ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ И н-АЛКАНЫ - ПОКАЗАТЕЛИ ЗРЕЛОСТИ НАФТИДОВ И ТИПА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
З.Г. Агафонова
Для определения степени термической зрелости нефтей и конденсатов и типа УВ-флюидов были использованы отношения изопреноидных УВ к н-алканам (изо-С19/н-С17) и (изо-C20/н-C18). установлена зависимость изо-С19/н-С17 = f(изо-С20/н-С-18) для флюидов разного генетического типа. Для оценки степени катагенетической зрелости флюидов проведен анализ количественных значений данных соотношений в нефтях и конденсатах (в залежах глубиной свыше 4000 м) для палеозойских отложений Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций, мезозойских - Восточного Предкавказья и кайнозойских - Азербайджана (рис. 1). Из рис. 1 видно, что соотношения Коннана - Кассоу разделяют флюиды по генетическому типу на гумусовые - (изо-С19/н-С17) > (изо-С20/н-С18) и сапропелевые - (изо-С19/н-С17) < (изо-С20/н-С-18), а также делят их на четыре типа по степени зрелости [3].
Точки флюидов с гумусовой органикой сосредоточены в левой половине графика (рис. 1.) Сюда вошли нефти и конденсаты триаса Восточного Предкавказья, нефти и конденсаты девона и нефти карбона Бузулукской впадины и нефти карбона западного обрамления Прикаспия и Азербайджана.
В зону сапропелевого типа попали нефти и конденсаты девона Бузулукской впадины, карбона Прикаспийской впадины и кайнозойских отложений Азербайджана, дифференцируемые на четыре типа по степени зрелости:
I - тип аномально высокой термической зрелости нафтидов (зона генерации газоконденсатов). К этому типу относятся УВ-флюиды (нефти, “легкие” нефти и газоконденсаты) триаса Восточного Предкавказья (гумусовое ОВ), девона Бузулукской впадины (смешанное гумусово-сапропелевое и сапропелевое ОВ), конденсаты карбона Прикаспия и нефти девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (сапропелевое ОВ);
II - тип высокой зрелости нафтидов (зона генерации нефтегазоконденсатов), включающий нефти девона Бузулукской впадиныи карбона Прикаспия (сапропелевое ОВ);
III - тип умеренной зрелости нафтидов (зона генерации нефтей), в которой входят нефти Бузулукской впадины, западного обрамления Прикаспия (гумусово-сапропелевое и гумусовое ОВ) и флюиды Азербайджана (сапропелевое и сапропелево-гумусовое ОВ);
IV - тип низкой зрелости нафтидов (зона генерации нефтей). К этому типу относятся нефти западного обрамления Прикаспия (гумусовое ОВ, сапропелево-гумусовое ОВ), нефти девона Бузулукской впадины и Прикаспия (сапропелевое ОВ) и газоконденсаты и нефти кайнозойских отложений Азербайджана (сапропелевое и сапропелево-гумусовое ОВ). Тип исходного ОВ нефтематеринских пород дается по Коннану - Кассоу (см. рис. 1).
Однако рис. 1 не отражает фазовое состояние флюидов, которое не определяется глубиной залежи, как указано в работе [3], поскольку флюиды триаса Восточного Предкавказья, девона Бузулукской впадины и карбона Прикаспия относятся к I типу аномально высокой термической зрелости нафтидов (см. рис. 1), а газоконденсаты Азербайджана (нефти и газоконденсаты) - к IV типу, т.е. к типу низкой зрелости нафтидов, при примерно одинаковой глубине залегания (> 4 км). Причем точки, отвечающие нефтям, распределяются по линии ближе к началу осей координат по сравнению с газоконденсатами этого же возраста.
Поэтому для оценки фазового состояния УВ-систем применен новый геохимический коэффициент (Агафонова З.Г., 2001) - отношение произведений концентраций нормальных алканов и изопреноидных УВ (н-С17 * изо-С19) / (н-C18*изо-С20), который хорошо коррелируется с другим соотношением н-алканов - н-С13/н-С18, связанным как с процессами катагенеза, так и с миграцией УВ в недрах (алкан н-С13 может быть заменен на н-C11 или любой другой легкий н-алкан). Функция [(н-С17* изо-С19)/(н-С18*изо-С20) = f (н-С13/н-С18)], позволяющая отделить тяжелые нефти от легких нефтей и конденсатов и пригодная для характеристики фазового состояния флюидов, генерированных как сапропелевым ОВ или сапропелевым ОВ с небольшой гумусовой составляющей, так и гумусовым ОВ, использовалась в целях определения типа флюидов для нефтей и конденсатов Волго-Урала, Прикаспия, Западной Сибири и некоторых нефтей и газоконденсатов Азербайджана (рис. 2).
