным пластовым давлением (р0) и давлением насыщения (рнс), достигает 68,7 МПа (Червленное). Для большинства залежей давление насыщения остается ниже условного гидростатического. На месторождении Беной эти давления близки между собой, а на месторождении Карабулак-Ачалуки давление насыщения превышает условное гидростатическое, что может быть объяснено наличием гидродинамической связи между палеоген-верхнемеловым и нижнемеловым (альб-апт) нефтегазоносным комплексами.

При существующей температуре в большинстве залежей палеоген-верхнемелового нефтегазоносного комплекса рпл выше давления, при котором возможен переход из гомогенного состояния в гетерогенное, отсюда пластовая смесь в залежах может находиться в гомогенном парожидкостном состоянии.

Из приведенных выше данных можно заключить, что прогнозирование типов залежей по фазовому состоянию УВ представляет значительные трудности.

Интегральным показателем, характеризующим свойства природных УВ-систем различного компонентного состава в целом, может служить их средняя молекулярная масса . Многочисленные исследования показали, что в пластовых условиях наблюдается непрерывная зависимость различных параметров УВ-систем (плотность, вязкость, количественное соотношение между газовыми и жидкими компонентами и т. д.) от их молекулярной массы. С учетом гидродинамических и технологических факторов добычи нефти, газа и конденсата [4] на основе зависимости между средней молекулярной массой УВ и их пластовой плотностью  (рис. 1) выделено несколько классов пластовых УВ-систем: газы, газоконденсатные системы, легкие нефти переходного состояния, «обычные» нефти, тяжелые нефти и твердые УВ. Определены также границы между классами (таблица).

Поскольку четкие различия между составом и свойствами пластовых УВ-систем отсутствуют, деление их на классы является условным, а положение границ между отдельными классами в процессе совершенствования техники и технологии добычи нефти, а также по другим причинам может претерпевать определенные изменения. Так, в вышеприведенной классификации при определении положения границы между I и II классами залежей к газовым отнесены УВ-системы, имеющие плотность к пластовых условиях <=250 кг/м3. Согласно [1, 2], залежи следует относить к чисто газовым при выходе стабильного конденсата Кф<=10 cм33.

Несмотря на определенную условность границ между отдельными классами УВ, приведенная классификация может успешно использоваться при прогнозировании различных по фазовому состоянию типов залежей, а также при изучении закономерностей их распространения в пределах нефтегазоносных комплексов.

Ранее установлено [3, 5], что термобарические условия (палео- и современные) в нефтегазоносных комплексах ТКПП сыграли решающую роль в формировании современного фазового состояния, состава и физико-химических свойств природных УВ-систем. В частности, с ростом термобарической напряженности недр наблюдается закономерное снижение плотности и вязкостей нефтей, наличие в них высококипящих фракций и смолисто-асфальтеновых веществ. Газонасыщенность нефтей, содержание бензиновых фракций и коэффициент растворимости газа в нефти, напротив - закономерно увеличиваются. В бензиновых фракциях возрастает роль парафиновых УВ, а в растворенных газах - доля метана, что свидетельствует об активно происходящих процессах «газификации» нефтей, обогащении их легкими метановыми УВ и замещении нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми.

Это позволяет использовать относительное содержание газообразных УВ в их общей массе (, %), т. е. соотношение различных фаз УВ в залежах, в качестве геохимического параметра, отражающего сущность процесса преобразования конкретной УВ-системы под действием основных факторов катагенеза - температуры и давления.

Температуре отводится доминирующая роль в катагенетических превращениях УВ, происходящих за счет эволюционного развития ее внутренних сил. С ростом температуры происходит ускорение термокаталитической деструкции жидких УВ и химических реакций, ведущих к образованию более устойчивых молекул.

Роль пластового давления менее определенна. Так, в условиях открытости гидродинамической системы и, следовательно, свободного отвода газообразных продуктов преобразования нефтей под влиянием высоких температур, пластовое давление может способствовать более глубокому изменению УВ. Если же система замкнута, и отвода газов не происходит, процесс преобразования УВ затруднен. Кроме того, вследствие смещения обратимых реакций в сторону накопления в конечных продуктах веществ с более компактной упаковкой С и Н (Н.Я. Кунин, Г.А. Былевский, 1980) высокое пластовое давление (превышающее условное гидростатическое) препятствует деструкции жидких УВ.

Таким образом, существование УВ в жидком состоянии в условиях высоких температур может быть обеспечено лишь высокими давлениями. Состояние же УВ-системы обусловлено определенным сочетанием величин пластовых температур и давлений. Для изучения характера и степени совместного влияния последних на фазовое состояние УВ составлена зависимость между  (y> %), значениями градиентов начальных температур  (xC/100 м) и давлений  (z, МПа/100 м), которая для конкретных условий природных УВ имеет вид:

Установленная корреляционная связь характеризуется высоким совокупным коэффициентом множественной корреляции  Разные знаки перед соответствующими коэффициентами парной корреляции (= +0,759 и = -0,581) свидетельствуют о взаимно противоположном влиянии температуры и давления на обогащенность газообразными УВ природных систем в условиях гидродинамической замкнутости последних, показателем которой служат АВПД в залежах. Это позволяет использовать в качестве критерия фазовой зональности УВ-скоплений отношение пластовой температуры (t0, °С) к пластовому давлению (р0, МПа), замеренных до начала промышленной разработки залежи - термобарический коэффициент (ТБК):

Между обратной величиной ТБК и относительным содержанием газа в залежах палеоген-верхнемелового нефтегазоносного комплекса установлена зависимость:

Расположение точек на графике полученной зависимости свидетельствует о тесной связи между термобарическими условиями недр и свойствами пластовых УВ-систем (рис. 2). На это указывает и высокий r= -0,926, надежность которого подтверждается с помощью критерия Стьюдента при уровне значимости 0,05.

