Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Термобарические показатели углеводородных систем

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Термобарические показатели углеводородных систем"

ГОСГЕОЛКОМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ " Нижне- Волжский научно- исследовательский институт геологии и геофизики

2 9 ДПР ^^ На правах рукописи

ДОВГАЛЕВ ЮРИЙ АНДРЕЕВИЧ

ТЕРШБАРНЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

( На примере Прикаспийской впадины и ее обрамления )

Специальность 04.00.17 - Геология,поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Саратов - 1996

РаОота выполнена в Нихне-Волжском научно-ксследоЕа^ельског.! институте геологии и геофизики Госгеолкома Российской Федерации

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук •■

В.Я. Воробьев

Социальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

лауреат Государственных премий СССР Ю.П. Коротаев . кандидат Геолого-минералогических наук, заслуженный геолог PCîCP, лауреат Государственной премии СССР Н.В. Кизинов

Ведущая организация: ГГЛ "НижнеЕолжскгеология"

Загита диссертации состоится "Zb " VlClft 1995г. в часоБ на заседании Диссертационного Совета K.0G3.74.03 Саратовского государственного ордена Трудового Красного Знамени университета имени И.Г. Чернышевского по адресу:

4Ю0Е1, г. Саратов, ул. Московская 155, I корпус, аудитория 53.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СГУ.

Автореферат разослан "f7" 1996г!

Ученый секретарь Диссертационного Совета доктор геолого-минералогических наук Г.Б. Кулева

Актуальность темы исследований.

Современный этап развития поисково-разведочных работ характеризуется вовлечением в разработку глубокозалегащих объектов, а рижские темпы прироста запасов нефти и газа заставляют искать новые пут, повышения эффективности геологоразведочных работ.

Выяснение условий существования на больших глубинах (более 5 км'; промышленных скоплений УВ, имеет Еажнсе принципиальное значение; для оценки перспектиз развития добычи нефти, газа и гззоконденсата. Однако, единых представлений о преобладающем физико-химическом состоянии УВ на больших глубинах кет,так как сложность задачи прогнозирования фазового состояния УВ-системы, ее фазового поведения определяется в первую очередь термобарическими условиями недр. Таким образом, изучение фззозого состояния У8-сиотем, особенно на ранних статях геолого-разведочных работ, по -первым поискоео-разведочным скза-глнам, приобретает первостепенное значение во Есей стратегии поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений в любом нефтегазоносном '.ассейне мира.

В этой связи особую актуальность приобретают термобарические етоды оценки фазового состояния углеводородной системы,, базируюпше-я на осадочно-миграционной теории происхождения.нефти, стадийности роцессов нефтегазообразования,. условий генерации УВ и формирования макронефти", особенно в глубокоп'огруженных подсолевых отложениях рикаспийской впадины, подсолевой мегакомплекс которой является сен-ас наиболее перспективным нефтегазопоисковым объектом. Такое комп-эксное восприятие геологических, геохимических, гидродинамических грмодинамических и физико-химических характеристик УВ-систем, как '.грационко-аккумуляционных . сеойств углеводородов б самой системе, ззЕоляет использовать методы системного анализа для прогнозирования 13СВОГО состояния ( локального прогноза УБ ) в геологических объ^к-« на основе использования математических методов оптимизации, что опробировачо з работе на типовых объектах освоения Прикаспийскс:": адины ( Карачаганачское НГКМ и Астраханское ГНМ ).

Цель у. задачи исследований.

Сснознсй целью диссертационных исследовании является сбсс.-гсгс",-% поискового комплекс?, теомобас-нч^ских г с лт -г л -- Г' - -- ■

-яш'.я УВ-систем по их пластовой физико-химической информации, которая позволяла бы теоретически прогнозировать тип углеводородного скопления и по геолого-термобарической модели осуществлять качественный и количественный прогноз нефте- и газоносности локальных структур в сложных геологических условиях Прикаспийской, впадины и ее обрамления.

Для достижения поставленной цеди в работе решались следующие мастные задачи:

1.Разработка геолого-термобарического метода оценки миграцион-но-аккумуляционных свойств- УВ-системы по ее пластовой физико-химической информации, полагая, что природная УБ-система представляет ео времени и пространстве - открытую термодинамическую систему.

2. Разработка геолого-термобарического ,метода определения давления фазового . перехода глубокозалегающей УБ-системы. по показатели Фазового насыщения которой определяется тип УБ-скопления.

• 3. Разработка теоретических основ определения в недрах термобарических зон формирования одно- и двухфазных УВ-систем.

