Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти и газа

Министерство о6ра3088НИЯ Poccиiicui Фед8рацИи

POCCidicloli Государс18811Ныi ytt-pcln'8Т нефnе и rua 1111. И.ll. Г,&ааtа Кафедра теор8'1'МЧКIСИХ основ nоисков нефl и .. 1'838

•

рu118Д1И

В.А. Чuмахчев

nЕОХИМИЧЕСКИЕИССЛ~ОВАНИЯ

-

ИМЕТОДЫ

ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ НЕФТИ И ГАЗА

УДК

550.84:553.98

Чахмахчсв В.А. Геохимические исследования и методы при

поисках и разведке нефти и газа. Учебное пособие. М. РГУ нефrи и

газа.

2002r. 222стр. Рассмотрены

пород, методы

нефтей

и

основы

газов.

изучения

геохимии

Описаны

состава

и

органического

современные

свойств

вещества

аналитические

нафтидов,

а

таюке

геохимические способы обобщенна и интерпретации результатов

исследований.

Приводятся разнообразные

виды геохимических

исследований и методов, приме111tемых на разных этапах и стадиJ1Х

геологоразведочных

работ,

обеспечивающих

максимальную

эффективность в деле открЪIТILI и освоеНИJI нефnuшх и газовых месторождений.

Допущено учебно-методичССJСИМ об'ЬеДIПiением вузов Российской Федерации по нефтеrазовому образованию в качестве учебного nocoбИJI ДJlJI подготовки ДИПJJомированных сnециалистов

по направлению 650100 "Прихладнu 080500 "Геология нефти и газа").

rеолоГИJI" (специальность

Речензенты: доюпор zеол020-минералогических наук.

nрофессор С.Б. Ваzин доктор ~AIIIНept1ЛOZUЧecкta Haylr Г.Н. Гордадх

СРос:сийскиЯ Гос:ударстаенныА уииаерс:итет нефти и rвэа им.

И.М. Губснна. 2002. СГУП Издаm\lоСТВО «Нефn. и rаэ» РГУ нефти и raa им. И.М. ГубiСИна,

2002.

.L

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВWННЕ DРIДНСЛОВИl

ЧАСfЬ I

ОСНОВЫ ГЕОХИМИИ ОРГЛВИЧЕСХОГО BEЩEcrDA ПОРОД. НЕФТИ И ГАЗА.

01'ГАННЧЕС/СОЕ UЩЕСТВО ОС..ДОЧНIJХ DO'DД. IIAФ'q/ДJJ (НЕФ1Ъ Н ЕЕ DЮНDОДНШ). §1. Неф11111Нtи YlJiuo6opo/)tt. §2. Гетероато.мнwе (нqzлевоt)орtЮнwе соиинения). §J. Классифut~чия нефтеu и HllфmutiO&. ПI'НРодныЕ r..uы.

§1. Основнwе liiJOitle NDМnoнeнmtL §2. Классифщищиа npupot)нtiZ ltD08. ГJUВА4

ГАJОКОНДЕНСАТЫ.

ГЛАВАS

ПРИРОДНЫЕ ЛI'OЦECCIJ ЛPEOБI'AJO&tННJI HEФTEJIB .J..tll.EЖtCX. §1. ГU11ерzена нефтеii. §2. Kamazeнa нефтеli. ИЗМЕНВИНЕ СОСТА&4 Н С60ЙСТВ УГЛЕ/JОДОНЩНIJХ СИСТЕМ

ГJWJA6

КАZОТРАЖЕННЕ DЮЦIIСС061111ГР.ЩНН.

§1. ГtrJoнrфfllllнwe CIICIIIUIW. §2. ГазоКDнiНнсt~тнwе eucmatL ЧАСfЬ Il ГЛАВА.

7

ГЛАВА В

ПРЯМЫЕ ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗА

5 9 13 13

24 26

33 34 42 43 47 48 53 54

57

59 60

63

НЕФТЕГАЗОНОСНОСI'И И ПОИСКОВ ЗАJIЕЖЕЙ.

68

ТЕОРЕТНЧЕСКНЕ~О6Ы~ДО&

68 75 75

ВНДЫ Н МЕТОДЫ ГIIOXНМHЧECJUIX C'bl!МOL

§1. ГазоzеожШiичее~tuеметодw. §2. Битуминмоzuческие метод~~~.

82

§J.[иt>DozeoxUJНuчecкue мrmo6w.