На рис. 2 ближе всего к оси ординат сосредоточены относительно тяжелые нефти месторождений южных районов Волго-Уральской НГП (Гаршинское, D2III; Тепловское, D2III; Пойменная, D2V; Смоляное, D2V; Грачевское, D2IV; Мечеткинское, D3I; Квасниковское, D3I; Ташлинское, D3I; Ириновское С1t - сильно биодеградированная нефть). Точки, соответствующие нефтям этих месторождений, как бы прижаты к оси абсцисс. В нефтяную зону попадают и нафтиды Азербайджана (о-в Булла VII пласт; Булла-море, VII пласт, 6183 м); Бахар, НКП, 4887 м), а также нефти Прикаспия (Тенгиз, С1) и Тимано-Печорской НГП (Беговая, Р1 Харьегинское, D2v; Усть-Расью, D2st и D3fpsch).
По мере облегчения нефтей точки на рис. 2 распределяются в верхней части той же “нефтяной области”, несколько приподнимаясь по оси ординат. К ним относятся пермские нефти месторождений Первомайское, P1; Павловское, P1; Федоровское, Р1 и др., что позволяет отделить легкие нефти от газоконденсатов.
В переходную зону вошел ряд флюидов Бузулукской впадины (Зайкинское, D2IV; Росташинское, D2,lll; Конновское, D2,IV; Западно-Степновское, С1bb). Некоторые флюиды Западно-Степновского месторождения, например флюид из скв. 5 (С1bb, 2829-2871 м), приближаются к границе линии переходная зона - конденсат.
В конденсатную зону попали флюиды следующих месторождений Бузулукской впадины: Южно-Первомайское, D2, IV, Разумовское, D2,IV; Западно-Вишневское, D2,IV; Вишневское, D2,V; Росташинское, D2,V; Зайкинское, D2,V; Васнецовское, D2,IV).
Причем более легкие конденсаты распределяются на рис. 2 выше по оси ординат. Это конденсаты месторождений Северо-Васнецовское, D2,V и Тамбовское, D2,IV. Соотношение для газоконденсатных залежей с сапропелевым ОВ нефтематеринских толщ - ~1,9-2,0.
Данная тенденция хорошо прослеживается и при изучении флюидов месторождений Азербайджана. Так, отношения (н-С17 * изо-С19)/(н-С18 * изо-C20) Для конденсатов месторождений 28 Апреля (X горизонт) и Бахар (VI-VIII горизонты), где практически отсутствуют н-алканы выше н-С18, смещаются выше по оси ординат в зону более легких конденсатов по сравнению с таковыми для конденсатов месторождения Булла-море (V, VII горизонты), где присутствуют н-алканы до н-С23. Соотношение для газоконденсатов с преобладанием сапропелевого ОВ составляет ~1,9 и выше, а для гумусового ОВ - 3,7 и выше.
Материалы по фазовому состоянию флюидов, полученные по предложенному соотношению, совпадают с данными карты прогноза типов залежей УВ-флюидов в пластах D2,IV и D2,V Бузулукской впадины, приведенной в работе (Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Агафонова З.Г., Дошко А.С., 1998), а также с нашими и литературными источниками (Ахмедов Э.И., Амзоян З.Г. (Агафонова), Израев Ш.Р., 1984; Багир-заде Ф.М., Бабаев Ф.Р., Амзоян З.Г. (Агафонова), 1987; Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г. и др., 1996; Агафонова З.Г., Чахмахчев В.А., Пунанова С.А., Виноградова Т.Л., 2001; Виноградова Т.Л., Агафонова З.Г., Чахмахчев В.А., 2001; [1, 2]).
Функция, определяющая тип флюида в недрах, использована и при оценке фазового состояния УВ-систем других нефтегазоносных бассейнов России (Западная Сибирь и Предкавказье), генерированных ОВ “гумусового" типа (см. рис. 2, Б). Граница раздела типа исходного ОВ нанесена на рис. 1. На рис. 2, Б переходная зона для этого типа ОВ выделена по имеющимся данным и в связи с высоким значением пристана несколько смещается вправо по сравнению с флюидами “сапропелевой” органики.