4.Разработка методики локального термобарического прогноза нефте- и газоносности глубокозалегающих объектов Прикаспийской впадины л ее обрамления. {

Научная новизна работы заключается в следушдеы: -предложена технологическая схема термобарических исследований, учитывался миграшонно-аккумуляционные свойства-УВ-системы по /данным физико-химических и геолого-геохимических исследований;, '

. -предложен набор термобарических показателей фазового состояния одно- и двухфазных углеводородных систем, с помощью которых определяется доверительный, интервал косвенного прогноза фазоеого ' состояния, фазового поведения*углеводородной-системы;

-установлен и определен комплекс газогеохимических показателей УВ-систем. позволявшей теоретически использовать их в прямых геохимических методах поиска залежей нефти и газа;

-рперкые установлены и теоретически определены три термобарические зоны формирования одно- и двухфазных углеводородных систем,. лозволякзде по результатам испытания первой поисковой скважины определить ке только фазозуа характеристику открытой УЗ-системы, но к дать комплексное заключение о вероятном Фазовом состоянии, фэзозсы

поведении данной УВ-системы;

-выполнен локальный термсбарический прогноз нефтеносности глу-бскооаяегающих объектов Астраханского свода;

-предложена технологическая схема термобарического прогноза нефте- и газоносности глубокозалегающих объектов поясслэвого мегэ-комплекса Прикаспийской впадины.

На защиту выносятся следумида основные положения и результата:

1. Методика термобарической оценки шграционно-элскукг/дяционк-;;-: сг.ойстб УВ-систеш по ее пластовой физико-химической информации, позволяющая выяснять пространственно-временные закономерности размещения и Формирования УВ-скоплений в осадочном чехле нефтегазоносного бассейна. .

2. Методика термобарического определения давления фазового перехода глубокозалегающих УВ-систем ( по пластовой Физико-химической информации ) являющегося основным термсбарическим показателем фаго-ього состояния и фазового поведения УВ-системы в недрач.

3. Методика термсбарического локального прогноза нефте- и газо-¡осности глубокозалегающих объектов, по результатам опробования пер-эой поисковой скважины с определением местоположения разведанной 'Б-системы в термобарических зонах формирования одно-' и двухфазных 'В-систем.

Практическая и теоретическая значимость работы заключается в заработке экспресс-метода прогнозирования фазового состояния угле-одородных систем в.условиях критических температур и давлений, ссс-енно на ранних стадиях геологоразведочных работ.

Диссертация базируется на теоретико-методологических и приклад-ых исследованиях, - проводимых автором с 1976 года в Нижне-Волжском ИИ геологии и геофизики, а с 1984 года в институте ВНШИгаздобы-а.

Реализация результатов и апробация работы.

Результаты исследований использовались при составлении рекомен-ацнй на проведение как геологоразведочных работ, так и работ по 3\'стрсйству и эксплуатации УВ-залежей на территории деятельности ПО "аргяоЕ.чеФтегаз", ПО "Сачалинморнефтегазпрсм", ПО "Баштрансгаз", :ГЛУ '"'з'имбайкеФтъ", АО "Русиа-петролеум". Основные результаты ра-V"ы изложены з отчета.-;, научных разработка?:. долечены и ебсулдекк

- б -

на Ученых советах Нижне-Волжского НЖ геологии и геофизики и института ВНИПИгаздобыча. опубликованы в 3 научных статьях.

Объем работы.

Диссертация состоит из/зведения, четырех глав й заключения. 06-шк*1 объем работы 91 стр. машинописного текста, включая 7 таблиц и 17 рисунков. Список • литературы содержит 94 наименования. Основой для полученных в работе результатов и выводов послужили первичные фактические материалы по 1500 глубоким поисковым, разведочном и эксплуатационным скважинам, пробуренным в разное время ПО "Саратовнефте-гнз". ПГО "Ннжкеволжскгеология", ПО "НижнеЕолжскнефтъ", а также ана--тазы г.ла?тсгкх кефтей лаборатории НГАЛ института НЗНИШТ. '

В процессе научной работы автор пользовался поддержкой, совета-ки, научным руководством доктора геолого-минералогических наук В.Я.Воробьева, в связи с чем выражает ему искреннюю благодарность.

За доброжелательную критику, - советы и консультации по ряду вопросов в процессе научного поиска и работы над диссертацией автор .выражает благодарность докторам геолого-минералогических наук Г.И.Тимофееву, О.К.Навроцкому, А.К.Замаренову,Л.А.Назаркику, Д.С.КоробоЕу.

ВВЕДШИЕ . ''*•/'" ;

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, обозначены цели и задачи исследований, сформулированы основные положения, выносимые ка защиту, показана актуальность, новизна, практическая к .теоретическая/значимость проведенных исследований.)--^.

ГЛАЗА I. ТЕРШБАРКЧЕСККЕ ОСОБЕИОСТИ ГДУЮКрЗАлЕГАЮЩКХ '' УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

В первой главе рассматриваются основные фактора, определяющие физико-химическое состояние углеводородов на больших глубинах. Статистические данные об открытых газогих и нефтяных залежах в США ка глубинах 4-5.5 км свидетельствуют о тем, что по мере увеличения глубин бурения открытие газовых и газокондексатных месторождений будет преобЛсдаадогм по сравнению с нефтяными.