85

§4. БиоzеохШiическuе мето6w. §S. Лumozeoxuмuчecltw .t1emo6w. . §6. Hзomonнo-zeoXШIIIЧ««w методЫ.

87 92

ГЛАВА9

ДИСТАНЦИОННЫЕ МIIТОДЫ ЛОНС/СО&

100

ГЛАВА

ГЕОХНМНЧЕС/СНЕ МЕТОДIJ ООНС/СОВ НА AJCIJI4ТOPНJ1X.

103

10

ГJWJA11

CTAДHiiHOCТI. DPHМE/IIlННJI DPJIМIJX ГЕОХН!ItiiiЧЕСКНХ МЕТОДОВ ЛОИСКО&

ГЛАВА

12

ЧАСТЬ III

КО!IIЛЛЕХСИРОВА.НИЕ 11 ЭФ41ЕХТНВНостr. МЕТОДОВ ЛОНСКО&

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ НА РАЗНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ.

РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЭТАП. ГЛA/IAJJ

ГЛAJJAU

COДEPЖIUIHE ОI'ГАНNЧЕСКОГО ВЕЩЕСТ/IА В ВОРОДАХ ФАЦNАЛЫf~ГЕНЕТНЧЕСКNЕ ТНЛIJ ИСХОДНОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТ&4.

96

107

109 113 113 114 116

§J. Cocma•IICtiН)нofl ж11нu 611o.t1t1CCtL §2. Дuazeнa DpztlHIIЧ«КJNrJ ищества DCIIINин 11 lttU/1111

117

ltlp(I«> ( (>1,0%). В тюкеJIЬIХ иефтп ыаксвмапы1ое coдepiWIIIe смол н асфальтенов достигает

20-35%,

в .псnсих оно сви:ааетс1 до

1О%

и менее.

КонцентрациJI твердых парафинов в нефnх колеблется от первых единиц до

С

35%.

развитием

анаnитических методов

исследований стаnо

возможным создавать ~СJ~~ССИфпации нефrеА на более точноА молекулярноА основе. В этом отношении интересна химическаа тнпиз8ЦНJI

нефтей

по

качестве101ому

и

количественному

распределению парафиновых и иафtеиовых УВ с применсинем газожидкостной хроматографик

[14]. В резуль1'81'е анализа фрuции С12 - С11 бLШО выделено четыре типа

200-430°С, т.е. УВ COCt88& нефтеА - А 1 ; А2 ; Б2 и Б 1 , раз.nичающиес~ по расnределению н­

алкаиов, изопреноидов и коицеmрациl иафтеново-аром8'1'11ЧС(ЖИХ УВ, учИ1ЪIВ8емых на хроматаграммах в IUIJ(e т.и. нафrенового фона (Nj). Принцнпнальные отnичИI nшов нефтеА автором выведены на качественную основу, чrо отра:асно в табJIИЦе 1.

Табл.1 Тип неф'nt

Массовое содержание. Цикnаны

Алканы

А'

25-50 1S-2S 10-25 6-10

А~

Б" Б'

%

присnи+ tiiТUI

IIJI&18II + .......

н-С 17 +в-С 1 ,

н,

0,2-1,0

3-10 5-10

Арены

20-40

20-40 20-40 20-45 15-50

ЗS-SS

3S-SS 50-65

s.o-so.o -

0~-8

-

-

Нефти типа А1 отвечают исфтям парафиновоrо и нафтеново­ прафиновоrо оснований. В ЭПIХ широко предсrааленных в природе

нсфтих н-8JIКIНЬI по содержанию значительно преобладают над иэопреноидами.

Нефти типа А1 иэопреноидвыс УВ

-

это нафтеново-парафиновые нефrи. В них

существеюю

превышают коtЩентрации

н­

алкаиов.

Б1

Нефrв типа

соответствуют нефтям парафиново­ нафтеновоrо основаншr. В них пракrически отсуrсt11уют н-алканы при нсбольшом содер:.аиии юопреноидов.

Б1

Нефти типа

-

ииrенсивно разрушены

процессами

rиперrенеза в залежах. в них уже нет алкаиов, и они относ.пс.11 к

нафrеновому или нафrеново-ароматическоиу типу нсфтей. В

течение

получили

nOf./Jeднero

кпассифюащии

дес.IIТИЛСТИJI

нефтей,

широкое

основаиные

раэвИ11fе

на

анализе

концентрвционных: распределений индивидуальных углеводородов

~иомаркеров. Такого рода классифИIСации сущеспаенно про11сН.11ют карmну rеохимических условнА нефтеобразованНfl в осадочных отложениц

а

в

прИКJ18ДНом

плане

значительно

повышают

достоверность оценок псрспеJСrИв нефrеrазоносносrи на различных этапах поисково-раэведочноrо процесса.

