Геохимические исследования газоконденсатов Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения

УДК 622.279.23/4

Ключевые слова:

газоконденсат,

компонентный

состав,

бензиновые

фракции,

геохимические

показатели,

газожидкостная

хроматография,

инфракрасная

спектрометрия.

Keywords:

gas condensate,

component

composition,

gasoline fractions,

geochemical

characteristics,

gas chromatography,

infrared

spectrometry.

Л.С. Косякова, Н.М. Парфенова, В.Ю. Артемьев, И.М. Шафиев, М.М. Орман

Геохимические исследования газоконденсатов Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения

Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в пределах Киринского блока проекта «Сахалин-3», который является для ПАО «Газпром» первоочередным объектом освоения восточного шельфа России. Месторождение находится в Охотском море на северо-восточном шельфе о. Сахалин на расстоянии 35 км от берега и в 6 км на юго-восток от Киринского месторождения. Глубина моря в районе месторождения меняется в интервале 110-320 м. Южно-Киринская структура является одной из крупных структур, выявленных с помощью сейсморазведки на Киринском блоке (рис. 1).

В 2010-2014 гг. на этой структуре ООО «Газфлот» были пробурены шесть скважин, установивших промышленную газоконденсатную залежь в дагинском горизонте. Залежь многопластовая. Толщина продуктивных пластов - от 14 до 26 м. В скв. 1 установлены три газоконденсатных объекта, в остальных по два объекта являются газоконденсатными. Все исследуемые конденсаты отобраны с глубин менее 3000 м (2655-2854 м).

Установлено, что современная структура прогиба была сформирована в результате нескольких этапов тектогенеза. Для двух из них - камчатского (поздний мел-палеоген) и сахалинского (плиоцен-четвертичное время) были характерны высокоамплитудные вертикальные подвижки [1].

Методами 3Б-сейсморазведки были обнаружены амплитудные аномалии в кровле дагинской толщи в юго-западной части пласта. Аномальная зона обусловлена газонасыщением относительно высокопористого коллектора-песчаника, который выклинивается глинистыми фациями на восток к своду структуры [2].

В связи с наличием аномальных зон в толще дагинского горизонта и очень сложной тектоникой представлялось интересным выявить геохимические особенности компонентного состава конденсатов по площади Южно-Киринского месторождения. Схема расположения скважин приведена на рис. 2.

Кроме того, принимая во внимание, что Южно-Киринское НГКМ в настоящее время находится в стадии не только освоения, но и изучения геолого-технологических

Сахалин-З Венинский блок Киршское^ сахалин_з

Киринский блок

V///A

Южно-Киринское\ • / ✓ / ✓ / \ .Мынгинское Д

Тихий океан

Рис. 1. Расположение Южно-Киринского месторождения в структуре Киринского блока

Рис. 2. Схема расположения скважин на Южно-Киринском месторождении

условий, актуальным представлялось исследование геохимических параметров конденсатов, полученных из поисково-разведочных скважин в их первоначальном состоянии, не измененном в результате промышленной эксплуатации.

В настоящей работе представлены результаты физико-химических и геохимических исследований конденсатов из шести пробуренных скважин, включающие газохроматографи-ческие и ИК-спектрометрические методы.

Физико-химические исследования

Физико-химические характеристики стабильных конденсатов определялись экспериментально в процессе лабораторного анализа в соответствии с требованиями действующих ГОСТов и методик. Стабилизация конденсатов проводилась на лабораторной установке дегазации при 50 °С.

В результате физико-химических исследований было установлено, что газоконденсаты Южно-Киринского НГКМ относятся к конденсатам легкого и среднего типов с величиной плотности 742,0-748,8 кг/м3 (скв. 1-4) и 750,1-754,6 кг/м3 (скв. 5, 6). Конденсаты ма-лопарафинистые (содержание парафина составляет 0,15-0,60 % масс.), малосмолистые (содержание смол силикагелевых - 0,090,22 % масс.), с низкими температурами помутнения ((-29)-(-43) °С) и застывания (ниже -60 °С). Отличительной особенностью конденсатов является низкое содержание серы (0,03-0,04 % масс.). Все конденсаты выкипают

в интервале температур НК-300 °С с остатком 5,5-6,4 % масс., однако не являются идентичными по фракционному составу. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метаново-нафтеновому типу.