Однако.говоря о глубскозглегакшшх нефтяных залежах.следует указать на то.'»то наряду с увеличением количества растворенного газа в нефти.увеличивается и количество свободного газа в здгекн б виде га-

зовых и газоковденсатных шапок.При этом жесткие термобаричес:-.ие . условия недр (высокие давления и температуры) способствуя? фазовому переходу части тяжелых углеводородов (С5+выссие) из жидкой фазу в соравнозесную с ней газовую фазу.

Актуальность решения проблемы прогнозирования фагового состояния глубокозалегаощих УВ-систем известна. Необходимость изучения ус ловий существования на болылих глубинах ( более 5 км ) промылекнв)* скоплений углеводородов имеет важное принципиальное значен;:« дпя оценки перспектив развития добычи нефти, газа и газоконденсата. Од^ нако, единых представлений о преобладающем физико?химическом состоянии углеводородов на больших глубинах и во взаимосвязи с зткм универсального метода прогноза фазового состояния УВ-системы пока кет.

Наиболее распространенным сейчас является мнение о том, что с глубиной газоносность недр будет увеличиваться. Так, например. (Крафт Б.С. и Хскинс !.!.<&., 1965) з подтверждение данной тенденции приводят график направленности газового фактора в зависимости ст глубины залегания пластов. Однако, как показала практика поисксбо-разведочных работ, не только показателем глубины местоскопления углеводородов определяется геохимический тип углеводородной системы. Наряду- с глубиной залегания отложений ( вмещающих sадехи углеводородов ), особое значение приобретают в распространенной тенденции -термобарические условия недр, которые,в основном,и определяют физико-химическое состояние углеводородной системы в ловушках нефтегазоносного бассейна. В совокупности с этим особое значение приобретает каталитическое влияние на степень метанизации углеводородов фактор геологического времени, а также литолсго-фациальные и геотектонические условия развития седимектааионного бассейна.

Геолого-геохимпчэское изучение обширного фактического материала с учетом выше перечисленных условий позволило (Моделевский М. III., 1S67, Раабек Б.Ф. ,1371 1 сделать, вызод о том, что даже на очень больших глубинах могут быть обнаружены не только газовые, гггскон-дексаткые, гавококденсатпо-нефтяные, но и нефтяные зале:«!:. При вскрытии таких залежей поисково-разведочными скважинами в поверх -постных условиях должны наблюдаться притеки обычной жидкой нефти. На начало 1930 г. все перечисленные типы запе.чей были открыты на терри-герии Прикаспийской впадины в ее подсолевых ' отложениях в интеоват-:■

глубин 4-6 км.

Одним из факторов, определяющим общее физико-химическое состояние углеводородов на больших глубинах, является также наличие интенсивного тектогенеза ( А.Г. Дурмишьян,1974 ).

3 настоящее время трудно однозначно ответить будут ли приведенные суждения справедливы для глубин более 7 км.,так как они приближаются к глубинам,где температура недр становится соизмеримой с критическим порогом существования самой жидкой фазы, и, вероятно, нефть будет находиться в таком случае в газоподобной какро "гетерогенной фазе".

Таким образом, общий закономерный ход природных процессов,опре-деляющих физико-химическое состояние углеводородов в недрах.сводится к накоплению более устойчивых компонентов в данных геолого-геохимических и термодинамических условиях осадочного чехла. Безусловно с глубиной нарастает интенсивность термокаталитических процессов преобразования рассеянного органического вещества и метан,как наиболее устойчивый гомолог нефтяного ряда, становится доминирующим компонентом в этих условиях.'

дж.м. хант считает,что "при темпеоатуре около 200 град.С все углеводороды, за исключением метана,не устойчивы". По его мнению "разложение нефти обычно происходит в интервале глубин (4300-7600 м) з зависимости от геотермического градиента и скорости осадконакопле-ния".

Многие исследователя полагают,что на больших глубинах, особенно з "горячих карбонатных породах", наряду с метаном генерируется также С-ольпоэ количество и неуглеводородных газов.С указанным обстоятельством ( на примере подсолевых отложений Прикаспийской впадины ) и связывается повышенное количество сероводорода и углекислого газа в открытых уникальных по своей природе газоконденсатных и газоконден-сатонефтяных УБ-систем Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

ГЛАВА 2. ТЕР1ЮЕАРИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКСГЕН

• S генезисе природных процессов, обуслазлиза-свдх в конечном итоге ¿армирование в кедрах залежей нефти, газа и газококденсата. механизмы миграция к аккумуляции УВ являются видимо первостепенными, так

как реализация условий образования самих УВ в осадочно-породксм Оас~ сейне еще не гарантирует образования в нем самой углеводородной залежи.

