CC BY
105
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ ЧУГОРЬЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Г.С. Федорова, Л.С. Косякова, В.Ю. Артемьев
На п-ве Ямал за последние годы открыты ряд газонефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Одним из перспективных является Чугорьяхинское месторождение, расположенное в зоне сочленения Обской и Тазовской губ и приуроченное к Чугорьяхинскому прогибу, выделяемому в южной части Ямало-Гыданской синеклизы. Месторождение было открыто в 2002 г. поисковой скв. 1, которая вскрыла сеноманские залежи на глубине 1170 м. В 2005 г. на глубине 2447-2633 м были обнаружены еще три газоконденсатные залежи в отложениях баррема танопчинской свиты. Залежи приурочены к пластам ТП20, ТП22 и ТП23.
Геохимические исследования базировались на результатах газохроматографического исследования и инфракрасной спектрометрии (ИКС). Использование полученных данных по компонентному составу флюидов позволило рассчитать ряд геохимических показателей, с помощью которых определяется тип флюида (конденсат, нефть), выявляется примесь нефти в конденсате, устанавливается генезис флюида и проводится типизация флюидов с последующей корреляцией продуктивных пластов [1].
Газохроматографические исследования
Исследование газовой фазы
Известно, что между составом конденсата и газа существуют определенные зависимости, которые отражаются хорошо известными качественными и количественными газовыми показа-
телями и широко применяются для решения различных геологогеохимических вопросов. В табл. 1 представлен состав пластового газа рассматриваемых месторождений.
Таблица 1
Состав пластового газа, % мол.
Залежь ТП20 ТП22 ТП23
Интервал перфорации 2451-2460 2518-2545 2627-2633
ои4 88,61 88,9 88,16
02И6 5,66 6,06 5,63
СзИ8 2,09 1,77 1,66
/-С4Н10 0,57 0,48 0,45
П-С4Н10 0,58 0,43 0,44
/-С5Н12 0,26 0,20 0,22
Л-05И12 0,21 0,14 0,17
СбН14 0,31 0,31 0,49
СДб 0,28 0,3 0,55
С8Н18 0,16 0,18 0,35
С9Н20 0,15 0,16 0,35
С10Н22+ 0,22 0,26 0,47
|\12 0,61 0,44 0,62
СО2 0,29 0,36 0,36
Не 0 0,01 < 0,01
Н2 0 0,01
Аг 0 0,0029 0,058
Согласно данным табл. 1 газ рассматриваемых залежей на 88,16-88,9 % состоит из метана. Содержание его газообразных гомологов (С2-С4, С2+) - 8,18-8,9 % мол. На долю парообразных углеводородов С5+ приходится 1,55-2,6 % мол. По содержанию азота, диоксида углерода и гелия они характеризуются как низкоазотные (содержание азота меньше 5 % мол.), низкоуглекислые (содержание диоксида углерода меньше 2 % мол.) и низкогелиевые (содержание ниже 0,1 % мол.). В табл. 2 показаны количественные и качественные геохимические показатели пластового газа залежей ТП ТП ТП
11120> 11122> 11123'
По коэффициенту жирности (100(С2+/С1)) газы относятся к полужирным. Уменьшение концентрации от этана к пропану и
Таблица 2
Газогеохимические показатели пластового газа
Залежь ТП20 ТП22 ТП23
100-(С2/С1) 6,39 6,82 6,39
С2-С4 8,90 8,40 8,18
с5+ 1,59 1,55 2,60
С1/С2+ 8,45 8,64 8,18
С2/С3 2,60 3,43 3,39
/04/л04 0,98 1,12 1,02
/С5/пС5 1,23 1,43 1,29
от пропана к бутанам, а также значения отношений С2/С3 (находящегося в пределах от 2,60 до 3,43) и 1-С4/пС4 (пределы -
0,98-1,12) указывают не только на принадлежность газов к газоконденсатным системам, но и на отсутствие связи этих газов с нефтяной оторочкой. Низкое содержание УВ С5+ определило невысокий выход конденсата [2, 3]. Потенциальное содержание углеводородов С5Н12+в в пластовом газе - 67 г/м3 (ТП20), 69 г/м3 (ТП22) и 122 г/м3 (ТП23).
Исследование жидкой фазы
Данные по компонентному составу флюидов и геохимическим показателям, полученные методом газожидкостной хроматографии, представлены в табл. 3.
Интерпретация приведенного фактического материала также подтверждает, что все исследованные флюиды относятся к группе конденсатов. На это указывает целый ряд геохимических показателей, значения которых типичны для конденсатных систем:
• при содержании нормальных алканов 22,41-31,36 % масс. протяженность ряда не превышает С25 и составляет С3-С22-25;.
