К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.04(571 5)

Н.Г. ЖУЗЕ (ВНИГРИ)

Остаточная нефтенасыщенность залежей неокома севера Западной Сибири – дополнительный источник УВ-сырья

На севере Западной Сибири наиболее благоприятные условия для генерации, миграции и аккумуляции газа, газоконденсата и нефти существуют в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской НГО. В этих районах развит меловой (неоком-сеноманский) комплекс мощностью до 2000 м, с которым связана основная часть газовых и газоконденсатных ресурсов Западной Сибири. Газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками залежи приурочены к отложениям апта и неокома под субрегиональными и зональными покрышками. Газоконденсатные пласты выявлены также в ачимовской толще и в юрских отложениях. Залежи нефти, незначительные по размерам, содержатся в юрском комплексе в пределах васюганской, баженовской и тюменской свит, единичная газоконденсатная – в палеозое на Новопортовском месторождении.

В неокомском нефтегазоносном комплексе распространены газоконденсатные, газоконденсатные с нефтяной оторочкой и единичные нефтяные залежи. Содержание конденсата в газах увеличивается с глубиной от 75 до 106–550 см33 и выше, оставаясь максимальным в зоне конденсатсодержащих газовых залежей с нефтяными оторочками (рпл=26-31 МПа, tпл=75-98°С, Н=2,5–3,3 км). Конденсаты неокома по характеру УВ метановые и метано-нафтеновые.

Как известно, конденсаты и нефти могут быть нескольких типов: первичные, вторичные, вторично-миграционные и деструкционные. Появление вторичных конденсатов в зоне слабого и умеренного мезокатагенеза связано с процессами фазовой дифференциации в залежах и вторично-миграционными в составе газоконденсатных систем. Смешанный генезис нефтяных оторочек возможен за счет выпадения нефтей из насыщенного газоконденсатного раствора при переходе его в зону пониженных температур и давлений. Тип оторочек тесно взаимосвязан с условиями формирования газоконденсатных залежей (табл 1).

Остаточный тип нефтяных оторочек образуется в результате перехода части бензино-керосиновых фракций нефти в газовый раствор. Такой тип оторочек, по И.С. Старобинцу, образуется как на путях миграции при динамическом массообмене между нефтью и газоконденсатной смесью при заполнении ловушек, так и при повышенных давлениях в существующих ловушках (за счет погружения территории, притока дополнительного газа). Эти нефти могут иметь большое сходство с нефтями чисто нефтяных залежей в регионе, но отличаются от них пониженным выходом фракций н. к. – 200 °С.

Оторочки смешанного типа образуются при снижении пластовых давлений и выпадении дополнительных порций жидкой фазы из насыщенного ГК-раствора вследствие подъема территории или ухода части газа по тектоническим нарушениям.

Нефтяные оторочки деструкционного типа, описанные И.С. Старобинцем на месторождении Чемхала в Ферганской впадине, на глубине 4700 м характеризуются повышенным содержанием аренов и повышенной смолистостью.

Помимо параметров, приведенных выше (см табл 1), автор считает необходимым использовать ряд дополнительных характеристик, позволяющих более тонко дифференцировать тип флюида и степень их смешения. К таким параметрам, помимо плотности, отнесены молекулярный вес, выход фракций н. к.– 150°С и процентное содержание на нефть и конденсат S УВ C5–C8, состав нормальных алканов, максимум в распределении нормальных алканов, отношение изопреноидов(Si-C11-i-C18)/(Si-C19-i-C20) наличие или отсутствие бициклической ароматики в составе флюида Остановимся более подробно на некоторых из этих показателей. Так, в конденсатах, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в газах, выход SУВ C5–С8 равен 40,4–58 % (на конденсат), в составе нормальных алканов отмечен сравнительно узкий спектр компонентов (от н-C5 до n-C15-n-C22) и максимум в распределении n-алканов падает на n-C5–n-C9. В конденсатах, по сравнению с нефтями, отмечаются более высокие отношения (Si-C13-i-C18)/(Sn-C19-n-C20) (в конденсатах 4,7–7,5, в нефтях 1,5–1,6). По данным инфракрасной спектрометрии, в них отсутствует бициклическая ароматика, обнаруженная в нефтях.