Поэтому сегодня для комплексного изучения пространственно-временных закономерностей размещения и формирования в недрач га-ежей углеводородов широко' используются методы математического моделирования, позволяющие з исследованиях разнопланового характера проводить системное изучение различных моделей и схем формирования углеводородных систем по данным физико-химических и геолого-гесхкмических исследований. Рассмотренная в работе автором эмиграционно-миграционная схема эволюции рассеянной в осадно-породном бассейне "микро-нефти" и преобразование ее в дальнейшем в "макронефть", является термобарическим базисом оценки миграционно-аккумуляционных свойств формирования УВ-системы. Исходя из природных условий существования залежей углеводородов, любую УВ-систему можно схематически представить в виде геолого-термодинамической модели типа

Р, Т-сопвЬ

С... "МАКРОНЕФТЬ".. .<-> ... "НЕФТЯНОЙ ГАЗ"... ]

Изучая де в соответствии с основными положениями теории фазовых равновесий (А.И. Русанов, 1967) фазовое состояние, фазовое поведение пластовых флюидов, через их физико-химическую и термобарическую характеристику можно косвенно оценить и количественно охарактеризовать миграционко-.аккумуляционные свойства сформированной кедрами УВ-системы, .посредством предлагаемого автором термобарического показателя Кта.

Проведенный анализ взаимосвязи Кта с широким набором геологических показателей показал его тесную связь с коэффициентом заполнения ловушки Кз, с амплитудой структур, толщиной коллектора, запасами газа. -

Формулируя в работе основные задачи практического применения ъ нефтяной геологии дачного показателя можно резюмировать:

1. Определение дачного термобарического показателя позволяет получать количественную оценку миграционно-аккумуляционных свойотз УВ-систем при выяснении пространственно-временных закономерностей размещения и формирования э осадочном чехле нефтегазоносного бассей-

на скоплений УВ.

2. С помощью Кша, при выяснении пространственно-временных закономерностей размещения и формирования одно- и двухфазных УВ-систем, мохно получить количественную оценку степени вертикальной и латеральной миграции углеводородов в литолого-стратиграфических комплексах нефтегазоносного бассейна.

3. Количественная характеристика данного показателя позволяет решать многообразные задачи разработки и эксплуатации залежей углеводородов на продуктивность и истощение.

Комплексное изучение фазового состояния УВ-систем, формируемых недрами, является, вероятно, одной из главных кефтегеслогических проблем, имеющих одинаково важное значение как для теории, так и для практики поисков скоплений УВ, потому что изучение через кинетику фазового состояния закономерностей размещения залежей нефти, газа и газоконденсата способствует освещению вопросов генезиса, миграции, аккумуляции и формирования промышленных скоплений УЕ, что в свою очередь связано с созданием научных основ их поиска.

Таким образом, системное изучение соотношений различных фаз га ;2.сеет гажное научно-практическое . значение для понимания кинетики разного рода природных равновесий, существующих мьхмУ флюидами :& пределах нефтегазоносного пласта в обстановке меняющихся во времени и пространстве нефтегазоносного бассейна термобарических условий.

Сложность термодинамического поведения при 'определение термоди-начического состояния пластовых смесей УВ-систем требует принципиально новых решений, как при проведении научно-исследовательских работ, так и при разработке методов эксплуатации уникальных УЗ-систем, особенно глубокоза:еггоаих месторождений УВ. Это, обусловлено близостью состояния пластовой смеси к критическому 3 критической точке, как известно, нивелируются свойства газа и жидкости и определение критических параметров для такой УВ-системы дает ли'ль примерное представление о том, в какой области давлений и температур дачная УБ-система может существовать как жидкость, или как газ, или как двухфазная смесь. Резюмируя мокко сказать, что критические параметры для большинства глубокозатегаощих, многокомпонентных УВ-систем не могут Сыть пока найдены на сскоге строго обоснованных термодинамических соотношений к их практически определяют сегодня либо эксперм-

ментально, либо на основе эмпирических корреляций.

Поэтому значимость методики определения фазового состояния (через характеристические показатели самой УВ-системы), например, через давление фазового перехода Ps. позволяет уже на первсм поисково-разведочном этапе сократить число-пробуренных глубоких скважин и рээко увеличить экономическую эффективность разведки и обустройства месторождения.

Предложенный автором термобарический метод определения давления фазового перехода глубокозалегающей системы, позволяет "прогнсзиро-зать тип залежи на основе термобарического' определения показателя ее насыщения Ks.

Для этого автором предложены в работе следующие термобаричэскме показатели фазового состояния формируемых недрами УВ-систем. .

Для однофазной УВ-систеыы:

Рнк „max Рмк ¡.min Ркк

Ks ■ ~n : = 5 ; ^s - ;

"ал - "па гая

1*

Ps

Для двухфазной УВ-системы: Ks = -5—

"пл

»•

Где Ks - общий термобарический показатель фазового насыщения УВ -системы.

