Изопреноидные углеводороды и н-АЛКАНЫ -показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов

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 «-алканам (изо-С^/н-С^) и (озо-С2о/^-С18), установлена зависимость изо-С19/«-С17 = (изо-С20/н-С18) для флюидов разного генетического типа. Для оценки степени катаге-нетической 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/^"С17) > (изо-С20/^"С18) и сапропелевые — (изо-С^/н-С17) < < (изо-С20/^-С18), 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 При-каспия 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 Прикас-пия и нефти девона Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции (сапропелевое ОВ);

II — тип высокой зрелости нафтидов (зона генерации нефтега-зоконденсатов), включающий нефти девона Бузулукской впадины

и 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

Рис. 1. ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УВ И н-АЛКАНЫ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА ОВ ФЛЮИДОВ

изо-С20/Н- 0,8

1 - Бузулукская впадина: а - Э3, б - Э2, ІІІ-У; 2 - Западный борт Прикаспия: а - Э3, Э2, IV, б-Сі; 3-Предкавказье, Т1-Т2; 4 - Тимано-Печорская провинция, Э2 V; 5 -Прикаспий, С1-С2; 6 - Азербайджан, УІІ-Х горизонты, “свита перерыв”

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-Сп  иЗО-С1§)/(Н-С18  изо-^2о)> который хорошо коррелируется с другим соотношением ^-алканов — ^-С1з/^-С18, связанным как с процессами катагенеза, так и с миграцией УВ в недрах (алкан н-С1з может быть заменен на н-С11 или любой другой легкий м-алкан). Функция

[(н-С17  иЗО-С19)/(^-С18  иЗО-С20) = = f (^-С1з/^-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 некото-

рых 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, 02Ш; Тепловское, 02Ш; Пойменная, D2V; Смоляное, D2V; Грачевское, D2IV; Мечеткинское, D3I; Квасниковское, DзI; Ташлинское, D3I; Ириновское С^ — сильно био-деградированная 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, Р^ Харьегинское, D2 V; Усть-Расью, D2sf

и D3fpscЛ).

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, Р^ Павловское, Р^ Федоровское, РI и др., что позволяет отделить легкие нефти от газоконденсатов.

Рис. 2. ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УВ И н-АЛКАНЫ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА УВ-ФЛЮИДОВ ДЛЯ САПРОПЕЛЕВОГО (А) И ГУМУСОВОГО (Б) ОВ

60

50

40

V 30 ї

еС 20

10-

•

і Конденсат •

• * . і •

Нефть . * .

6

8 10 12

14

16

(Н-С17  изо-Ск)/(н-С18 • изо-С20) А

(Н-С17  изо-Ск)/(н-С18  изо-С20) Б

Тип УВ-флюида: 1 - нефти, 2 - конденсаты; 3 - переходная зона

0

2

4

В переходную зону вошел ряд флюидов Бузулукской впадины (Зайкинское, D2,IV; Росташинское, D2,III; Конновское, D2,IV; Запад-но-Степновское, СI,bb). Некоторые флюиды Западно-Степновского месторождения, например флюид из скв. 5 (С1ЬЬ, 2829-2871 м), приближаются к границе линии переходная зона — конденсат.

В конденсатную зону попали флюиды следующих месторождений Бузулукской впадины: Южно-Первомайское, D2, IV, Разумов-ское, 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-Вас-нецовское, 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 х х изо-С19)/(«-С18  изо-С20) для конденсатов месторождений 28 Апреля (X горизонт) и Бахар го-

ризонты), где практически отсутствуют м-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 Балканы 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 впади-

ны, приведенной в работе (Чахмах-чев 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., Ам-зоян 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, К1), Предкавказья (Дагестанское, ^; Малгобек, И1; Прасковей,-Р; Заманкул, К1у) и Азербайджана (Тарсдалляр, -Р2; Мурадханлы, К2) вошли в нефтяную зону. Это “тяжелые” нефти с отношением ^-С13/^-С18 около единицы. Нефть месторождения Азербайджана Джаварлы, -Р2, более легкая. К “легким” нефтям относятся флюиды месторождений юга Западной Сибири (Елей-Игай-ское, Р7; Чертановское, Т3) и Предкавказья (Солончаковское, ^,Ь1). В конденсатную зону попадают конденсаты месторождений Западной Сибири (Северо-Оста-нинское, Р7; Речное, Р7; Запад-но-Карайское, Т; Заполярное, К1у); а конденсаты Предкавказья (Беной, К2; Восточно-Камышан-

ское, К1, а) оказались более легкими и распределились выше по оси ординат. Отношение н-С^/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 х н-С17)/(изо-С20  н-С18) около —3,7. Численные значения данного соотношения зависят от перераспределения УВ, т.е. от Р 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.

OIL AND GAS GEOLOGY, 52003

Литература

1. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов / Отв. ред. В.А.Чахмах-чев, В.И.Тихомиров. — М.: ИГиРГИ, 1993.

2. Геохимическая оценка нефтегазоносности юрских подсолевых отложений Восточно-Кубанской впадины / В.А.Чахмахчев, Т.Л.Виноградо-ва, Е.Р.Разумова и др. // Геология нефти и газа. — 1977. — № 2. — С. 52-55.

3. Connan J., Cassou A.M. Properties of gases und petroleum liquids derived from terrestrial kerogen et various maturation levels // Geochimica at Cos-mochimica Acta. — 1980. — Vol. 44, № 1. — P. 1-23.

The carried out studies reveal prospects of using the proposed fuction(«-Ci7 - iso-C\9/h-C\8  /so-C2o)+f («-C13/W-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 HC-fluids in the subsurface generated both sapropel dispersed organic matter of oil- source rocks and humus dispersed organic matter of oil-source rocks.