К оглавлению журнала

 

УДК 550.4:552.578.2

© С.И. Голованова, 1995

ГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФАЗОВОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ ЖИДКИХ ФЛЮИДОВ ДАУЛЕТАБАД-ДОНМЕЗСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

С.И. Голованова (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Для надежного обоснования проведения поисково-разведочных работ и уменьшения экономических затрат необходима разработка более совершенных геолого-геохимических методов локального прогноза объектов на базе регионального и зонального прогноза нефтегазоносности.

Современные методы геохимических и биогеохимических исследований позволяют выйти на молекулярный уровень изучения такой сложной системы, как нефть, и выявить в ней реликты биомолекул живого вещества и некоторые его производные. Исходя из органической концепции происхождения нефти основным фактором, влияющим на состав реликтовых УВ нефти, является фациально-генетический тип ОВ материнских пород. Выявление динамики процессов нефтегазообразования невозможно без установления генетических связей УВ в системе нефть – конденсат – ОВ пород.

Даулетабад-Донмезское месторождение имеет сложное блоковое строение и включает две широтные структурно-тектонические зоны: 1) южную, приподнятую и относительно сложно дислоцированную Даулетабадскую зону, характеризующуюся сокращенными разрезами J3-K1; 2) северную, погруженную Донмезскую зону, в пределах которой обнаруживаются кимеридж-титонские сульфатные образования [3].

Г.И. Амурский рассматривает Даулетабад-Донмезское месторождение как крупнейшую структурную террасу с наклоном на север и северо-запад в направлении максимально прогнутой Меанинской депрессии [1]. Северо-западный уклон террасы превалировал в донеогеновое время и обеспечивал поступление больших масс газа по шатлыкскому горизонту из мощного узла газовыделения – глубокопогруженной Меанинской депрессии. В палеогеновый период в прогибание был вовлечен Даулетабадский район, который являлся восточным центриклинальным окончанием Предкопетдагского передового прогиба. В неогеновый период образовался глубокий Сандыкачинский прогиб [2].

В верхнеюрско-неокомских отложениях Даулетабад-Донмезского месторождения прослеживаются два основных продуктивных горизонта: подсолевой карбонатный верхнеюрский (келловей-оксфорд) и надсолевой терригенный красноцветный неокомский (готерив) [2 ].

Установленная на основе анализа нефтематеринских пород (шараплинская, карабильская, сандыкачинская свиты) относительная обедненность их РОВ в пределах Даулетабад-Донмезского месторождения позволяет предположить определяющее влияние вторичных процессов при его формировании [4].

Вполне вероятно, что значительные скопления УВ Даулетабад-Донмезского месторождения сформировались за счет различных источников генерации. Практический интерес представляют: 1) нижнемеловые и верхнеюрские нефтематеринские породы Предкопетдагского прогиба; 2) верхнеюрские нефтематеринские породы Сандыкачинской зоны прогибов; 3) нефтематеринские породы нижней и средней юры Кушкинской зоны Бадхыз-Карабильской ступени. Установление источников генерации УВ по геохимическим критериям – сложная и важная проблема [3]. Изучение природного материала проводилось по блокам Даулетабад-Донмезского месторождения. Для сравнительного геохимического анализа использовались образцы из зон предполагаемых очагов генерации и миграции УВ.

В отраслевой геохимической лаборатории ГАНГа и ВНИГНИ накоплен богатый геохимический материал по индивидуальному составу жидких флюидов Даулетабад-Донмезского месторождения (более 30 скважин) и прилегающих районов (10 скважин) как из надсолевых (K1g), так и подсолевых (J3) отложений. Данная информация позволила подойти к решению такой проблемы, как выявление генезиса жидких флюидов Даулетабад-Донмезского газоконденсатного месторождения в целях обоснования локального прогноза.