• молекулярно-концентрационный максимум (МКМ) конденсатов находится в области легкокипящих УВ (С5-С7);
• низкомолекулярные УВ £я(С5-С8) значительно преобладают над более высокомолекулярными £я(С16-С25 ) - соответственно 43,99-53,32 и 6,61-1,91 % масс.;
• содержание ациклических изопреноидов невысокое - 0,991,17 % масс., и, как следствие, низкая величина их отношения к нормальным алканам, составляющая сотые доли - 0,03-0,08.
Таблица 3
Геохимические показатели флюидов
Залежь ТП20 ТП22 ТП23
Интервал перфорации 2451-2460 2537-2543 2627-2633
Ряд нормальных алканов С3 С22 С3 С 25 С3 С23
Концентрационный максимум С5 С7 С7
Еп-(С5-С8) на фр. алканов 53,32 43,99 45,24
Еп-(С16-С25) на фр. алканов 1,91 6,19 4,99
ЕС20+ на конденсат 0,06 0,26 0,14
% масс. нормальных алканов 31,36 24,19 22,41
% масс ароматических УВ 5,95 9,75 11,04
% масс нафтеновых УВ 13,98 15,52 16,07
% масс ацикл. изопреноидов 0,99 1,17 1,08
Ацикл. изопреноид./п-алканы 0,03 0,05 0,05
Ароматика/нафтены 0,43 0,63 0,69
Нафтены/п-алканы 0,45 0,64 0,72
Ароматика/п-алканы 0,19 0,40 0,49
К| = РЛ„ (С13 С15/С15 С19) 2,78 2,39 2,94
К|| = РплТпл (С15 С19/С19 С23) 12,3 8,31 11,96
МЦГ/ пС7 1,50 2,37 2,38
Бензол/пС6 0,09 0,25 0,28
Толуол/пС7 0,54 1,26 1,41
ЦП/пС6 0,06 0,10 0,10
ЦГ/МЦП 0,82 1,15 1,16
Кш = Е5(МЦГ-С9)/Е5(С9-С11) < 1,3 - нефть 2,27 2,17 2,21
Генетические показатели
К», = ПС15 + лС17/2пС16 1,03 1,03 1,06
пристан/фитан 3,30 3,87 4,26
пристан/пС17 0,42 0,32 0,31
фитан/пС18 0,21 0,12 0,11
К = п + ф/пС17 + пС18 0,36 0,27 0,28
Коэффициенты К, = PnлTш(Сl3-С15/С15-С19), К11 = РпШТп11С15-С191
С19-С23) [4] и К1П, позволяющие определить тип исследуемого флюида, также характеризуют их как конденсаты (см. табл. 3).
Выполненные на молекулярном уровне исследования флюидов показали, что значения качественных и количественных геохими-
ческих показателей по разрезу многопластового Чугорьяхинского месторождения имеют определенную тенденцию к изменению.
Так, содержание легкой фракции С5-С8 в составе нормальных алканов возрастает от 43,99 (залежь ТП23) до 53,32 % масс. (залежь ТП20), более тяжелой фракции С16-С25 снижается от 6,19 до 1,91 % масс. Молекулярно-концентрационный максимум при этом смещается в сторону более легкого углеводорода С5.
Концентрация нормальных алканов в конденсатах возрастает с 22,41 до 31,36 % масс., а моноароматических УВ уменьшается с 11,04 (залежь ТП23) до 5,95 % масс. (залежь ТП20). В меньшей степени проявляется снижение содержания легких нафтеновых УВ (с 16,07 % масс. в пласте ТП23 до 13,98 % масс. в пласте ТП20). Соответственно снижается величина отношения МЦГ/пС7, которое косвенным образом характеризует степень обогащен-ности конденсата нафтенами, с 1,5 (ТП20) до 2,38 % масс (ТП23). Аналогичную тенденцию в изменении проявили и другие показатели, рассчитанные по компонентному составу: ациклические изопреноиды/п-алканы, ароматические УВ/нафтеновые УВ, нафтеновые УВ/п-алканы (см. табл. 3).
Выявленные изменения компонентного состава по разрезу Чугорьяхинского месторождения, очевидно, явились следствием перераспределения углеводородов в газоконденсатной системе, обусловленного рядом факторов, таких как селективная адсорбция и избирательная растворимость в различных термобарических условиях. Результатом этого явилось уменьшение от нижних к верхним продуктивным объектам доли аренов с одновременным ростом нормальных алканов, в основном их легкой фракции С5-С8. Последнее обстоятельство способствовало обогащению конденсата низкомолекулярными углеводородами и снижению плотности от 0,7624г/см3 (ТП23) до 0,7215г/см3 (ТП20), т.е. облегчению конденсата.
