ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ФЛЮИДОВ НА СЕВЕРО-ВОСТОКЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ
М.Г. Фрик, Г.И. Титова, Д.И. Васянина (КамНИИКИГС)
Правильное определение фазового состояния УВ в пласте позволяет наиболее достоверно определить энергетическую ценность залежей и может существенно изменить методику разведки и разработки залежи.
По общепринятым представлениям УВ-залежи классифицируются по трем основным типам - нефтяные, газоконденсатные и газовые. Газоконденсатная залежь представляет собой скопление УВ, в котором при существующих термобарических условиях бензиново-керосиновые и даже более высококипящие фракции находятся в парообразном состоянии. При изотермическом снижении давления происходит явление обратной конденсации, когда часть УВ переходит в жидкое состояние - конденсат. Дальнейшее снижение пластового давления приводит к усилению процесса фазовых превращений, выделению из состава газовой фазы основной массы высококипящих УВ.
Формирование и существование газоконденсатных залежей обусловлено термодинамическими и геолого-геохимическими условиями недр: высокими значениями давления и температуры, определенными соотношениями газовой и жидкой фаз, литологическим типом породы, гидрохимическим обликом подземных вод. По механизму образования жидкой фазы газоконденсаты делятся на два типа - первичные, сформированные на больших глубинах в зоне глубокого катагенеза, и вторичные, образующиеся в коллекторах залежей за счет ретроградного испарения легких УВ нефтей.
Основные закономерности растворимости жидких УВ в газах описаны в работах А.С. Великовского, Т.П. Жузе, О.Л. Нечаевой, Я.Д. Саввиной, В.П.Савченко, В.С. Соболева, И.С. Старобинца, Г.С. Степанова, В.А. Чахмахчева, В.К. Шиманского, Г.Н. Юшкевича, З.В. Якубсон и др.
Рассмотрим проблему диагностики фазового состояния УВ-флюидов на севере Пермского края, где распространены и прогнозируются нефти легкие и средней плотности с повышенным газосодержанием (Коблова А.З. и др., 1989; Фрик М.Г., Титова Г.И., 2003; Сиротенко О.И. и др., 2005). Березниковское рифогенное палеоплато позднефранско-турнейского возраста, приуроченное к территории Соликамской депрессии Предуральского прогиба, - перспективный район поисков залежей УВ в девон-турнейском карбонатном и вышележащих визейском терригенном, визейско-башкирском карбонатном и нижнепермском комплексах отложений (Благиных Л.Л., Жуков Ю.А., 1999; Мерсон М.Э. и др., 2004; Проворов В.М. и др., 2005).
В условиях Соликамской депрессии при градациях катагенеза потенциальных нефтематеринских толщ девона и карбона не более МК3 на глубине < 2 км в диапазоне пластовых температур 18-40 °С и давлений 10-25 МПа наиболее вероятны вторичные газоконденсатные системы. Совокупность геохимических показателей по распределению низкокипящих и высокомолекулярных УВ позволяет реконструировать фазово-ретроградные процессы и уточнить фазовое состояние залежи [1-5].
По соотношениям изопреноидных и нормальных алканов C12-C34 масляных фракций нефтей установлено следующее (рис. 1).
Зависимость между коэффициентами i-С19/n-С17 и i-C20/n-C18, позволяющая определить преобладающий тип исходного OB (Connan J., Cassou А.М., 1980), свидетельствует об однотипности нефтей палеоплато, гумусово-сапропелевом характере исходного ОВ (i-С19/n-С17 ~ i-С20/n-С18 см. рис. 1, A), а также о том, что все УВ-системы относятся к зоне генерации нефтей умеренной (III) и низкой (IV) зрелости, а не конденсатов (I, II).
На графике отношений пристан/фитан - Кi (см. рис. 1, Б) проиллюстрирована принадлежность большинства флюидов изучаемого района к нефтям зоны умеренного катагенеза [2]. Лишь некоторые УВ-системы (Маговское, Сибирское месторождения) испытали фазово-ретроградные процессы.