В основу геохимического комплексного анализа положены теоретические представления о малой изменчивости реликтовых УВ под влиянием вторичных процессов. Вторичные процессы рассматривались на фоне однофациального ОВ и генетически связанной с ним нефти. Сопоставление конденсатов, нефти и ОВ пород проводилось по комплексу показателей генетических связей. К ним относятся реликтовые УВ первого порядка: н-алканы, изопреноиды и циклоалканы. Показателями высокомолекулярных УВ являются отношения: пристан/ фитан, пристан/ гептадекан, фитан/октадекан, S н-алканов/S изо-алканов; молекулярно-массовое распределение н-алканов; коэффициент нечетности и т.д. Комплексное рассмотрение всех показателей низкокипящих УВ позволило выявить из них парные сочетания, несущие наибольшую генетическую информацию: 1) 2 н-алканов/S изоалканов и S ЦГ/S ЦП; 2) S алканов/S цикланов и S цикланов/S изоалканов; 3) суммарное содержание и количественное распределение геминальнозамещенных алканов, а также показатель ароматических УВ (ЭБ+кумол) /S ксилолов.

СЕВЕРО-ЗАПАДНАЯ ЧАСТЬ СЕВЕРНОГО БЛОКА

На данном участке продуктивный горизонт готерива залегает на 700 м ниже, чем на других блоках. Пластовое давление не превышает 40 МПа, а пластовая температура изменяется от 130 до 140 °С. Выявлен низкий газоконденсатный фактор, в среднем составляющий 15 г/м3.

Изученные конденсаты шатлыкского горизонта нижнего мела характеризуются плотностью 0,77-0,79 г/см3 и выходом бензиновых фракций от 26 до 43 %. В групповом углеводородном составе как бензиновой, так и отбензиненной части преобладают метанонафтеновые УВ (72-94 %). Содержание ароматических УВ невелико в отбензиненной части (6-9 %) (рисунок, а) и несколько больше в бензиновой фракции (12-16 %). Высокая преобразованность УВ, соответствующая стадии катагенеза МК4, подтверждается значениями коэффициента метаморфизма (KMC6) от 1,4 до 1,6. Проведено сопоставление УВ-состава в системе конденсат – РОВ вмещающих отложений. При крайне низких количествах Сорг – 0,09-0,1 % отмечаются высокие значения битумного коэффициента bхл – 21,3-24,6 %. Преобладающее содержание миграционного битума свидетельствует о значительной роли латеральной миграции при формировании углеводородных скоплений. В результате масс-спектрометрических исследований миграционного битума песчаников (K1g) выявлены невысокое содержание парафиновых УВ (45-46 %), преобладание би- и тетрациклических нафтеновых структур, что указывает на специфический гумусово-сапропелевый тип исходного ОВ, которое могло быть источником первичных конденсатов при определенных термобарических условиях. Более крупный очаг генерации УВ нижнемеловых отложений находился в юго-восточных районах Предкопетдагского прогиба, откуда осуществлялась латеральная миграция УВ.

Характерными признаками первичных конденсатов северо-западного блока Даулетабад-Донмезского месторождения являются: 1) отсутствие высокомолекулярных н-алканов – С25-нк (см. рисунок, в); 2) значительный сдвиг кривой молекулярно-массового распределения н-алканов в низкомолекулярную часть (см. рисунок, г); 3) преобладание среди изопреноидных структур более низкомолекулярных (S изо-C18-20/S изо-С11-16 = 0,2-0,24 (см. рисунок, д); 4) высокие значения отношения изо-C19/изо-С20 > 2; 5) преобладание шестичленных нафтенов (S ЦГ/S ЦП = 2,0-3,6); 6) крайне низкие значения генетического показателя ароматических УВ (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,03-0,06 (см. рисунок, б).