Ks'n. КГХ- соответственно, минимальный ( к|1П) и максимальный . ( КГ*) показатели фагового насыщения. Рнк. Рмк. Ркк - соответственно, даы.ен.-л начала конденсации газообразных УВ •( Ркк ), максимальной конденсации ( рДк ), конца конденсации ( PiK ) в кгс/см2 или МПа. Рш, - пластовое давление з кгс/см2 или МПа.

Таким образом, предлагаемые s работе термсбаричесгае показатели. УВ-систем уже на ранней стадии поисково-раззедочкых работ, по данным первых разведочных скважин, позволяют установить доверительный интервал косвенного прогноза фазового состояния глубокозалегающей

УВ-системы и на новой-термобарической" основе прогнозировать не только тип УБ-залежи, но и осуществлять по предлагаемой методике раздельный количественный прогноз нефте- и газоносности.

Во взаимосвязи с определением термобарической функции состояния ото- и двухфазной УВ-системы, автором определен и выделен информа-тлвный набор поисковых газогеохимических показателей углеводородных систем:

СН4

[ С02

(1).

ЕТУ

N2.

1-ИН

(3).

ЕГУ

С02

(4),

сн4

С02+М2

(5).

Ш

сог+Иг

(6).

Проведенный корреляционный анализ взаимосвязи представленных поисковых газогеохимических показателей с распределением целого ряда геолого-геохимических, литолого-фациальных и гидрохимических показателей: запасы нефти.запасы газа, содержание Сорг. в.глинах, содержание Сор?, в карбрнатах,скорость погружения областей осадко-накопления, объем отложений, катионный и анионный состав пластовых вод нефтегазоносных площадей, качественный и количественный состав водо-рзствореннух газов с выше перечисленным набором показателей выявил следующее. .

Газохймические показатели

сн4 ЕТУ

«2 » .

наиболее тесно

связаны с запасами нефти, плотностью газа, средней скоростью погружения области осадконакопления, объемом водорастворекного газа.

Газохимические показатели

СН4 ЕТУ

СОг+Мг 9 СОг+Ио

наиболее тесно■

связаны с объемом водорастворекного газа, Еодорастворенным азотом, плотностью нефти, содержанием серы в нефти, газовым фактором нефти, с количеством масел Сорг. в карбонатах, средней скоростью погружения области осадконакопления, водоргстворенным аммонием.

Газохимические показатели ' —^

С02

ГГУ

» С02

наиболее тесно

связаны с общей суммой тяжелых углеводородов пластовых вод, с родорастворенным катионом кальция, возрастом вметающих отложений, количеством масел Сорг. в глинах, водорастЕоренным фенолом.

По совокупности сочетания в рассматриваемом автором функциональном выражении определения давления Фагового перехода, установлено генетическое единство термодинамической и физико-химической факторной группы нефтегазоносности УВ-системы в предложенной геолого- термобарической модели "МАКРОНЕФТИ". Выявленное единство в вопросе формирования УВ-системы, позволяет четко дифференцировать поисковую информативность и поисковую значимость газогеохимического комплекса УВ-систем с учетом геолого-геохимических условий регионов и стадийности поисково-разведочных работ, особенно при прямых геохимических методах поисков и разведки.

ГЛАВА 3. ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ ЗОНЫ «ОРМИРОВАНКЯ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

Поиск перспективных на нефть и газ территорий и глубинных зон земной 'коры неразрывно связан с изучением закономерностей пространственно-временного размещения одно- и двухфазных углеводородных систем ( В.А. Чахмачез. 1983 ). -

Значение проблемы раздельного прогнозирования нефте-и газоносности неуклонно возрастает з связи с постеленным истощенней нефтяных ресурсов,приуроченных к средним гипсометрическим интерг.а:.-.м разреза осадочного чехла и выходом поискоьс-разведочного бурения на Сольсие глубины ( более 5 км ). Многочисленные исследования этой проблемы ухе выходят за рамкй чисто теоретических разработок, приобретал с годами все большую практическую направленность.

3 связи с освоением нзвых нефтегазоносных территорий С натри-мер. пол солевой комплекс Е ^каспийской впадины ) диктуется необходимостью проведения значительно больших, чем ранее. с£гемог поисково-разведочного бурения и связанная с этим оценка перспективных запасов категорий С1 и п«. Отсюда возникает проблемный ряд новых за-

- w- .

дач. Например, в нефтегазоносных бассейнах с доказанными промышленными запасами углеводородов, прогноз Фазовых состояний углеводородных систем локализуется уже на менее изученных частях бассейнов или сравнительно глубокозале'гащих объектах ( например. Астраханский свод ). Несомненно, что высокая степень достоверности локального прогноза нефте- и газоносности на этом, •новом поиаюво-разведочном этапе, дблжаа обеспечиваться не только установленной продуктивностью отдельных литолого-стратиграфических комплексов, но и полным пластовым объемом фактографического материала.