Одним из направлений исследования компонентного состава конденсатов является качественный прогноз нефтегазоносно-сти по составу низкокипящих углеводородов. С этой целью были рассчитаны углеводородные соотношения, нахождение которых в следующих диапазонах является признаком наличия нефтяной оторочки [5, 6]: МЦГ/пС7 - 0,20-1,80; бензол/пС6 - 0,01-0,20;
толуол/пС7 - 0,01-0,20; ЦП/пС6 - 0,10-0,80 и ЦГ/МЦП - 0,10-1,70. По большинству из вышеприведенных соотношений (см. табл. 3) залежи Чугорьяхинского месторождения являются газоконденсатными без нефтяной оторочки.
Близость в компонентном составе конденсатов, а также значения генетических показателей пристан/фитан (> 3), пристан/пС17, фитан/пС18, Кнч/ч свидетельствуют о едином происхождении конденсатов всех рассматриваемых залежей из рассеянного органического вещества континентального типа.
Типизация углеводородных флюидов и корреляция продуктивных пластов
В настоящее время для решения корреляции продуктивных пластов наряду с промыслово-геологическими и геофизическими методами привлекаются и геохимические. Углеводородные флюиды, приуроченные к одному резервуару, обычно характеризуются сходством состава по сравнению с флюидами разных резервуаров, в которых имеются определенные различия. Выявить это с помощью физико-химических характеристик не всегда удается, так как различия могут быть незначительными в связи с тем, что в пределах одного месторождения углеводородные флюиды генерированы одинаковым по типу и степенью катагенетической преоб-разованности рассеянным органическим веществом.
С этой целью применяется метод, разработанный компанией «Шеврон» для оценки вертикальной и горизонтальной флюидосо-общаемости вмещающих резервуаров [7]. Данный метод заключается в сравнении соотношений высот парных пиков, выбранных в двух диапазонах хроматограмм. Результаты представляются в виде диаграмм. Совпадение диаграмм по двум диапазонам свидетельствует о принадлежности флюидов к общему вмещающему резервуару, расхождение диаграмм - к разным резервуарам.
На рис. 1 приведены диаграммы, построенные по соотношениям высот парных пиков в двух интервалах хроматограмм С8-С11 и С11-С16 для конденсатов рассматриваемых залежей.
Согласно рис. 1 в двух интервалах хроматограмм совпали диаграммы, построенные по соотношениям высот парных пиков для конденсатов из пластов ТП22 и ТП23.
Рис. 1. Диаграммы, построенные по соотношениям высот парных пиков на хроматограмме
Диаграммы для конденсата из пласта ТП20 имеют явные отличия. Таким образом, полученные диаграммы позволили выделить два типа флюидов: конденсат залежи ТП20 и конденсаты залежей ТП22 и ТП23.
Совпадение диаграмм для конденсатов из пластов ТП22 и ТП23 указывает на их принадлежность к единой флюидодинамической системе общего вмещающего резервуара.
ИКС-исследования
Обработка данных ИКС включала расчет спектральных коэффициентов, которые определялись как отношение оптических плотностей основных полос поглощения (п.п.) и реперной полосы 1457-1463 см-1. Основное внимание уделено диапазону 1800450 см-1, так как в этой области лежат все наиболее информативные полосы, включающие функциональные группы, входящие в состав углеводородных флюидов.
Для характеристики флюидов использовались следующие коэффициенты:
Р = Д377/Д458 - коэффициент разветвленности структур;
Н1 = Д966/Д722 - отношение условного содержания нафтеновых и парафиновых структур;
Н2 = Д966/Д458 - условное содержание нафтеновых структур;
П2 = Д722/Д458 - условное содержание парафиновых структур;
А1 = Д1608/Д722 - отношение условного содержания ароматических и парафиновых структур;
А6 = Д608/Д722 - условное содержание ароматических структур;
А13 = Д767/Д741 - отношение условного содержания моноци-клической ароматики (моно- и дизамещенная) к сумме моноциклической (ди- и более замещенная) и бициклической ароматики;
К = В806/Б1608 - отношение условного содержания полиарома-тики к общему содержанию ароматических УВ.
Названия флюида - метановый, нафтеновый, ароматический -определялись исходя из доминирующей структурной группы (А6, П2, Н2). В том случае, когда не наблюдается явной выраженности, для уточнения названия используется дополнительный параметр Н1.
Для оценки типа, полученного из скважины углеводородного флюида, применены спектральные коэффициенты А13 и К [8,9]:
А13 > 1, К < 1 - конденсат;
А13 > 1, К > 1 - конденсат с примесью нефти;
А13 < 1, К < 1 - смесь нефти и конденсата;
А13 < 1, К > 1 - нефть.