Бензиновые фракции НК-200 °С, необходимые для изучения геохимических параметров, были получены разгонкой конденсатов на автоматической установке фракционированной разгонки нефтей фирмы Fisher. Исследования компонентного состава конденсатов проводились на приборах фирмы Varian с использованием капиллярной газожидкостной хроматографии и инфракрасной спектрометрии в средней ИК-области спектра.

Газохроматографические исследования

Результаты газохроматографического исследования представлены в табл. 1 и показывают, что конденсаты как по площади, так и по разрезу месторождения имеют среднюю протяженность ряда нормальных алканов в 26-29 атомов углерода, молекулярно-концентрационный максимум расположен в основном в области низкокипящих углеводородов (УВ) С5 (в конденсате из скв. 4 он сдвинут в область более тяжелого УВ С7). Конденсаты легкие. На долю наиболее лабильных, выкипающих до 125 °С УВ С5-С8 приходится от 40 до 55 % масс. УВ c температурой кипения, превышающей 125 °С (фракция С8-С16), обнаруженных в количестве 33-50% масс. Фракция твердых парафинов незначительна (менее 1 % масс.).

Таблица 1

Геохимические показатели конденсатов Южно-Киринского НГКМ

№ скважины

Интервал, м 2750-2760 2680-2697 2655-2669 2789-2890 2702-2738 2792-2810 2817,5-2848 2829-2848 2797-2815 2838-2854 2777-2797, 2807-2822

Ряд н-алканов Г -Г 2 26 Г -Г 2 26 Г -Г 2 26 Г -Г 2 27 Г -Г 2 27 С28 С2—С28 Г -Г С2—С28 Г -Г 2 27

Концентрационный максимум С5 С5 С5 С5 С5 С5 С7 С5 С5 С5 С5

Параметры по компонентному составу

• на конденсат 55,31 56,32 53,41 48,83 49,93 46,93 39,18 42,96 42,63 44,77 48,07

• 5С8-С16 на конденсат 34,85 33,46 37,23 42,73 38,86 43,48 50,23 46,63 46,26 44,58 41,84

• 5С16-СП на конденсат 2,24 1,58 1,8 2,91 2,49 5,92 7,84 5,96 6,93 5,72 4,71

• 5С2,-Сп на конденсат 0,02 0,02 0,02 0,05 0,03 0,24 0,12 0,09 0,12 0,09 0,06

• 5С20+ на конденсат 0,21 0,15 0,16 0,35 0,21 0,32 0,56 0,45 0,6 0,37 0,32

• % отн. н-алканов 30,6 30,82 28,58 29,16 29,65 26,45 25,35 27,56 27,83 27,27 27,2

• % ароматических УВ 6,15 5,75 4,67 7,4 7,59 5,43 9,58 6,68 6,46 6,54 8,77

• % нафтенов 10,39 10,69 9,91 9,83 10,28 9,1 8,92 8,97 8,93 9,16 10,43

• % отн. ациклических изопренанов 2,84 2,42 2,74 3,3 2,81 3,37 4,38 3,86 4,06 3,78 3,17

• ациклические изопренаны / нормальные алканы 0,09 0,08 0,1 0,11 0,09 0,13 0,17 0,14 0,15 0,14 0,12

• метилциклогексан (МЦГ) / нС7 1,02 1,05 0,99 1,14 1,26 1,07 1,45 1,12 1,11 1,13 1,32

Генетические показатели

• Гнеч = нС15 + пС17/2нС16 1,03 1,05 1,03 1,04 1,05 1,01 1,02 1,01 1,01 1,02 1,03

• пристан / фитан 1,79 1,67 1,59 1,78 1,89 1,61 1,82 1,74 1,76 1,65 1,8

• пристан/С17 1,38 1,67 1,92 0,98 1,02 1,38 0,89 0,92 0,9 1,12 0,89

• фитан/С18 1,05 1,41 1,6 0,75 0,77 1,19 0,66 0,72 0,67 0,92 0,69

• = пристан + фитан / С17 + С18 1,24 1,56 1,78 0,88 0,92 1,3 0,79 0,83 0,8 1,04 0,81