Сопоставление отношений n-С13/n-С18 и i-С19*n-C17/i-C20*n-C18 (по [1], рис 1. В) приводит к выводу о том, что некоторые залежи относятся к конденсатам. Примечательно, что среди таких систем отмечены как особо легкие по плотности нефти (ρ <= 0,78 г/см3) - башкирская и фаменская залежи Маговского месторождения, так и нефти со средней плотностью (ρ<= 0,85 г/см3) - визейская и девон-турнейская залежи Сибирского месторождения.
Информативным объектом для прогнозирования фазового состояния залежи являются УВ бензиновой фракции. Среди отношений, позволяющих дифференцировать УВ-системы разных типов, наиболее показательны: арены/алканы, цикланы/алканы, циклогексановые/циклопентановые, алканы/изоалканы, бензол/гексан, толуол/н-гептан, циклогексан/н-гексан, циклогексан/метилциклопентан (рис. 2).
Численные значения отношений сравнивались со значениями, установленными В.А. Чахмахчевым и другими для разных типов залежей с учетом стадии катагенеза и исходного ОВ (1983-2003). Большинство изученных объектов по УВ-критериям попадает в область нефтяных и вторичных газоконденсатонефтяных систем (окско-башкирские, визейские и фамен-турнейские отложения Маговского, Озерного, Уньвинского и Юрчукского месторождений). К аналогичному выводу приводит и сопоставление суммарного содержания н-алканов С5-С9 во фракции с плотностью нефти (Фрик М.Г., Коблова А.З., 1985).
По выбранным параметрам выделяются флюиды визейских отложений Сурсайского и Сибирского месторождений, окско-башкирские и фаменско-турнейские залежи Гежского месторождения, попадающие в переходную область от нефтяных и вторичных газоконденсатных систем к первичным газоконденсатам. Нефти из скв. Колвинская-131 и скв. 132 Верхне-Шомашского месторождения по выбранным критериям также отнесены к нефтегазоконденсатам. Особо выделяются значения для Сурсайского месторождения (приуроченного к передовым складкам Урала северо-восточнее Соликамской депрессии), лежащие в области первичных газоконденсатов.
Изучение отношений компонентов попутных газов также позволяет оценивать фазовое состояние УВ в залежи. Авторы статьи использовали способ ориентировочной оценки фазового состояния УВ и типа залежи по отношениям, предложенным И.В. Старосельским (таблица).
В качестве вспомогательного применен параметр изобутан/н-бутан. При его значении < 0,8 залежь может быть нефтяной или газоконденсатной с нефтяной оторочкой; значения > 0,8 характерны для газовых залежей (Старобинец И.С., 1986). В зависимости от того, в какой области значений находится большинство параметров для каждого рассматриваемого объекта, залежь была отнесена к нефтяной, газоконденсатной или нефтегазоконденсатной.
На рис. 3 приведены данные, охватывающие состав УВ попутных нефтяных газов (от метана до пентана). Как следует из анализа информации, примерно половина залежей относится к нефтегазоконденсатным (окско-башкирские, визейские и фамен-турнейские отложения Маговского, Цепельского, а также Озерного, Уньвинского, Чердынского месторождений). Наличие значительного числа нефтегазоконденсатных залежей на изучаемой территории является весьма благоприятным фактором с точки зрения практической ценности УВ-сырья.
Таким образом, применение совокупности характеристик жидких и газообразных УВ (индивидуальный УВ-состав попутных газов, бензиновых и масляных фракций нефтей) позволяет уточнить фазовое состояние залежей на северо-востоке Прикамья (рис. 4). Установлено, что на исследуемой территории залежи преимущественно нефтяные с повышенным и высоким газосодержанием, что соответствует нефтепромысловой информации. На северо-востоке Соликамской депрессии сосредоточены вторичные нефтегазоконденсатные системы, как и в прилегающих районах передовых складок Урала (например, Сурсайское месторождение). Распространение нефтяных залежей характерно для остальной территории, особенно плотно они расположены в центральной и юго-восточной зонах.