По мере перехода от конденсатов к нефтям конденсатного, смешанного и остаточного типов расширяется спектр нормальных алканов и изменяется характер их распределения. Так, максимум в распределении нормальных алканов в нефтях остаточного типа приходится на высокомолекулярную их часть (n-C20–n-C24), в нефтях смешанного типа двойной максимум – на низкомолекулярную часть (n9–n11) и на более высокомолекулярную (n-C15–n17 или n-C20–n-C21) в зависимости от степени смешения флюидов. При этом также повышаются плотность нефти, молекулярный вес и снижается выход фракций н. к. – 150 °С. Плотность нефти, главным образом, связана с содержанием фракций н. к. – 200 °С, смолистостью и концентрацией твердых парафинов. Соответственно самые высокие содержания фракций н.к. – 200 °С (37–65 %) в нефтях конденсатного типа, а самые низкие (<20 %) – в нефтях оста точного типа. Нефти конденсатного типа отличаются самой низкой парафинистостью (<0,5 %), а нефти остаточного типа – самой высокой (в среднем 6–7 %).

Одним из важных показателей для дифференциации нефтей остаточного, смешанного и конденсатного типов и их отличий от чистых газоконденсатов является сум марное содержание УВ фракций S C5–С8 (н.к.–125 °С) в нефтях и конденсатах. Так, в нефтях остаточного типа S УВ C5–С8 (% на нефть) составляет <10 % (в среднем 4–6), в нефтях смешанного, преимущественно конденсатного, типа – 18–24, в конденсатах с примесью нефти – 20–40, в чистых конденсатах – 40–58.

Соответственно конденсат, выпавший в жидкую фазу в пластовых условиях, при испытании скважин фиксируется в виде легкой нефти или примеси легкой нефти к газоконденсатам в отличие от явно более тяжелых нефтей первичного, остаточного, типа.

На севере Западной Сибири имеется несколько типов нефтей. Нефти чисто нефтяных залежей имеют температуру начала кипения 60–66 °С, выход фракций до 150° – 16,5–26 %, до 200° – 28–35, до 300° – 35–61, остаток после 300° – 39–50. Плотность нефтей – 0,830– 0,838 г/см3, выход твердых парафинов – 2,45–3,36 %, смол – 3,13–4,36. Молекулярный вес нефтей – 184–192. Максимум в распределении нормальных алканов – на n19–n21.

Большинство нефтей из нефтяных оторочек и частично из газонасыщенной части (остаточная нефтенасыщенность) газоконденсатнонефтяных залежей имеют н. к. 90– 116 °С, пониженный выход фракций до 150° (<10), до 200° (<20), до 300° (<50 %). В этих нефтях отмечаются повышенные содержания твердых парафинов (5,5–9,3 %). Молекулярный вес нефтей 205–231, максимум в распределении нормальных алканов – на n-C21–n23.

В то же время ряд нефтей из верхних частей оторочек и из газоносной части (остаточная нефтенасыщенность) газоконденсатнонефтяных залежей по своим геохимическим характеристикам являются переходными от чистых конденсатов к первичным нефтям из нефтяных оторочек. В этих нефтях н. к.– 46–95 ºС, плотность – 0,786– 0,836 г/см3, выход фракций до 150° – 12–48, до 200° – 24–60, до 300° – 51–84 %. Концентрация твердых парафинов в нефтях – 1,5–6,10 %, максимум в распределении нормальных алканов в самых легких нефтях приходится на n-C9– n12, в более тяжелых – двойной максимум в распределении нормальных алканов – на n9–n12, на n15–n17 и n20–n21.

В пределах неокомских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками на Уренгойском, Новопортовском и других месторождениях автором выделены следующие типы УВ-флюидов: газоконденсаты; газоконденсаты с примесью нефти; нефти смешанного, преимущественно конденсатного типа; нефти смешанного, преимущественно остаточного типа; нефти остаточного типа (табл. 2).