Прогноз фазового состояния глубокозалегающих УВ-систем достаточно слсден и требует знаний Еесьма широкого набора пластовых физико-химических параметров углеводородной системы. Это объемные или массовые соотношения газовой и жидкой фаз, их углеводородные составы, пластовое давление к температура f В.А. Чахмачев, 1983 ). .

Но, несмотря на объективные и субъективные трудности термобарического прогноза фазового состояния углеводородов в залежах, некоторые исследователи пытались по отдельным физико-химическим показателям углеводородной системы прогнозировать ее тип по первым поисковым скважинам. ( Ю.П. Коротаев. А.К.Карпов 1957, A.C. Великовский, З.П. Савченко,Я.Д. Саввина 1965, A.C. Великовский,Я.Д. Сагвина, 1S69, В.П.. Савченко,Я.Ц. Саввина 1972. . Ю.П. Коротаев,Г.С. Степанова.С.Л. Критская.1374. В.В. Сиыхаев.1979). ,

Другие исследователи ( А.Л. Козлов 1975, Г.А. Крамаренко,1977) считают, например, что прогноз нефтяной оторочки по составу пластового газа ке имеет научного обоснования и что нет пока критериев, которые позволили бы судить о наличии нефтяной оторочки по физико-химическим свойствам УВ из газококденсатных залеаей. В этой связи, систематизируя методы и способы распознавания образов фазового состояния УВ-систем, в работе предложен набор термобарических пока' зателей фазового состояния для одно- и двухфазных УВ-систем.

Определиь для спробированных газококденсатных месторождений СССР (по выборке В.П. Савченко,1977) показатель фазового насыщения и построив статистическую зависимость медду показателями Kg и С5,.зыс., ььтор т&оретически определил три термобарические зоны формирования нефгегагоноскости для одно- и двухфазных УВ-систем,рис.и.

Определение границ термобарических зон формирования нефтегазо-

п

10

и

'â

о w о

Й

cl

«

ГЦ

n,

t-x o

o

0.2 tu 0.6 0.3 1.0 1.2 1.4 1.6 1.1 Коэффициент фазовиги. насыщения углеводородной системы Кз

Рчс.4. Зикаспмрсо. меоду KUJtJvJjiiitiicirroM lis Н содержанием Сй,

ппокогжнелтиых мгеторокдений СССР ("о данным' В.П.Сывчспгсо)

сл

, i

2.0

носкости позволяет уже на ранней стадии поисково-разведочных работ, по результатам опробования первой поисковой скважины, определить не только фазовую характеристику открытой га-системы, но и дать экспертное заключение о вероятном фазовом состоянии и фазовом поведении данной углеводородной системы в данных термобарических условиях недр.

ГЛАВА ГГ. ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АСТРАХАНСКОГО СВОДА

Б четвертой главе рассматриваются основные геолого- геохимические аспекты формирования Астраханского ГКМ и показана методология термобарического прогноза нефте- и газоносности глубокозалегающих объектов Астраханского свода. . '

Астраханскому сбоду соответствует выступ кристаллического фун- • дачента, размеры выступа в плане (14С-130)х(100-140) км., амплитуда 2-3 км. Выступ фундамента с запада, северо-востока и юга ограничен тектоническими наруиениями и имеет блоковое строение. В разрезе осадочного чехла выделяются деэ структурно-тектонических этажа:, подсо-левой рифейско-палеозойский и солянокупольный, представленный отложениями от кунгурского до четвертичного возраста включительно.

Результаты геофизических исследований показали, что по поверхности фундамента Астраханский свод разбит на отдельные блоки, которые отличаются друг от друга размерами и глубинами залегания.

Промышленная залежь Астраханского ГКМ приурочена к верхней части мошного карбонатного массива нижнекаменнсугольного башкирского возраста, занимающего центральную часть свода. Роль основной'попытки выполняет толща глинисто-карбонатно-кремнистых пород артинского возраста. Общая толщина покрышки изменяется в пределах от 170 м до 50 м.

На базе данных бурения модель резервуара следующая: в массивном гидродинамически едином проницаемом теле в виде изолированных линз залегают пласты неколлекторов. Интерполяция в межсквамшнсм пространстве. проведенная на базе детальных геофизических исследований с последующим выделением и распознаванием образов сейсмической записи, позволила установить непрерывность емкостных сеойств в пределах всей площади месторождения. Данные дальнейшей опытно-промышленной эксплуатации (ОПЗ) Астраханского ГКМ подтверждают это.

Коэффициент аномальности давления пластовых вод 1.5 - 1.5, что

обеспечивает в прнкэктурнон части залежи пластовое давление 61.0 63.0 МПа. •

Пластовое давление в залежи на плоскость приведения (-4034 м) составляет Gl.06 МПа. Пластовая температура -382 град. К.