Следует оn.стить. что на современном этапе изученности них идеиmфицироваио более 1000 индивидуальных

нефтей в

соединеннА.

Эrо cOC'I'IВJl.lleт значИТСJIЬно меньшую Ч8С1Ъ всех

углеводородов, входащих в состав нафтидов. В

насто.11щее

вреМJI

широкое

развитие

получили

rазохромаrоrрафическио методы ID)'ЧeiiИJI индивцуальноrо УВ состава нефтеА и 1tон.ценсатов. На рисунках

9

и

1О

предсruпены

типичные хроматоrраwмы леnсоltИП.IIщих углеводородов и аmсанов

СОСТ888 С13-С31 С СОО'IВеТСТВ)'IОЩИМИ идеИТИфИIСIЦИIМН УВ ПИI:ОВ.

37

11

15

24 4

IS 12

10

Времи уцержавии

w

Рис. 9 Xpoмm:~rpuora )'Пiеводородов фр. их-1ЭО 0 С нефти

Индиаидуапьные углеводороды фрuщии их-130 °С нефти (к рис. 9): 1. Проnав (С3) 2. Иэобуnв (.С.) 3. H-6yтul (н..С.) 4. И3onelmн (н-Сs) S. H-DC1111111 (11-Cs)

6. 7. в.

2.2·AIIIoiC'ПLI6ynв (2,2-ДМ&) ЦвiUIODCimll (ЦП) . 2,3-JIIINC'I1IJI6yr (2,3-ДМ&)

9. 2-мmiJIIICIПUI (2-МП) 10. 3-мmuDJeln8ll (3-МП) 11. Н-ruca 12. MeтiUIЦIШIOПamlll (МЦП) 1:\. 2.4·JIИNmiJIJieiiТ8H (1,4-ДМП)

14. lieiDOJI (G)

1s. 2,2,3-тpнloiC1RIIбynв (2,2,3-ТМG) 16. 3,3-.IИМCТIIIIIIeвтllll (3,3-ДМП)

17. Цвмоrехсан (Цf) 18. 2-меnшп:а:ав (2-мr) 19. 2,3-днмenLIIICII'I' (2,3-ДМП)+I,I·JDDimLIЦIIUOIICIП'8 (1,1-дмцп)

20. 3-мe'ПIJII'eКCIIН (3-МГ) ~ 1. 1,3·дiiМC'1'IUЩIWIOIIeиtllll ( 1,3-дмцn)

22. 3-mumelnaв (3-ЭП) 23. 1.2·.IDIМC'ТIIIIЦIIUOneвt'lll (1.2-дмцn) 24. Н-rеmвн (11-Cr) 2S.

2.2-~ (2.2-ДМI")

26.

1,2-~ 1111С (1,2-дмцn.ц)

27. 1,1,3-t'piDIC'I1I.III (1,1,3-ТМЦП) 28. 29.

30.

МстилцнiUIОI"еКIН (МЦГ)

2,4-,IIIIМe'ПIIII'e (2,4-ДМI") ЭnuцнUOIICII18II (ЭЦП)

31. 2,3,3-триwсnuпент~~~ (2,3,3-ТМП)

32.

1,2,4-тpвмenuцD.IIOIICIП81J188o1J1811C (1,2,4-ТNЦП,тт)

33. 3,3·двмenuiiUCIIII (3,3-ДМI") 34. TOJJYOJI(I')

35. 1,2,3-тpнмmLIDUIUOIIC 1J1811, 1J1111C (1,2,3-ТNЦП,тт) 36. 1.1.2·-rpимc1IWUIUODeiiТIВ (1,1,2-ТМЦП) 37. 2~(2-МГп) 38. 4-мстк.аrепТiн (4-МГп) 39. 3,4-ДIIWC'I1IJIRII: (3,4-ДМI") 3-мmшrеmвн (3-МГn) 41.3-~(3-Эf)

40. 42.

1.2.4-ТJIIIМmiiЩIШIODCIПIII ц. т (1,2,4-ТМЦП,ц,т)

43.