Алкановые коэффициенты

• С -С /С -С ' 15 19 1,31 1,49 1,47 1,34 1,43 1,29 1,15 1,22 1,11 1,27 1,24

• Г -Г /С -С ' 19 23 3,78 3,85 3,63 3,52 4,66 3,42 3,34 3,44 3,08 3,44 3,75

Тип флюида Конденсаты газоконденсатнонефтяных залежей с большими нефтяными оторочками

Цвет Бесцветный Лимонный

* Ки(я, А" - алкановые коэффициенты, рассчитанные по компонентному составу.

Можно отметить, что в конденсатах из скв. 1-3 и 6 содержание низкокипящих УВ выше, чем высококипящих. Для конденсатов из скв. 4 и 5 наблюдается обратная тенденция -доля высококипящих УВ в них на 5-10 % превышает долю низкокипящих.

Компонентный состав УВ в исследуемых конденсатах достаточно близок, но не идентичен. Содержание нормальных алканов изменяется в пределах 26,45-30,82 % масс. Изопреноидные алканы обнаружены в количестве 2,42-4,06 % масс. На долю низкокипящих ароматических и нафтеновых УВ приходится соответственно 4,67-8,77 и 8,92-10,69 % масс.

Несколько отличается конденсат из скв. 4, в котором обнаружено наименьшее содержание н-алканов (25,35 % масс.) и наибольшее содержание изопреноидных алканов (4,38 % масс.). Также для конденсата из скв. 4 можно отметить и самое высокое значение отношения МЦГ / нС7, равное 1,45, косвенно характеризующее обогащенность конденсата нафтеновыми УВ.

Для характеристики типа конденсатов использовались алкановые коэффициенты, рассчитанные по компонентному составу. Показано, что они изменяются в близких пределах (к = С13 - С15 / С15 - С19 = 1,11 - 1,49; к2 = С15 - С19 / С19 - С23 = 3,8 - 4,66) и позволяют классифицировать данные конденсаты в соответствии с классификацией Тихомирова и Остроухова [3] как конденсаты газоконденсат-нонефтяных залежей с большими нефтяными оторочками.

Генетические показатели, такие как коэффициент нечетности (1,01-1,05), отношение «пристан / фитан» (1,59-1,89) исследуемых конденсатов, также достаточно близки и позволяют предположить смешанный тип основного органического вещества.

Однако необходимо отметить, что по величинам отношений «пристан / нС17» и «фитан / нС18» конденсаты Южно-Киринского НГКМ дифференцируются на две группы. Для конденсатов из скв. 1, 3 эти отношения заметно больше 1, для остальных конденсатов - меньше или близки к 1. Такая же тенденция наблюдается и для коэффициента К,, значения которого свидетельствуют о низкой степени преобразованно-сти флюида.

Наряду с компонентным составом алкано-вых УВ исследовался индивидуальный состав бензиновых фракций НК-200 °С, и на его основе рассчитывался групповой углеводородный состав бензинов. Результаты представлены в табл. 2.

В групповом составе бензиновых фракций преобладают метановые УВ в количестве 53,59-61,21 % масс. Среди них доминируют изо-алканы (29,75-34,27 % масс.). На нормальные алканы приходится 24,42-29,75 % масс. Нафтеновые УВ обнаружены в количестве 24,42-31,99 % масс. Из них циклогексановые УВ составляют 13,40-16,24 % масс., циклопен-тановые УВ - 11,31-16,02 % масс. На долю ароматических УВ приходится 7,22-15,98 % масс.

Анализ данных расширенного группового состава бензинов показал их сходство. Но можно отметить, что состав бензиновой фракции конденсата из скв. 4 несколько отличается (как и сам конденсат) от бензинов, полученных из конденсатов других скважин. Так, в нем самое низкое содержание метановых УВ (52,61 % масс.), содержание нафтеновых УВ, напротив, самое высокое - 34,09 % масс. Также заметно преобладание циклогексановых УВ (18,69 % масс.).