В течение геологического развития Предкопетдагского прогиба нижнемеловые нефтематеринские породы в меловом периоде оказались в условиях, благоприятных для нефтеобразования и в палеоген-неогене – для газообразования. Образовавшиеся первичные газоконденсатные системы мигрировали в юго-восточном направлении в сторону Даулетабад-Донмезского месторождения

Примером нефти, образовавшейся непосредственно из очага генерации, может служить нефть из скв. 3 Куртли (глубина 4,7-4,9 км) в отложениях K1a-al. Плотность ее 0,833 г/см3. Выход бензиновых фракций низкий – 7 %. Специфические особенности исходного ОВ нашли отражение в генетических показателях низкомолекулярных УВ. При почти равном содержании н-алканов и изоалканов (S н-алканов/S изо-алканов = 1,02) отмечаются повышенное число циклогексановых структур (S ЦГ/S ЦП = 2,39), преобладание изоалканов по сравнению с цикланами (S цикланов/S изоалканов = 0,57) и крайне низкие значения показателя ароматических УВ ((ЭБ + кумол)/ S ксилолов = 0,19).

Исходя из геолого-геохимических критериев перспективные участки для нефтяных залежей в нижнем мелу прогнозируются в Предкопетдагском прогибе и, возможно, в поднадвиговых зонах (месторождение Изгант). Источником УВ являлся гумусово-сапропелевый тип ОВ нефтематеринских пород. При более жестких термобарических условиях могли образоваться газоконденсатные системы первичного генезиса. Влияние миграционных процессов прослежено по изменению УВ-состава в ряду Теджен – Даулетабад-Донмезское месторождение. В данном направлении плотность несколько возрастает от 0,78 до 0,804 г/см3. Выход бензиновых фракций уменьшается от 30 до 5 %. Анализ параметров выявил генетическое родство как низкомолекулярных УВ (S ЦГ/S ЦП = 1,8-3,5; (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,1-0,2), так и высокомолекулярных УВ (изо-С19/изо-С20 = 1,88-2,9; отсутствие УВ состава С26-нк). Небольшие колебания ряда параметров обусловлены в основном влиянием латеральной миграции УВ.

СЕВЕРО-ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ СЕВЕРНОГО БЛОКА

При пластовом давлении от 35 до 40 МПа и пластовой температуре 130-135 °С повышается плотность конденсатов от 0,790 до 0,815 г/см3 и уменьшается выход бензиновых фракций от 29 до 6 %. Отличительным признаком конденсатов является возрастание ароматических УВ до 24 %.

По данным изучения РОВ доля липидной составляющей возрастает в исходном типе ОВ, что подтверждается значениями УВ-коэффициента (Кув=0,5-0,6). По результатам масс-спектрометрических исследований в масляной фракции количество метановых УВ увеличивается до 83,0-84,6 % по сравнению с таковым северо-западного блока (50-52 %). В распределении нафтеновых структур больший процент приходится на три- и тетрациклические структуры.

Выявленные различия в составе биомолекул исходного ОВ северо-восточной части северного блока, по-видимому, определяются влиянием исходного ОВ (преимущественно сапропелевого типа) нефтематеринских пород верхней юры Сандыкачинской зоны прогибов. Рассматриваемые нефтематеринские породы верхней юры (J3к-о) попали в условия, благоприятные для нефтегазообразования, лишь в эоцене. Газоконденсатные системы формировались в процессе массопереноса растворенных в газе жидких УВ из наиболее погруженных и прогретых участков.

Степень превращенности УВ бензиновых фракций изученных конденсатов соответствует стадиям катагенеза МК2-МК3, о чем свидетельствуют значения коэффициента метаморфизма KMC6 = 0,7-1,0. Увеличение доли липидной составляющей отразилось на показателях низкомолекулярных УВ – возросли значения отношений S цикланов/S алканов = 0,81-0,94 и (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,4-0,6 по сравнению с таковыми северо-западной части северного блока. Характерная особенность для высокомолекулярных УВ – увеличение выхода УВ с большей массой (н-С25-нк = 15,0-25,9 %, н-С19-20 = 40,4-45,1 %) и уменьшение УВ более легкого состава (н-Снк-18 = 33,6-40,5 %). Значения отношения S н-С19-34/S н-С11-18 колеблются от 1,47 до 1,97. В значительно большем количестве представлены н-алканы по сравнению с изоалканами. Снижается отношение пристан/фитан до 1,7-1,6.