В процессе опробывания продуктивных отложении получены притоки газоконденсаткой смеси от 16 до 1352 тыс.нм3/сутки. Газы Астраханского ГКМ отличаются еысоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Концентрация Н23 в устьеБЫх газах изменяется от 22 до 33Z, СС2 от И до 242. Содержание меркоптанов колеблется от 230 до 700 мг/м3. Средневзвеиенные содержания компонентов следуюцие: метан 51.73Z. се-роЕодород - 25.71%, углекислый газ - 14.49~. Изменение количества . кислых компонентов подчиняется региональной закономерности (Н.И.Во-» ронин, В.Н. Лапшин, 1987 ). К вго-западу содержание кислых увеличивается и на правобережье составляет: H2S-29.98Z, С02 - 20.96Х.

Анагогичнсму закону подчиняется и содержание конденсата. Сред-невзгезекное его содержание для левобережья 224.2 г/и3 (192-249.5 гЛгч), для правобережья- 129 г/и3.

"ластовая У3~система Астраханского ГКМ находится в термобарических условиях недр в однофазном газообразно;* состоян/.'/ , кедонгсы-щенноеть системы по лабораторным исследованиям составляет 20-24 МПз.При относительно больших депрессиях до 25-20 МПа, пстенцкальноэ содержание конденсата на различных режимах сепарации практически не изменяется. При забойных давлениях ниже об.О - 40,0 МПа происходит снижение плотности конденсата и изменение характеристики пластоЕой смеси, свидетельствующих о выпадении тяжелых фракций в пласте.

Величина плотности конденсата имеет значительный рэ^брос, нал- ' ример, на левобережье от 0.8006 до 0,8358 т/си3, с ыюуагънхм значением 0.9293 г/см:< в скважине N3 (эксплуатационная). Срглнее значен¡:е для левобережья - 0,3106 г/сыэ. На празоберели^ но замеру в скв^ме N72 - 0.8210 г/са3. : ;"•

Коэффициент извлечения конденсата на Астраханске-м ГКМ paJBsn 0.5S - 0,70. *

Однозначно, Факт отксытяя гигантской УВ-залели г по:солегич карбонатных отложениях в его-западной части впадины позволяет сделать вывод о наличии других смежных структур, перспективных по газе-.

а нефтеносности не только банкирских, но и отложений нижнего карбона и верхнего девона в данном регионе.

Рассмотренный е работе термобарический прогноз нефтеносности г.т/бокйзалегаащйХ объектов Астраханского свода базируется на геолого-термобарическом методе определения типа УВ-системь, с одновременным определением ее пространственного местоположения в выявленных термодинамических зонах формирования нефтегазоносности углеводородных систем.

В установленных границах термобарических зон скопления УВ-систем определено местоположение поисково-разведочных скважин Астраханского и Карачаганакского месторождений. Установлено, что разведанная бурением на Астраханском своде в башкирском горизонте УЗ-система Формировалась на границе между II и III термобарической зонами нефтегазоносности. Сформированная недрами е подсолевсм палеозое УВ-система характеризуется значительным интервалом недонасыщенности пластовой системы К^=(0,3 - 0.7) и определяется общей для всей III-терчобарической зоны нефтегазоносности экстремальной точкой минимума недокасыценности по пограничной кривой зоны с координатами' 1 К-0,48; С5+е=4,2%).

Коррелируя в зеле местоположение поискоео-разведочных скважин Кноачщ анакского НГКМ, выявлена термобарическая закономерность формирования . в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины в условиях глубокий недонасмценнссти не только газокснденсатных залежей ( скважины: 1-Еоложковсклл,5,8,17,32,58 Астраханского Г КМ; скважины: 2,11,19 Карачаганакского НГКМ), но и газоконденсатонефтяных и газс-нефтяных залежей ( скважины 5,20 Карачагэяакского НГКМ), нефтеносность которых установлена и подтверждена разведочным бурением.

Установленные термсбарические закономерности формирования в подсслеьсм комплексе Прикаспийской впадины УВ-системы, свидетельст-вупт о теской генетической связи Астраханского и Карачаганакского месторождении с III термобазической зоной формирования двухфазных УЕ-.-ист'г.м и о сходном термобарическом генезисе формирования двух супергигантов Лрикаспийской нефтегазоносной провинции.

Резюмируя результаты термобарического прогноза нефтяной оторочки s бг-лнирском горизонте Астраханского ГШ, сделаны еывсды:

1. Жесткие термобаркческие условия банкирского горизонта

•1Рп.д>СО.О МПаДпл >100 град.С ),' а также поысенкое количество г пластовом гаче кислых газов, летучесть которых максимальна 5 области критической точки , подтверждает точку зрения автора, что открыта*? ь 1976 году на Астраханском своде в бзскирсксм горизонте УВ-система с позиции термобарического прогноза нефте- и газоносности глубокозале-гаюших объектов самого свода, представляет собой свободную, неясна-сыченную газоконденсатную капку глубокозалегачнего, многопланового газонефтяного месторождения.