Анализ ИК-спектров (рис. 2, табл. 4) показывает, что исследованные флюиды характеризуются значительным сходством наборов спектральных полос и спектральных коэффициентов.
На ИК-спектрах фиксируется широкий набор полос поглощения, относимых к ароматическим структурам, - 1607, 805, 768, 697 см-1, что указывает на присутствие в составе аренов, в первую очередь соединений бензола различной степени замещен-ности. В подтверждение этого следует отметить, что при появлении в составе флюида тяжелых ароматических компонентов
Рис. 2. Характерный ИК-спектр конденсатов пластов ТП20-ТП23 Чугорьяхинского
месторождения
Таблица 4
Спектральные коэффициенты
Пласты Спектральные коэффициенты
Р Н, Н, П, А, Ав А,3 К
ТП20 0,51 0,56 0,1 0,18 0,63 0,11 1,21 0,9
ТП22 0,49 0,53 0,1 0,19 0,76 0,14 1,22 0,88
ТП23 0,49 0,5 0,1 0,2 0,74 0,15 1,24 0,9
(полиароматики) в спектре происходит замена полосы 804-806 см-1 на полосу 809-812 см-1.
В исследованных образцах этого не отмечено, что позволяет говорить об отсутствии влияния нефтяного вещества. Учитывая интенсивность полос поглощения, флюиды залежей ТП22 и ТП23 характеризуются более высоким содержанием легкой ароматики по сравнению с флюидом верхней залежи ТП20. На это указывают и значения спектральных коэффициентов А13, А6, А1.
Наличие четкой полосы 966 см-1 (нафтеновые структуры) показывает, что данный класс соединений представлен значительным числом гомологов. Это подтверждается присутствием полосы 1032-1035 см-1 (циклогексан и его гомологи).
Значения коэффициентов ароматизированности А1, а также П2 и Н1, Н2 позволяют их включить в группу преимущественно метаново-нафтеновых.
Сравнительный анализ спектральных коэффициентов залежей ТП20, ТП22 и ТП23 (см. табл. 4) показывает устойчивую тенденцию роста с глубиной относительного содержания ароматических (А13, А6) и парафиновых структур (П2) при одновременном снижении содержания нафтеновых (Н2) и разветвленных структур (Р).
Дополнительно можно отметить, что в диапазоне 15001800 см-1 не фиксируются полосы поглощения, указывающие на наличие в составе флюида гетероциклических ароматических соединений, карбонильных группировок кислот, эфиров, альдегидов, кетонов, наличие которых можно рассматривать как косвенный признак окислительного воздействия пластовой воды.
На основе геохимических показателей, полученных при выполнении структурно-хроматографического анализа конденсатов Чугорьяхинского месторождения, можно заключить следующее:
• конденсаты залежей ТП20, ТП22, ТП23 близки по компонентному составу и имеют единый генезис;
• по групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метаново-нафтеновому типу;
• залежи Чугорьяхинского месторождения являются газоконденсатными без нефтяной оторочки;
• по приуроченности к вмещающему резервуару выделено два типа конденсата: конденсат залежи ТП20 и конденсат залежей
ТП22, ТП23;
• использованный комплекс исследований позволяет оперативно получать информацию, необходимую при проведении поисковых работ.
Список литературы
1. Проведение комплекса экспериментальных физико-химических, термодинамических и геохимических исследований для подсчета запасов, проектирования, анализа и контроля за разработкой месторождений ОАО «Газпром»: отчет по договору № 0072-06016. - М.: ВНИИГАЗ, 2008.
2. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазо-носности и прогноз состава углеводородных скоплений / И.С. Старобинец. - М.: Недра, 1986. - 198 с.
3. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра, 1999.
4. Тихомиров В.И. Распознавание типов пластовых флюидов по составу нормальных алканов // Геохимия нефти и газа. - 1991. -№ 8. - С. 20-23.
5. Киченко В.Е. Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири: дис. канд. геол.-минер. наук. - М., 2004.
6. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. - М.: Недра, 1983.
7. Kaufman R.L. A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations / R.L. Kaufman, A.S.Ahmed, W.B.Hempkins // Proceedings Indonezian Petroleum Association. - 16th Annual Convention. - 1987.
8. Артемьев В.Ю. Экспрессный метод определения типа флюида по данным инфракрасной спектрометрии с Фурье-преобра-зованием (ИКС ФП) / В.Ю. Артемьев, Т.Д. Островская // Материалы геол.-техн. совещания «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны». - Тюмень, 1999. - С. 268-273.
9. Артемьев В.Ю. Метод определения типа флюида по данным инфракрасной спектрометрии // Изучение углеводородных систем сложного состава. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 127-134.