Остаточный тип – это первичный тип нефти, где потеряна часть легких УВ за счет перехода их в газовый раствор при длительном контакте нефти и газа в ловушках в условиях многостадийного формирования месторождений. Нефти смешанного типа (остаточные + конденсатные) содержат определенную долю жидкой фазы конденсационного генезиса, выпавшей из газового раствора в период резкого воздымания территории в олигоцене и соответственно перехода залежей в зону более низких температур и давлений. В зависимости от доли жидкой фазы конденсационного генезиса меняются геохимические параметры нефтей. Нефти чисто конденсационного генезиса очень редки. В целом состав нефтей, как заключенных внутри нефтяных оторочек, так и размазанных или находящихся в виде “целиков” внутри контура газоносности, зависит от исходного типа нефти; процессов фазовой дифференциации в залежах и вторичного выпадения конденсата в жидкую фазу после подъема территории и смешения его с первичной, остаточной, нефтью, находящейся в пределах залежи в различных ее частях.

Нефти остаточного типа встречаются обычно в пределах нефтяных оторочек в виде “целиков” в газоносной части залежей. В контуре газоносности, помимо чистых, содержатся газоконденсаты с примесью легкой нефти и нефти смешанного типа. В ряде случаев (например, пласты БУ12 и БУ14 Уренгойского месторождения) нефти смешанные занимают большую часть объема нефтяных оторочек, а нефти остаточного типа приурочены к подошве нефтяных оторочек вблизи зоны ВНК.

Для уточнения генезиса конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пластовых условиях, были изучены n-гексан/n-гептан, изо-гексаны/n-гексан, метилциклопентан/циклогексан, изогексаны/циклопарафины С6 и гомологические ряды алканов в узких фракциях С7 и С8 и циклопентанов С7 в конденсатах и нефтях различного типа. В тех случаях, когда конденсаты и нефти единого генезиса, указанные отношения в конденсатах, находящихся в газовом растворе или выпавших в жидкую фазу, выше, чем в нефтях остаточного типа (табл. 3). Идентичные гомологические ряды алканов С7 и С8 и циклопентанов С7 свидетельствуют о едином источнике УВ этих флюидов. Изучение этих параметров показало единый генезис нефтей и конденсатов, выпавших в жидкую фазу, а также нефтей и подавляющей части конденсатов, находящихся в газовом растворе в пределах Уренгойского, Новопортовского, Заполярного и ряда других месторождений.

Рассмотрим для примера характер распределения конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пластах БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ14 Уренгойского месторождения.

В пласте БУ8 в кольцевой нефтяной оторочке выделена “первичная” нефть остаточного типа, внутри контура газоносности – остаточные и смешанные преимущественно конденсатного типа. Нефти остаточного типа в виде целиков и линз оттеснены к подошве газоносной части залежи, хотя в размазанном виде отмечаются по всему пласту. При смешении с выпавшим конденсатом образуются нефти смешанные (остаточные + конденсатные) преимущественно конденсационного генезиса (при испытании легкие нефти), составляющие переходную зону в несколько метров на уровне ГНК (2–3 м выше и ниже). Конденсаты с примесью легких нефтей фиксируются на расстоянии 15–20 м (в единичном случае 30 м) выше контура ГНК. В верхней части при испытании получен газоконденсат.

В кольцевой оторочке пласта БУ9 отмечена нефть остаточного типа. В газоносной части залежи линзы и “целики” нефти приурочены к нижней, подошвенной, ее части. Мощность этих линз несколько метров. Генезис нефти в них различный (остаточный + смешанный, преимущественно конденсатный). Конденсаты с примесью легкой нефти фиксируются на расстоянии 15–20 м (в единичном случае 30 м) выше контура ГНК. В верхней части залежи при испытании получен только газоконденсат.