2. Термобарически прогнозируемое газон«Ьтяное месторождение должно Сыть сформировано'(по аналогии с Карача'-ачакск'.зг гагоконден-сатонефтяным к, вероятно, Текгизским нефтяным месторождениями) " на глубин« 0000-7000 м в центральной части Астраханского свода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На примере уникальных УБ-систем Прикаспийской впадины и ее обрамления предложен комплекс термобарических показателей нефтегаго-носности. позволяюхий дать комплексное заключение о ¿-аьоьсм состоянии и фазовом поведении УЗ-системы при дачных термобарически* условиях недр. ' * •

Основные результаты работы.и полученные выводы заключайте« в следующем: •

1. Разработана методика термобарическойоценки мигр'адаскно-аккумуляционных свойств УВ-системи по ее пластовой физико-химической информации . Установленные зависимости продуктивности локальных поднятий и физикр-хим:месккх. свойств углеводородов с г-г-слого-геохимичес-кими факторами показали, что наряду с известны»«: критериями нефтега-гоносиоста (логики, коллектора, покрьвю® ) необходимо учитывать' термсбарические податели Фагового состояния углгЕсдсрсдкых систем на различных стадиях геологоразведочных работ.

С.по взаимосвязи с выявленным набором тернобагагческих г.екдзате-->-•;*: н<-.*тегагоносности предложен набор г а: о г •:- с у.:: v,; 1 ^::! псклзтгел^Д УЕ-с.'.стем, им£К2з:Я поисковую значимость з прямик г^СлИ'-ич-.-.к:« «й?с~ дач поиска нефти я газа. ■

3.Предложен метод определения давления фазогс-го ¡герггхеда УВ г области критхч'ской течки зесесгза. на основе кьазитер^дн.ч^.«йЧ1гско-го гухкотескя УЗ-сясгемн. сфсрмисозанасй яедрамл. который лгаьолдат

качественно улучшить существующую методику определения фазового состояния и фазового поведения УВ-систем,1 особенно в глубокозалеганщих объектах, фазовое состояние которых определяется сейчас либо экспериментально, либо на основе эмпирических корреляций.

4.Впервые в нефтегазовой геологии установлены и определены термобарические границы зон формирования нефтегазоносности одно- и двухфазных УВ-систем, - по показателю фазового насыщения которых теоретически определяется тип углеводородной залежи. Это позволяет корректировать объемы поискового и разведочного бурения на новой территории .сократить ошибки регионального и локального прогноза нефтегаго-ьосности, особенно глубокозалегаощих объектов, а в совокупности резко улучшить Еесь процесс проведения геологоразведочных работ на нефть и газ. •

5.Разработаны научные и методические основы .термобарического прогноза нефте- и газоносности локальных структур подсолевого мега-комплекса Прикаспийской впадины. На примере Карачаг анакскогс НГКМ и Астраханского ГШ, показана технология термобарического прогнозирования нефтеносности, газоносности и содержания ¡юнденсата.

6. Сделан локальный термобарический прогноз нефтеносности глубо-козачегаташх объектов нижнего карбона и девона Астраханского свода. Таким образом уже на первоначальном этапе поисково-разведочных работ

• (ПРР) на нефть и газ можно максимально сократить ошибки регионального и локального прогноза нефте- и газоносности новой территории, заметно улучшая эффективность разведки ее глубокозалегаощих объектов.

7.Полученные результаты могут быть использованы для-решения целого комплекса вопросов разработки и эксплуатации одно- и двухфазных УВ-систем, как на этапе опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ), так и этапе истощения залежи. • . ~ •.

Резюмируя результаты, термобарических исследований в задачи практического применения выявленных закономерностей в области геологии, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений,отметим:

- разработана термобарическая основа раздельного прогнозирования нефтеносности, газоносности и содержания конденсата на различных стадиях геологоразведочных работ.

Основные положения диссертации ' опубликованы в следующих работах :

1. Термобарический метод определения давления фазового перехода глубокозадегакгдих углеводородных систем. В сборнике: Еопросы геолог/и Южного Урала и Нижнего Поволжья. Изд-во СГУ,1950,с.£6-30.

2. Газогеохимические показатели нефтегазоносности углеводородных систем. В сборнике:Вопросы геологии Южного Урала и Нижнего Поволжья. ИЗД-ВО СГУ,1950,с.38-48.

3. Термобарический прогноз нефтеносности Астраханского свода. Нефть России,1995,?

Ответственный за выпуск: доктор геоло го-минера логических наук

Б.Я.Воробьев

Подписано к печати 25.03.96. Усл.печ.л.1,0. Формат 60x84 1/16.

Тираж 100 экз. Зак. 61.

Отпечатано в типографии НВНИЖТ. Ротапринт.

г.Саратов, ул. Московская, 7.0.