Нефти гумусового основания месторождений Западной Сибири (Заполярное, БТ-11, K1), Предкавказья (Дагестанское, J3; Малгобек, N1; Прасковей, Р; Заманкул, K1v) и Азербайджана (Тарсдалляр, Р2; Мурадханлы, К2) вошли в нефтяную зону. Это “тяжелые” нефти с отношением н-С13/н-С18 около единицы. Нефть месторождения Азербайджана Джаварлы, Р2, более легкая. К “легким" нефтям относятся флюиды месторождений юга Западной Сибири (Елей-Игайское, PZ; Чертановское, Т3) и Предкавказья (Солончаковское, J2,bt). В конденсатную зону попадают конденсаты месторождений Западной Сибири (Северо-Останинское, PZ; Речное, PZ; Западно-Карайское, Т; Заполярное, К1v); а конденсаты Предкавказья (Беной, К2; Восточно-Камышанское, K1, а) оказались более легкими и распределились выше по оси ординат. Отношение н-С13/н-С18 в них составляет около 14,7-15,7. В переходную зону вошел ряд флюидов месторождения Заполярное, К1.
Для газоконденсатных залежей, генерированных гумусовым ОВ нефтематеринских пород (см. рис. 2, Б), соотношение (изо-С19 х н-С17)/(изо-С20 • н-С18) около ~3,7. Численные значения данного соотношения зависят от перераспределения УВ, т.е. от H и Т в залежах.
Поскольку экспериментально нефть можно перевести из области “нефти" в переходную зону - “нефтегазоконденсатная”, “газоконденсатно-нефтяная” и зону “конденсаты и газоконденсаты”, то численное значение данного соотношения может меняться в зависимости от типа УВ-флюидов, а границы указанных “переходных” зон на графике (см. рис. 2, А, Б) связаны с типом исходного ОВ нефтематеринских пород. Были проведены работы, где нефть пропускалась через силикагель разных марок и размеров пор(меш), при этом вид хроматограммы нефтей менялся до газоконденсатов, что характерно и при формировании газоконденсатных залежей в природных условиях (фильтрация).
В связи с изменением концентрационного распределения УВ нефти меняется вид хроматограмм и соответственно наблюдается численное изменение значения указанной функции, которое зависит от типа флюида, что позволяет уточнить границы газоконденсатных флюидов.
Выполненные исследования раскрывают перспективы использования данной функции как в качестве уровня термической зрелости нафтидов, так и прогноза их фазового состояния в недрах.
Литература
1. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов / Отв. ред. В.А. Чахмахчев, В.И. Тихомиров. - М.: ИГиРГИ, 1993.
2. Геохимическая оценка нефтегазоносности юрских подсолевых отложений Восточно-Кубанской впадины / В.А. Чахмахчев, Т.Л. Виноградова, Е.Р. Разумова и др. // Геология нефти и газа. - 1977. - № 2. - С. 52-55.
3. Соnnan J., Cassou A.M. Properties of gases und petroleum liquids derived from terrestrial kerogen et various maturation levels // Geochimica at Cosmochimica Acta - 1980. - Vol. 44, № 1. - P. 1-23.
The carried out studies reveal prospects of using the proposed fuction(n-C17*iso-C19/iso-C19*iso-C20) +f(n-C13/n-C18) as a level of thermal maturity of naphthydes and as prognosis of their phase condition of fluids in the subsurface.
Geochemical function indicated above allows to determine type of НС-fluids in the subsurface generated both sapropel dispersed organic matter of oil- source rocks and humus dispersed organic matter of oil-source rocks.
Рис. 1. ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УВ И н-АЛКАНЫ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА ОВ ФЛЮИДОВ
1 - Бузулукская впадина: а - D3, б-D2, III-V; 2-Западный борт Прикаспия: а - D3, D2, IV, б- C1; 3-Предкавказье, Т1-Т2; 4 -Тимано-Печорская провинция, D2v; 5- Прикаспий, С1-С2; 6 - Азербайджан, VII-X горизонты, “свита перерыв”
Рис. 2. ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УВ И н-АЛКАНЫ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА УВ-ФЛЮИАОВ ДЛЯ САПРОПЕЛЕВОГО (А) И ГУМУСОВОГО (Б) ОВ
Тип УВ-флюида: 1 - нефти, 2- конденсаты; 3- переходная зона