CC BY
19
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
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.
Рис. 1. ОТНОШЕНИЯ ИЗОПРЕНОИДНЫХ И НОРМАЛЬНЫХ АЛКАНОВ (С12+) В НЕФТЯХ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА ФЛЮИДОВ
3,0
S2.5 и '
4 2,0 \ J 1.5
1,0
0,5
3,0
2,5
t_f 2,0 •4.
1,5
У 1,0
0,5
1
„<i
19 9 5 А А-, п А-.*"
п
! 1V
0,5
1,0
1,5
АС20/Л-С18 А
2,0
2,5
3,0
ч. . 7 фазово-рэтроградные процессы
05
_____
3®«1 д п а! 1° О6
--" f °1
—__
0,5 1,0 1,5 2,0
К, = (АС19 + АС20)/(я-С17 + п-Сю)
2,5
4,5 „4,0 U 3,5 * 3,0 п 2,5 О 2,0 4 1,5-1,0 0,5
7 Нефти i Конденсаты
J
1
1 1
7 ^ 'Л 7
5 9 5Д 2о ! 7
° !4е S1 »<
10 1&7о, °2| V
1 д
0 5 1,0 1,5 2,0 2 5 3 0 3 5 4 0 4,5 5
ЛС19 X л-С,7/АС20 X л-С18 В
1
Возраст; 1 - Схок-СгЬ, 2-Civ, 5-D2fm-Cit; 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-Це-
пе л ьское, 12 - Чашкинское, 13 - Чердынское, 14 - Юрчук-
ское
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 бензи-ново-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.ССоболева, И.ССтаробинца, Г.ССтепанова, В.А.Чах-махчева, 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 ри-фогенное палеоплато позднефранско-турнейского возраста, приуроченное к территории Соликамской депрессии Предуральского прогиба, — перспективный район поисков залежей УВ в девон-турнейском карбонатном и вышележащих визейском терригенном, визей-ско-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).
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 3'2008 -
GEOCHEMICAL INVERSTIGATIONS
Рис. 2. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СОСТАВУ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ (С5-С9)
НЕФТЕЙ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ
2,5
8 2,0 *
0
X
ГС U
£ 1,0 О
До,5
0,5
и *
а>
¿0,3
| 0,2 т ш
0,1-
o3 П8 I
I ГК
. j. ...
7,11 9 a.3 л A Н.НГК I . L...........
¡4% <5 ^ 6 4 J I 1
0,5
1,0 1,5 2,0 Метилциклогексан/н-гептан
2,5
3,0
0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
0
□ 8 ГК j
3 о I i
Н.НГК ...............1...................""■ i П 7
О 5 О 9 Дэ i
3 А11 £ гР Л 2 Ь14 ,-,- 1 Д 2 -1-
0,1
0,2 0,3
Толуол / «-гептан Б
0,4
Циклогексан/метилциклопентан В
n-алканы/Балканы Г
0,5
8 □ ъ 0,16- X <0 ^ 0,12-3 1 0,08-< 0,04- Д 2
......... О3 Н,НГК □ 7
10 □ н,нгк Д 2
9 о о д 5 П8 3 14 9 9
14 &3 w 3 ДД Д 11 д „ 14 □ Д5 А14 А 9
0,5 1,0 1 5 2 0 2,5 3 ,0 3 5 4 0 0 0,4 0,8 1,2 1,
Залежи: Н - нефтяные, ГК - газоконденсатные, НГК - нефтегазоконденсатные; усл. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1
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-рет-роградные процессы и уточнить фазовое состояние залежи [1-5].
По соотношениям изопреноидных и нормальных алканов С12-С34 масляных фракций нефтей установлено следующее (рис. 1).
Зависимость между коэффициентами лС19/л-С17 и АС2о/л-С18, позволяющая определить преобладающий тип исходного OB (Connan J., Cassou А.М., 1980), свидетельствует об однотипности нефтей палеоплато, гуму-сово-сапропелевом характере исходного ОВ (/-С19/ п-С17 « /-Сго/л-С^, см. рис. 1, А), а также о том, что все УВ-системы относятся к зоне генерации нефтей умеренной (III) и низкой (IV) зрелости, а не конденсатов (I, II).
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.
OIL AND GAS GEOLOGY, 3'2008
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Комплекс газовых параметров фазового состояния
Тип залежи СгНб+высш» % СгНб/СзН8 100С2Н6/(СзН8+С4Н10) 100(С2Н6+выеш)/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
На графике отношений пристан/фитан — Л} (см. рис. 1, 5) проиллюстрирована принадлежность большинства флюидов изучаемого района к нефтям зоны умеренного катагенеза [2]. Лишь некоторые УВ-систе-мы (Маговское, Сибирское месторождения) испытали фазово-ретроградные процессы.
Сопоставление отношений ^С13/л-С18 и /С19х х/7-С17/АС2о хл-С18 (по [1], рис. 1, ¿3) приводит к выводу о том, что некоторые залежи относятся к конденсатам. Примечательно, что среди таких систем отмечены как особо легкие по плотности нефти (р < 0,78 г/см3) — баш-
Рис. 3. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СООТНОШЕНИЯМ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ
и
и
и
о о
400 350 300 250 200 150 100 50
410
4 6Л ЧЯяя 2
■8 £ □ 9
Н «тпг»9 о* да 140д°° 014
м с „Чо
нгк -2 ^ о5 Л9 ¿8
дО 8 □ 14 ГК
2 С2/С33 А 4
дЮ 12
• 11
• 9
• Е м------------- Ввод9 ,4
9 □ [# ,2 А,
14 9 14 гк
12 ,11 Я О д8 ь9
100 200 300 400 50
100С2/(С3 + С4) Б _
1
Залежи: 1 - нефтяные, нефтегазоконденсатные, газокон-денсатные; остальные усл. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1
кирская и фаменская залежи Маговского месторождения, так и нефти со средней плотностью (р< 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, циклогексано-вые/циклопентановые, алканы/изоалканы, бензол/гек-сан, толуол ///-гептан, циклогексан///-гексан, циклогек-сан/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 Юрчук-ского месторождений). К аналогичному выводу приводит и сопоставление суммарного содержания //-алканов С5-Сд во фракции с плотностью нефти (Фрик М.Г., Коб-лова 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 газоконден-сатных 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).
- ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 3'2008 -
СЕОСНЕМЮАЬ тУЕКвТЮАТЮЮ
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 (ок-ско-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 м-алканы — показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов // Геология нефти и газа. — 2003. — № 5.
2. Дорогочинская В.А. Геохимические факторы формирования состава реликтовых алканов С 17.20 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.
б М.Г.Фрик, Г.И.Титова, Д.И.Васянина, 2008
Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА СЕВЕРО-ВОСТОКЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ
ШАл
С^к-СзЬ
С,у 2 С,нут
□ з
Шз
1 - границы тектонических структур; 2 - нефтегазоносные комплексы; фазовое состояние УВ: 3 - по С1-С5, 4 - по С5-С9, 5 - по С\2+; системы: Н - нефтяные, НГК - нефтегазоконденсатные, ГК - газоконденсатные; тектонические структуры: СолЛ - Соликамская депрессия, ВисВ - Висимская впадина, ПСУ - передовые складки Урала
ОН. А№ ОАЭ <ЗЕ01_(Х5У, 3'2008