Выявленное влияние УВ, генерированных нефтематеринскими породами верхней юры морского генезиса, не исключает наличие генерационного потенциала нижнемеловых вмещающих пород. Для последних характерны следующие значения ряда генетических показателей: изо-С19/изо-C20 = 2,2-2,5; S ЦГ/S ЦП = 2,3-3,5; (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,18-0,19.

ЦЕНТРАЛЬНАЯ ЧАСТЬ СЕВЕРНОГО БЛОКА

Конденсаты центральной части северного блока Даулетабад-Донмезского месторождения (K1g) являются в большей мере сингенетичными вмещающим отложениям (K1) по сравнению с таковыми ранее рассматриваемых частей блока.

В разрезе блока выявлены терригенные глинистые породы, обогащенные РОВ (до 2 %). Масляная фракция представлена в значительном количестве ме-танонафтеновыми УВ (90 %), а на долю ароматических УВ приходится лишь 10 %, что свидетельствует о высоком нефтематеринском потенциале вмещающих пород (K1). В результате масс-спектрометрических исследований конденсата выявлены специфические особенности УВ раннемелового возраста: высокое содержание парафиновых УВ (84,6 %), приуроченность максимума в распределении нафтеновых УВ к три- и тетраструктурам. Таким образом, устанавливается генетическая связь УВ РОВ и конденсата.

Сингенетичность конденсатов центральной части северного блока вмещающим нижнемеловым отложениям характеризуется высокими значениями отношений: изо-С19/изо-C20 = 4,33-5,0; S ЦГ/S ЦП = 3,15-3,55, что указывает на преобладание слабовосстановительных условий на стадии диагенеза. Элементы сходства прослеживаются также по однонаправленности кривых содержания высокомолекулярных н-алканов.

Однако основным источником генерации УВ, судя по особенностям углеводородного состава конденсатов Даулетабад-Донмезского месторождения, были нижнемеловые нефтематеринские породы Предкопетдагского прогиба. Несколько снижаются отношения генетических показателей: изо-С19/ изо-С20 = 2,08-2,56; S ЦГ/S ЦП = 2,16-3,10. Ход кривой распределения н-алканов изменяется, резко возрастает содержание низкомолекулярных УВ (н-С15), что свидетельствует о более преобразованном типе УВ наиболее погруженных зон Предкопетдагского прогиба.

Проведенное сопоставление УВ-состава нижнемеловых конденсатов Западного Шатлыкского и Даулетабад-Донмезского месторождений доказывает наличие генетической связи. Относительные отклонения ряда генетических показателей (S цикланов/S изо-алканов; S н-алканов/S изоалканов; (ЭБ+кумол)/S ксилолов; S ЦГ/S ЦП; изо-C19/изо-С20) изменяются от 5,3 до 20 %. На основании выявленных элементов различия S н-С19-34/Sн-С11-18, составляющих 1,56 и 0,38 соответственно для Даулетабад-Донмезского и Западного Шатлыкского месторождений, можно предполагать наличие миграционных процессов.

ЦЕНТРАЛЬНЫЙ БЛОК

В связи с расположением скважин в приразломных зонах не исключается возможность вертикальной миграции УВ из нижезалегающих отложений (J3).

При изучении РОВ нижнемеловых отложений выявлено низкое содержание Сорг (от 0,04 до 0,11 %), изменение bхл, в резких пределах от 19 до 88,3 % в связи с различной концентрацией миграционного битума. По данным Е.С. Ларской, битум обогащен водородом (12,8 %). В составе битума УВ свыше 50 % при повышенном содержании асфальтенов (до 22 %). Сильно возрастает роль ароматических соединений (до 30 % на массу битума). По данным масс-спектрометрических исследований ароматических УВ преобладают алкил-бензолы (43-55 %), на долю инданов и тетралинов приходится 15-20 %, количество динафтенбензолов не превышает 15 %, а нафталинов – 10%.