В скважинах, пробуренных в нефтяной оторочке пласта БУ10-11, присутствует “первичная” остаточная нефть. Внутри контура газоносности на абсолютных отметках ниже ГНК при испытаниях также получена только нефть. Наличие нефти остаточного типа в подошвенной части пласта по всей площади залежи и получение притоков пластовой воды на уровне ГНК связаны с тем, что оторочка не кольцевая, а сплошная подошвенная и соответственно количество нефти в пластах БУ10-11 больше, чем предполагалось изначально. Нефти легкие, смешанные, преимущественно конденсатного типа получены при испытаниях в верхней части нефтяной оторочки (в зоне ГНК) и выше уровня ГНК (до 5–8 м, в единичном случае до 30 м). Конденсаты с примесью нефти получены при испытаниях до 50 м выше уровня ГНК. В верхней части залежи содержится газоконденсат без примеси нефти.

В пласте БУ14 нефти смешанного, преимущественно остаточного, типа присутствуют в пределах основного объема нефтяной оторочки, приуроченной к восточной части центральной зоны поднятий. В зоне ГНК и вблизи (5–6 м выше) в отдельных скважинах получены легкие нефти смешанного, преимущественно конденсатного, типа.

Соответственно нам представляется наиболее вероятной следующая многостадийная модель формирования неокомских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Ведущим является процесс преобразования нефтяных палеозалежей в газоконденсатные с нефтяной оторочкой в результате вторичного поступления газа в ловушки, частично заполненные нефтью, оттеснения нефти в нижнюю часть залежи и частичного размазывания ее по контуру газоносности (остаточная нефтенасыщенность), растворения части нефти в газе и перехода более подвижных ее фракций (в основном н.к. – 200 °С) в газовую фазу. После подъема территории и снижения t и р происходит вторичное выпадение конденсата в жидкую фазу и смешение его с остаточной нефтью в газоносной части пластов или в верхней части нефтяных оторочек.

Следует отметить, что согласно детальному геолого-геохимическому изучению типов нефтей и конденсатов в залежах предлагаемая модель подтверждается в пределах Уренгойского, Енъяхинского, Песцового, Новопортовского, Заполярного, Восточно-Таркосалинского, Усть-Часельского месторождений.

Таким образом, нефтегазоконденсатные залежи на севере Западной Сибири содержат в газоконденсатной части, помимо остаточной нефти, и конденсат, выпавший в жидкую фазу после подъема территории в олигоцене из насыщенных газоконденсатных растворов. Конденсат этот, смешиваясь в различных пропорциях с остаточной нефтью, скапливался в нижних частях ловушек, где формировал в верхней части нефтяных оторочек и выше уровня ГНК зону почти чисто конденсатной или смешанной нефти, плотность которой, УВ-состав и другие геохимические показатели оказались промежуточными между чистым конденсатом и нефтью оторочек. Следует отметить, что скопления жидкой нефти выше зоны ГНК носят линзовидный характер из-за сложности строения вмещающего коллектора. В результате действия сил гравитации скопления эти в большем объеме приурочены к нижней части газоконденсатной залежи, в результате чего при испытаниях в ряде скважин получают легкую нефть выше уровня ГНК: например, в пласте БУ10-11 Уренгойского месторождения в скв. 232 (2769–2774 м), скв 202 (2772–2776 м), скв. 117 (2778– 2780 м), скв. 58 (2762–2784 м) и ряде других скважин при абсолютной отметке ГНК – 2780 м.

Скопления свободной нефти, оставшейся внутри ГК-части пласта из-за сложности строения вмещающего коллектора, состоят примерно наполовину из выпавшего конденсата. В верхней части нефтяных оторочек установлены зоны выпавшего конденсата и его смеси с оттесненной нефтью оторочек. Количество выпавшего конденсата в ряде случаев соизмеримо с содержанием жидких УВ в составе газоконденсатных растворов. Он представляет собой дополнительный источник жидких УВ и может быть извлечен без специальных затрат на разведку при эксплуатации НГК залежей на основе сайклинг-процесса.