По данным исследования индивидуального состава бензиновых фракций рассчитывались углеводородные соотношения, предложенные

Таблица 2

Групповой состав бензиновых фракций

Углеводороды № скважины

1

Метановые: 58,46 58,87 59,64 55,07 53,59 59,00 52,61 55,06 55,11 61,21 57,88

• изо-алканы 33,33 33,56 34,27 30,65 29,75 33,15 28,73 30,32 30,42 33,50 31,85

• н-алканы 25,13 25,31 25,37 24,42 29,75 25,85 23,88 24,74 24,69 27,71 26,03

Нафтеновые: 26,64 27,41 27,50 24,42 26,29 26,97 34,09 26,78 26,53 31,57 31,99

• циклогексановые 13,40 13,72 13,62 14,07 14,32 13,72 18,69 14,26 14,21 15,30 16,24

• циклопентановые 12,85 13,03 13,15 11,95 11,31 12,62 15,24 11,79 11,67 16,02 15,33

Ароматические 11,29 10,51 9,27 14,75 15,98 10,82 13,30 14,71 14,78 7,22 10,13

В.А. Чахмахчевым [4], определяющие генетическую зональность углеводородных систем (первичные, промежуточной зоны и вторичные). Установлено [4], что для вторичных конденсатов предложенные соотношения в численном выражении являются наименьшими, для первичных - наибольшими.

В табл. 3 представлены углеводородные соотношения бензиновых фракций для конденсатов Южно-Киринского НГКМ в сравнении с обобщенными данными по о. Сахалину (месторождения Одоптинское, Пильтун-Астохское, Чайвинское, Лунское, Киринское) [5]. Данные, полученные в результате изучения конденсатов Южно-Киринского НГКМ, хорошо коррелируют с данными по шельфу северо-восточного

Сахалина. Численные значения углеводородных соотношений бензиновых фракций конденсатов Южно-Киринского НГКМ позволяют отнести исследуемые флюиды к вторичным конденсатам.

Для определения степени катагенетической преобразованности флюидов Южно-Кирин-ского НГКМ были использованы коэффициенты, рассчитанные по индивидуальному составу бензинов, предложенные В. А. Чахмахчевым, Т.Л. Виноградовой, К. Томпсоном и др. [6]. Численные значения коэффициентов представлены в табл. 4.

Можно заметить, что значения коэффициентов термической зрелости для исследуемых флюидов Южно-Киринского НГКМ

Таблица 3

Углеводородные соотношения бензиновых фракций

Соотношения № скважины Залежи

1 2 3 4 5 6 Н*, ГК**

н-алканы/ изо-алканы 0,75 0,8 0,78 0,81 0,82 0,80 0,72-0,85 0,74-1,18 0,90-0,98

уцр** /уцд**** 1,05 1,21 1,09 1,39 1,21 1,20 1,29-1,36 1,45-2,05 1,64-2,76

цг/мцп— 0,75 0,83 0,76 0,92 0,84 0,83 0,86-0,92 0,92-1,03 0,96-1,43

ЦГ/нСб 0,55 0,66 0,57 0,86 0,65 0,67 0,57-0,67 0,81-1,53 0,72-1,91

Цикланы/алканы 0,47 0,49 0,46 0,55 0,49 0,49 0,48-0,60 0,55-0,95 0,75-1,08

Бензол/нС6 0,14 0,25 0,18 0,56 0,23 0,29 0,07-0,29 0,14-0,35 0,70-1,07

Толуол /нС7 0,67 1,03 0,67 1,52 0,87 1,05 0,28-1,43 0,90-1,99 2,74-4,37

* Нефтяные. ** Газоконденсатные. *** Циклогексан. **** Циклопентан. ***** Метилциклопентан.