Проведено сопоставление ароматических УВ органического вещества и нефти. В отличие от битума в нефти установлено наличие аценафтенов (9 %) и фенентренов (8 %). Полная аналогия выявлена в групповом УВ-составе метанонафтеновой фракции РОВ и нефти. Количество метановых УВ – 75 %. В нафтенах преобладают моно-, би- и трициклические структуры, указывающие, что миграционный битум продуктивного горизонта (K1g), по-видимому, сформирован под влиянием этой нефти.

При сопоставлении УВ-состава нефти и нефтеконденсатов выявлены как элементы сходства, так и различия. Влияние миграционного потока снизу сказалось на облегчении группового УВ-состава бензиновых фракций. Сумма алкановых УВ возрастает до 85-86 %, на долю нафтеновых УВ приходится 10-11 %, содержание ароматических УВ крайне низкое в нефти (3,6-3,7 %) и конденсатах (13-17 %), что свидетельствует о миграции УВ в газовом растворе (см. рисунок, а). По кривым распределения н-алканов фиксируется общее смещение максимума в наиболее низкомолекулярную часть (см. рисунок, в, г). Воздействие УВ морского генезиса выразилось в уменьшении значения отношения изо-C19/изо-С30 от 2,14 до 1,60 (см. рисунок, д), а также в возрастании содержания УВ более высокомолекулярного состава н-С25-нк и отношения (ЭБ+кумол) /S ксилолов до 0,5.

Однако наличие основного источника УВ в нижнемеловых отложениях определило повышенные числа циклогексановых структур S ЦГ/S ЦП = 2,3-4,1 (см. рисунок, б).

Таким образом, проведенное сопоставление УВ-состава нефти и конденсатов позволяет сделать вывод о смешанном типе нефти. Вероятно, значительную роль сыграл подток УВ по разлому из нижезалегающих юрских отложений.

ЮЖНЫЙ БЛОК (ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ)

Изученные конденсаты из нижнемеловых отложений характеризуются низкой плотностью – 0,80 г/см3, высоким выходом бензиновых фракций. В групповом УВ-составе отмечается повышенное содержание ароматических УВ (17-22 %) (см. рисунок, а). Отличительная особенность – снижение значений отношений ряда генетических показателей: S ЦГ/S ЦП = 1,6-1,7 (см. рисунок, б), изо-C19/изо-С20 = 1,05-0,45 (см. рисунок, д).

При изучении РОВ выявлены не только миграционные, но и сингенетичные битумоиды. Последние содержат высокие количества смол (50 %) и асфальтенов (10 %), что доказывает их остаточный характер. Нижнемеловым породам свойственен невысокий генерационный потенциал.

При сопоставлении УВ в системе нефть (J3) – конденсат (K1g) выявлены генетические связи на основании близких значений показателей: S ЦГ/ S ЦП = 2,0; (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,05-0,14; изо-С19/изо-С20 = 1,74 (см. рисунок, б, д). Источником УВ для изученных конденсатов южного блока являются нижнемеловые и юрские нефтематеринские породы. Не исключается возможность перетока УВ из подстилающих юрских отложений.

ЮЖНЫЙ БЛОК (ЗАПАДНАЯ ЧАСТЬ)

Исследование проведено по трем пробам конденсатов (K1g), характеризующимся плотностью 0,76-0,78 г/см3 и содержанием бензиновых фракций 39-54 %. В их групповом УВ-составе снижается количество ароматических УВ, однако генетические показатели не имеют резких различий: изо-С19/изо-С20 = 1,6-2,0; S ЦГ/S ЦП = 1,6-2,0; S цикланов/S изоалканов = 0,6-0,68; (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,015-0,040. Можно предположить, что в формировании изученных конденсатов западной части южного блока Даулетабад-Донмезского месторождения принимали участие нефтематеринские породы раннемелового и юрского возраста. Не исключено влияние миграционных процессов из близрасположенных впадин.