Таблица 1 Состав и свойства нефтей различных типов нефтяных оторочек газоконденсатных залежей

Тип нефтяной оторочки

Ориентировочные глубины

Выход фракций, %

Смолы, %

Парафины, %

Состав фракции н.к -200 ºС

До 200 °С

До 300 °С

A

H

M

Конденсационный

1000–3000

36–65

55–90

0,7–5

0,2–0,4

5–30

15–35

45–70

Остаточный

1500

10–30

30–50

4–10

2–15

5–20

25–50

50–75

Смешанный

1500–3000

25–40

40–60

3–7

5–10

5–25

20–40

45–65

Деструкционный

3500–4000

5–10

15–30

До 35

9–15

15–55

15–45

10–60

Таблица 2 Геохимические типы конденсатов и нефтей газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками севера Западной Сибири

Тип флюида

н.к. °С

Выход фракций, %

Плотность, г/см3

Молекулярный вес

Парафины, %

Смолы силикагелевые, %

SУВC5-C8 (% на нефть, конденсат)

Спектр n = алканов

Максимум в распределении n=алканов

до 150 °С

до 200 °С

до 300 °С

>300°

Газоконденсаты

гк

31–47

55–62

70-77

90–95

5–10

0,733–0,751

107–126

0,10–0,38

Не обн.

40,8–58,4

n-C5 - n-C15

n-C5 - n-C18

n-C5 - n-C22

5, 6, 7, 8, 9

Газоконденсаты с примесью нефти

гк+н

39–73

45–60

60–65

87–95

5-13

0,772–0,789

130–135

0,20–0,42

1,10–1,16

19,5–44,0

n-C5 - n-C22

n-C5 - n-C25

5, 8, 9, 10, 11, 12

Нефти конденсатного и смешанного, преимущественно конденсатного, типов

Н

46–89

33–48

47–62

67–84

16–30

0,786–0,808

140–150

1,50–1,60

1,08–1,60

17,9–23,9

n-C5 - n-C25

n-C5 - n-C28

9, 10, 11, 15, 17

Нефти смешанного, преимущественно остаточного, типа

Н

78–95

12–25

24–38

51–57

43–49

0,826–0,829

170–199

5,02–6,10

1,64–1,99

10–15

n-C4 - n-C34

n-C5 - n-C35

9, 10, 11, 20, 21

Нефти остаточного типа

Н

95–116

4–10

16,5–20,5

37–48

52–63

0,840–0,851

205–231

5,50–9,27

1,10–3,91

10

n-C4 - n-C34

n-C5 - n-C35

20, 21, 22, 23

Таблица 3

Отношения между индивидуальными углеводородами бензиновой фракции конденсатов и нефтей пластов БУ80 БУ14 Уренгойского месторождения

Номер скважины

Пласт

Интервал отбора м

Плотность, г/см3

Выход фракции н.к 125 С (% на нефть конденсат)

n-Гексан/n- гептан

Изогексаны/n - гексан

мцп/цг

Изогексаны/цИкланы c6

Арены/С67

Конденсаты

58

БУ8

2673–2690

0,720

40,9

0,7

0,7

0,6

0,6

0,8

58

2687–2692

0,744

44,7

1,2

1,2

0,9

0,8

1,7

58

БУ9

2712–2732

0,718

40,4

1,2

1,1

0,9

0,8

1,8

17

БУ10-11

2778–2800

0,741

45,40

1,3

1,3

0,8

0,8

0,6

Конденсаты с примесью нефти

58

БУ10-11

2772–2792

0,770

43,90

1,2

1,1

1,1

1,0

0,9

58

БУ14

2984–2996

0,772

44,0

1,1

1,0

0,7

0,7

1,6

Нефти смешанного, преимущественно конденсатного, типа

58

БУ10-11

2820– 2842

0,803

23,7

1,3

1,2

1,0

1,4

0,8

Нефти остаточного типа

81

БУ80

2721–2730

0,847

10,39

0,7

0,8

0,7

0,5

0,3

69

БУ8-9

2760–2770

0,849

6,72

0,6

0,7

0,6

0,6

0,5

113

БУ10-11

2844–2850

0,847

7,50

0,6

0,8

0,6

0,6

0,5

83

БУ12

2905–2920

0,842

10,12

0,6

0,8

0,6

0,6

0,6