Таблица 4

Коэффициенты термической зрелости флюидов

Параметр № скважины

1 2 3 4 5 6

Т1 1,75 1,82 1,79 1,87 1,83 1,78

Т2 0,43 0,42 0,43 0,41 0,44 0,43

Км6 0,47 0,45 0,46 0,44 0,47 0,46

Км7 0,41 0,38 0,41 0,35 0,41 0,40

ХЦГ / ХЦП 1,05 1,21 1,09 1,39 1,21 1,20

н-алканы / изо-алканы 0,75 0,80 0,78 0,81 0,82 0,80

Н (гептановый индекс) 27,83 28,04 27,93 27,46 29,18 28,30

I (изогептановый индекс) 1,31 1,34 1,32 1,37 1,35 1,32

Здесь:

Т = (2МГ + МГ) / (1,2ДМЦПт + 1,3ДМЦПт);

Т2 = нС7 / (ЦГ + 1,3 ДМЦПт + 1,3ДМЦПц + 1,2ДМЦПт + 1,2ДМЦПц + 1,1,3ТМЦП);

Кв6 = нСб / -Сб+ЦГ+МЦП);

К* = нС7 / -С7+МЦГ);

Н = нС7 / (УВ от ЦГ до МЦГ)100 %;

I = (2МГ + 3МГ) / (1,3ДМЦПц +1,3ДМЦПт + 1,2ДМЦПт);

ДМЦП - диметилциклопентан; ТМЦП - тетраметилциклопропан.

достаточно близки и соответствуют зоне слабого мезокатагенеза (МК^МК^.

Инфракрасные исследования

При исследовании флюидов Южно-Киринского НГКМ в комплексе физико-химических методов применялась инфракрасная спектроскопия (ИКС), позволяющая судить о химическом составе и получать экспресс-информацию о структурных группах и связях, их относительном содержании в составе флюида. Для характеристики полученных спектров использовался набор спектральных коэффициентов, представленных в табл. 5.

Исследовались флюиды скважин 1-6. Данные обрабатывались по схеме, основанной на анализе полос поглощения (п.п.) в диапазоне волновых чисел 450-1800 см-1 и сравнении их с реперными полосами. Работа проводилась

на ИК-спектрометре с Фурье-преобразованием НЕ 3100 Excalibur фирмы Varian.

По виду ИК-спектров конденсаты характеризуются индивидуальными признаками, анализ которых показал следующее (рис. 3):

• на спектре конденсатов фиксируется большое число полос поглощения;

• п. п. 1607 см-1, оценивающая содержание ароматической фракции в конденсатах, выражена интенсивно;

• п.п. 675 (бензол), 463 и 427 (толуол), 741 (п-ксилол), 767 (м-ксилол) см-1 четко фиксируются в спектрах, что указывает на значимое содержание в составе ароматической фракции конденсатов данных индивидуальных соединений;

• п.п. 727 см-1 сильно перекрывается п.п. 720-724 см-1, связанной с колебаниями ме-тиленовых групп парафиновых цепей. Данный

Таблица 5

Спектральные коэффициенты

Коэффициент Описание

А1 _ D1607 ! D722 Условное отношение ароматических структур к парафиновым

А6 _ ^1607^^1460 Условное содержание ароматических структур

Н1 = D967 1 D722 Условное отношение нафтеновых структур к парафиновым

Н2 _ D967 ! D1460 Условное содержание нафтеновых структур

P _ D1379 ! D1460 Коэффициент разветвленности структур

П2 — D722 ! D1460 Условное содержание парафиновых структур

А13 = D761 ! D741 Условное отношение моно- к сумме моно- и бициклической ароматики

K = D805-810 ! D1608 Условное отношение бицикло- и выше ароматики по отношению к суммарной ароматической фракции