ВЫВОДЫ

  1. Генетическая модель формирования Даулетабад-Донмезского месторождения построена на корреляции УВ в системе нефть – конденсат – ОВ пород.
  2. Образование Даулетабад-Донмезского месторождения происходило за счет УВ, генерируемых не только вмещающими нефтематеринскими породами (K1g), но и подстилающими верхнеюрскими отложениями в приразломных зонах.
  3. Значительная часть УВ поступала из нижнемеловых и верхнеюрских нефтематеринских пород Предкопетдагского прогиба и способствовала формированию смешанных газоконденсатных систем.
  4. Влияние УВ из верхнеюрских нефтематеринских пород Сандыкачинской зоны прогибов сказалось на восточных частях блоков Даулетабад-Донмезского месторождения, где следует прогнозировать открытие нефтяных месторождений.
  5. Первичные газоконденсатные системы ожидаются в пределах северо-западной части северного блока и западной части южного блока.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н. Условия формирования Шатлыкской межбассейновой зоны газонакопления //Геология нефти и газа. -1974. - № 1. - С.14-19.
  2. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий юга СССР/Под ред. С.П. Максимова, К.А. Клещева, В.С. Шеина // Тр. ВНИГНИ. - М.: Недра, 1986. - Вып. 255.
  3. Мирзоханов М.К., Кубасов И.М., Халлиев С.П. Даулетабад - первое газовое месторождение на Бадхызе //Геология нефти и газа. - 1975. - № 8. - С.76-77.
  4. Юрские терригенные отложения Восточной Туркмении - резерв поисков нефти и газа /А.К. Мальцева, Н.И. Громадина, Н.Е. Оводов и др. - М.: Наука, 1977.

ABSTRACT

Theoretical ideas on minor variability of relic hydrocarbons under secondary processes effect formed the basis for geochemical complex analysis. The secondary processes have been considered against the background of single-facial organic matter and oils being genetically associated with them. Comparison of condensates, oils and organic matter was done using a set of genetic associations indices. Among these are relic hydrocarbons of the first order: n-alkanes, isoprenoids and cycloalkanes. The following ratios are indicative of high-weight hydrocarbons: prystane/phy-tane/prystane/heptadecane, phytane/octadecane, n-alkanes/isoalkanes; molecular-mass distribution of n-alkanes; the odd factor, etc. Comprehensive consideration of all low-boiling hydrocarbon indices made possible to recognize among them twin combinations providing maximum genetic information: 1) n-alkanes/isoalkanes and cyclohexanes/cyclopentanes; 2) alkanes/isoalka-nes; 3) total content and quantitative distribution of hemin-substituted alkanes and an index of aromatic hydrocarbons (ethylbenzene+cume-ne)/xylenes. The comparative geologic-geoche-mical analysis of blocks in the Dauletabad-Dombezskoe field allowed to find out that it was formed through hydrocarbons being generated not only by country oil-source rocks but also by underlying Upper Jurassic deposits in fault zones. The major part of hydrocarbons came from the Lower Cretaceous and Upper Jurassic oil-source rocks of the Ciscarpathian foredeep and contributed to combined gas-condensate system formation. The impact of hydrocarbons from the Upper Jurassic oil-source rocks within the Sandyka-'chinsky trough zone affected the eastern parts of blocks in the Dauletabad-Donmezskoe field where oil fields discovery may be forecasted. The primary gas-condensate systems are predicted within the north-western parts of the northern block and the western part of the southern block.

ПРИМЕРЫ КОРРЕЛЯЦИИ УВ В СИСТЕМЕ НЕФТЬ - КОНДЕНСАТ - ОВ ПОРОД В АСПЕКТЕ ПРОЦЕССОВ ГЕНЕРАЦИИ И МИГРАЦИИ

а - углеводородный состав фракции (НК - 150 °С); б - генетические особенности низкомолекулярных УВ; в - состав высокомолекулярных н-алканов; г - молекулярно-массовое распределение н-алканов; д - особенности изопреноидных структур Даулетабад-Донмезское месторождение: 1- нефть; 2 - конденсат; 3 - Тедженское месторождение (конденсат) ; 4 - месторождение Сандыкачи (пленка нефти)