Научная статья на тему 'Оценка фазового состояния флюидов на северо-востоке Пермского края'

Оценка фазового состояния флюидов на северо-востоке Пермского края Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
73
17
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Оценка фазового состояния флюидов на северо-востоке Пермского края»

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

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

......... 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

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.