Рис. 3. Характерный инфракрасный спектр конденсатов Южно-Киринского НГКМ

Таблица 6

Спектральные коэффициенты конденсатов

№ скв. (№ об.) А13 К А1 Р Н1 А6 Н2 П2

1 (Ш) 0,99 0,89 0,73 0,75 0,69 0,18 0,18 0,24

1 (II) 1,02 0,86 0,72 0,73 0,68 0,19 0,19 0,26

1 (I) 1,00 0,90 0,73 0,66 0,65 0,19 0,18 0,26

2 (II) 1,02 0,86 0,68 0,65 0,69 0,21 0,19 0,30

2 (I) 1,03 0,84 0,67 0,62 0,74 0,22 0,21 0,33

3 (II) 1,00 0,84 0,68 0,63 0,68 0,18 0,18 0,26

4 (II) 1,03 0,87 0,67 0,62 0,58 0,21 0,18 0,31

5 (III) 1,00 0,88 0,64 0,67 0,61 0,19 0,18 0,30

5 (II) 1,01 0,89 0,65 0,67 0,63 0,19 0,19 0,30

6 (III) 1,01 0,85 0,65 0,64 0,59 0,20 0,19 0,31

6 (II) 1,01 0,90 0,67 0,72 0,65 0,21 0,20 0,31

факт приводит к снижению точности определения положения максимумов полос поглощения, характерных для (СН2)и-групп. Несмотря на это, условно рассчитанная полоса 723 см-1 позволяет говорить о высоком содержании в составе длинноцепочечных (количество звеньев СН2 более 6) парафиновых структур;

• наличие четких п.п. 965-970 и 10301032 см-1, характеризующих циклопарафино-вые (нафтеновые) структуры, указывает, что данный класс соединений представлен значительным числом гомологов как в виде изолированных, так и конденсированных (11601170 см-1).

Анализ спектров в диапазоне п.п. 4400450 см-1 показал, что нафтены представлены как циклопентановыми (2926 см-1), так и ци-клогексановыми (2956 см-1) структурами, причем шестичленные превалируют над пятичлен-ными. Основными структурами, зафиксированными в составе изученных проб, являются линейные парафиновые структуры.

Спектральные коэффициенты, представленные в табл. 6, указывают на высокое сходство составов изученных углеводородных систем. Отмечается и некоторый разброс значений величин спектральных коэффициентов для параметров А1, Р, П2.

Таким образом, данные инфракрасной спектрометрии показали высокое сходство составов конденсатов Южно-Киринского НГКМ при наличии определенных специфических различий.

Оценка типа исследованных флюидов по величине спектральных коэффициентов А13 и К (А13 > 1; К < 1) и контрольных п.п. 1458-1459, 806, 727 см-1 позволяет отнести все исследованные пробы к группе конденсатов.

Анализ физико-химических и геохимических данных по составу конденсатов Южно-Киринского НГКМ позволяет сделать следующие выводы.

1. Конденсаты из шести разведочных скважин Южно-Киринского месторождения схожи по фракционному и компонентному составам, но не идентичны, образованы из органических веществ смешанного типа.

2. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метаново-нафтеновому типу.

3. По алкановым коэффициентам флюиды Южно-Киринского НГКМ относятся к конденсатам газоконденсатнонефтяных залежей с нефтяными оторочками.

4. По соотношениям углеводородов бензиновых фракций флюиды Южно-Киринского НГКМ являются вторичными конденсатами.

5. Конденсат из скв. 4 имеет некоторые отличия от других конденсатов месторождения, что возможно связано с расположением данной скважины на западной оконечности структуры.

6. Полученные выводы будут дополнены исследованиями конденсатов из пробуренных в 2015 г. скв. 7 и 8.

Список литературы

1. Дзюбло А. Д. Геологическое строение

и нефтегазоносность Киринского блока шельфа о. Сахалин / А. Д. Дзюбло, О.А. Шнип, К.Э. Халимов // Нефть, газ и бизнес. - 2013. -№ 3.

2. Парасына В.А. Южно-Киринское месторождение - перспективная база газодобычи на Дальнем Востоке России / В.А. Парасына, М. Л. Цемкало, Г.Н. Гогоненков // Геология нефти и газа. -2012. - № 3.

3. Чахмачев В.А. Геохимические

и палеогеотермические аспекты оценки перспектив нефтегазоносности / В.А. Чахмахчев, Т.П. Волкова // Геология нефти и газа. - 1994. - № 6.

4. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. - М.: Недра, 1983.

5. Попович Т. А. Углеводородные показатели -основа прогноза фазово-генетических типов газоконденсатных скоплений на шельфе северо-восточного Сахалина / Т.А. Попович // Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. - М.: Научный мир, 1997.

6. Виноградова Т.Л. Углеводородные

и гетероатомные соединения - показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов / Т. Л. Виноградова, В.А. Чахмахчев, З.Г. Агафонова и др. // Геология нефти и газа. - 2001. - № 6.