Литература
1. Агафонова З.Г. Изопреноидные углеводороды и n-алканы - показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов // Геология нефти и газа. - 2003. - № 5.
2. Дорогочинская В.А. Геохимические факторы формирования состава реликтовых алканов С17-20 в каустобиолитах / В.А. Дорогочинская, А.Н. Степанов, В.С. Фадеев // Нефтехимия. - 1993. - Т. 33. - № 1.
3. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра, 1990.
4. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов / В.А. Чахмахчев и др. - М.: Изд-во ИГиРГИ, 1993.
5. Якубсон З.В. Закономерности формирования углеводородного состава газоконденсатно-нефтяных систем / З.В. Якубсон, Т.П. Сафронова // Геохимия. - 2000. - № 3.
© М.Г. Фрик, Г.И. Титова, Д.И. Васянина. 2008
The work deals with diagnostics of phase state of hydrocarbon fluids by ratios of hydrocarbons of associated gases, gasoline and oily fractions of oils on the north-east of Perm region.
Using of total characteristics of liquid and gaseous hydrocarbons (individual hydrocarbon composition of associated gases, gasoline and oily fractions of oils ) allows to specify the phase state of reservoir on the north-east of Prikamie. It was found out that within investigated territory are prevailed oil reservoirs with increased and high gas content that corresponds to oil-field information.
On the north-east of territory, the reservoirs are presented by oil-gas-condensate systems (Oksko-Bashkirian, Visean and Famennian-Tournaisian deposits of Magovs- koye, Tsepelskoye, Sursaiskoye and other fields). Oil fields are mainly located in central and south-eastern part of Solikamsk depression territory.
Таблица Комплекс газовых параметров фазового состояния
|
Тип залежи |
С2Н6+высш» °/° |
C2Н6/С3Н8 |
100С2Н6/(С3Н8+С4Н10) |
100(С2Н6+высш)/СН4 |
|
Газовые |
1-5 |
5,0-11,0 |
300-800 |
1-5 |
|
Газоконденсатные |
3-15 |
1,5-6,0 |
200-400 |
5-15 |
|
Нефтегазоконденсатные |
10-30 |
0,5-3,0 |
100-200 |
10-40 |
|
Нефтяные |
15-50 |
0,3-1,5 |
10-100 |
60-180 |
Рис. 1. ОТНОШЕНИЯ ИЗОПРЕНОИДНЫХ И НОРМАЛЬНЫХ АЛКАНОВ (С12+) В НЕФТЯХ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА ФЛЮИДОВ
Возраст: 1 -C1ok-С1b, 2-С1v, 3-D2fm-C1t; месторождения: 1 - им. Архангельского. 2- Верх-Шомашское. 3-Гежское. 4 - Логовское, 5 - Маговское, 6 - Озерное. 7- Сибирское, 8- Сурсайское. 9-Уньвинское. 10-Усть-Долгинское, 11- Цепельское, 12- Чашкинское, 13 - Чердынское, 14-Юрчукское
Рис. 2. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СОСТАВУ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ (С5-C9) НЕФТЕЙ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ
Залежи: Н - нефтяные. ГК - газоконденсатные. HГK - нефтегазоконденсатные; уел. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1
Рис. 3. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СООТНОШЕНИЯМ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ
Залежи: 1 - нефтяные, 2- нефтегазоконденсатные, газоконденсатные; остальные уел. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1
Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА СЕВЕРО-ВОСТОКЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ
1 - границы тектонических структур: 2 - нефтегазоносные комплексы; фазовое состояние УВ: 3 - по С1-С5, 4 - по С5-С9, 5- по С12+; системы: Н - нефтяные. НГК - нефтегазоконденсатные. ГК - газоконденсатные; тектонические структуры: СолД - Соликамская депрессия. ВисВ - Висимская впадина, ПСУ - передовые складки Урала