Зависимость (2) была использована при прогнозировании фазового состояния УВ в палеоген-верхнемеловом нефтегазоносном комплексе на территории ТКПП. Для оценки положения границ между зонами распространения залежей различных типов (классов) по фазовому состоянию УВ составлено уравнение зависимости между плотностью УВ в пластовых условиях и

Совмещение графика зависимости (3) с кривой  позволяет систематизировать залежи УВ по классам и установить границы между классами (см. рис. 1, таблицу).

В результате проведенных исследований выделены следующие зоны преимущественного распространения залежей различного фазового состояния УВ. I - газовые залежи. Установлены в ловушках, где величина p0/t0 не превышает 0,13 МПа/°С. II - газоконденсатные и нефтегазоконденсатные (подзона IIа), газоконденсатнонефтяные (подзона IIб) залежи. Содержание газообразных УВ в залежах значительно возрастает и может достигать 97 %. Положение зоны определяется граничными значениями коэффициента p0/t0 от 0,11 до 0,26 МПа/°С. В подзоне IIб среднее содержание газообразных в общей сумме геологических запасов УВ изменяется от 44 до 65 %, чему соответствуют средние значения коэффициента p0/t0 от 0,26 до 0,36 МПа/°С. III зона - нефтяные залежи с растворенным газом. Доля газообразных УВ в залежах этого типа не превышает 47 %. Зона ограничивается значениями p0/t0 более 0,35 МПа/°С. Положение границы между зоной распространения залежей нефтей переходного состояния и «обычных» нефтей устанавливается неоднозначно, так как уравнение (2) не учитывает возможности разрушения отдельных залежей палеоген-верхнемелового нефтегазоносного комплекса, что особенно заметно в западной части ТКПП, где под действием криптогипергенеза [4] происходит снижение относительного содержания газа в общей массе УВ

Выводы

1. Современная фазовая зональность размещения УВ-скоплений в палеоген-верхнемеловом нефтегазоносном комплексе определяется преимущественно термобарическим режимом недр. В качестве критерия фазовой зональности УВ может быть использован ТБК.

2. Достаточно информативным геохимическим показателем, отражающим сущность процессов преобразования природных УВ-систем в зоне катагенеза, является относительное содержание газа в общей массе жидких и газообразных УВ.

3. Использование зависимости между ТБК и содержанием газа в общей массе УВ позволяет выделить зоны преимущественного распространения залежей различного фазового состояния УВ и осуществить прогнозирование положения этих зон на территории ТКПП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Великовский А.С., Савина Я.Д. Определение направления миграции конденсатных газов // Геология нефти и газа.- 1966.- № 11.- С. 56-59.

2.      Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра.- 1979.

3.      Резников А.Н., Ярошенко А.А. Преобразование фазового состояния углеводородных скоплений верхнемелового комплекса Северо-Восточного Кавказа. // Изв. АН СССР. Сер. геол., 1980.-№ 12.- С. 130-137.

4.      Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза.- М.: Недра.- 1974.

5.      Ярошенко А.А. Прогноз фазового состояния углеводородов в валанжинских и юрских отложениях Предгорного Дагестана. / Нефтегаз. геол. и геофиз., 1982.- № 5.- С. 16-19.

 

Таблица Систематизация скоплений природных УВ-систем

Классы [4]

Залежь

Плотность УВ при пластовых условиях ([4] с дополнениями), кг/м3

Содержание газа в общей массе УВ , %

I

Газовая (Г)

<10

> 94

II

Газоконденсатная (ГК)

10-450

97-44

III

Нефтяная переходного состояния (НП)

425-650

47-20

IV

Нефтяная (Н)

625-900

<3

V

Тяжелые нефти и твердые УВ (НТ)

>875

 

 

Рис.1. Графики зависимостей  и  от

а - граничные зоны между классами (по Г.Ф. Требину с дополнениями); залежи УВ: б - газовые, в - газоконденсатные, г - нефтегазоконденсатные и газоконденсатнонефтяные, д - нефтяные; месторождения: 1 - Дагестанские Огни, 2 - Дузлак, 3 - Берикей, 4 - Хошмеизил, 5 - Беной, 6 - Махачкала-Тарки, 7 - Заманкул, 8 - Карабулак-Ачалуки, 9 - Минеральное, 10 - Червленное. Классы залежей УВ: I - газовые, II - газоконденсатные, III - нефтяные переходного состояния, IV - нефтяные, V - тяжелой нефти и твердых УВ

 

Рис. 2. Распределение залежей различного фазового состояния УВ палеоген-верхнемелового нефтегазоносного комплекса ТКПП в зависимости от термобарических условий недр.

Зоны преимущественного распространения залежей: I - газовых; II - газоконденсатных и нефтегазоконденсатных (IIа), газоконденсатнонефтяных (IIб); III - нефтяных; а - границы 95 %-го доверительного интервала. Остальные усл. обозн. см. на рис. 1.