1,2,3-тpнмmunuwкшCIПIII, ц. т (1,2,3-ТМЦП.Ц.т)

44. 1,3-~ 11 (1,3-ДМЦГ,I.\)+I,4-,1111111C111.11 т (1,4-дмцr',т) 4.5. 1,1-~(1,1-дмцf)+l~а(1,3-МЭЦП.ц) 46.1,2~т(1,2-МЭЦП.т)

47. H-omus ~11-Са) 41. 1,2-~т(1,2-ДМЦГ,т) 49. 1,4-,111111C111111DUCIR8CIII, а ( 1,4-дмцг.а)

so. 1.2-~ а(1,2-дмцr.11,)

S1. Эnwuuuarwl:a 39

n20 • норм8111tНW8 &niCBHЫ /19 • И3Qt1р8НОИДЫ

n

n n IS n

n f9

n

18

n tD

n tS

n n '11

n

tЗ 2.2

n n '1'

n

n t9

so

n

n '17

'l&ts

[lta

"-

'l8

•1

max~----

Время

удерживания

Рис. 1О Тиnовu хромвтоrрамм.а 8JJJIIIНOB иефrn

8

----min

Нефти в результате их окислеНЮI и ф10ическоrо выветриванИ11 ·при разрушении эапежеl образуют цcm.dl рц иафnt,цов.

Они

ОТJIИЧ8ЮТСJI друг от друга rлубииоl процсссоа деrрадации нефти. которu поспедоватепьно трансформируете• в тяжелые asкue

нефти. .WaJfьmы, асфалli1111ы, оксикериты u zyмllНoкepwnы. В этом рцу иафтидов происходит увеличение их DJI01'110C111 (от 0,80 до 1,5

r/см3). содер:~Канюr смол и асфальтенов (от S до 800~) и reтepo3J1CМCin'OB (N,S,O). На ЭТОМ фоне существенно СИЮIС810ТС.I дOJUl маст~ной углеводородной фракции (от 65-80 до S-2%), а в ЭЛСМе8111ОМ составе.- 1:0JDI'ICCТ80 ВОДОрода (ОТ 12-14 ДО 7-4%). За искmочением твердоА

малъты,

все

консистеициеl.

встречаютс.11

в

В

остальВЬiе рце

обра:юва.нии

случаев

ппаствх-кОJШепорах

мальты

и

разрушенных

обладают асфальты

нефm1ых

залежей, иногда образу• шщ ними асфаm.товые озера. Охсикериты и rуминокериты - это уже про.цупы с:убаэрат.ноrо вывeтpiiiNJIDUI иафmдов, npивoAtUЦero к rумификации асфальтов. При поrружении разной степени окисленных нафтидов и возраС1'8НIЦt ПJ18СТ'Овых дав.nениА и темnера1Ур формируютса т.н.

высокотемnера1)11ные преобразоваииых

nma

нафтиды керитог.

асфадьтuтог

Последние

по

и

более стеnени

термометаморфизма подраэдеп.IЮТСJI на tиь6ертиты и импсониты.

Все они обладают жипьиыми и ачеистыми формами залеrаиИJI в

ПОродах,

Праl) и «нИЖ~~НМ» очаrами генерации.

СероводороА

(H1S)

часто входит в состав природных mов,

свойственных дru1 карбонатных пород. На этапе диаrсиеза н ранней тrrификацин осацков, а 1'81СЖе в зонах разрушеНИI (rиперrенеза) нафтидов

источииком

дnА

H1S

JWIJUOТC.I

водиорастворимые

сульфаты. В ухазаниых зонах анаэробные бактериаm.ные кульtуры.

потреблиsr уrлерод ОВ и нафтидов. воссrаиавпивают суп.ьфmd вппотъ до обраэованИ.I ЭJ1СtоШ1111оА серы и сероводорода

..

С.Н +СаSО4 -+

H:zS + Щ +Н20.

no

схеме

Одиа1tо по такой схеме npoцeccw

генерации H2S моrут rgютекать до mубин. COO'IVI'C&yJODUIМ темnерiП)'рам не более 70°С. т.е. ICpXJDU( тeмnepa1ypiiWII ope.I(CJW( ЖИЗНедСJ11'еJ11tНОСТИ михроорrаннзМОВ.

На бопьших

глубинах

при

температурах более

100°С

образование H2S происходит nyrcм химичссmrо ВОССТ8ИОUСНИJI супьфатов или тсрмичес~ом разложении сероорrавических соединений нефrи ИJJИ ОВ пород. Предполагаете.~ тшке. что H2S может

rеиерироВ81ЬС1

в

результате

ре8JЩИИ

угnеводородов

с

элеwеиrной серой.

Леnсо зaмenrn.. что рассмотреииые выше газовые компонентw (СИ.. С~ и H2S) в разрезе осадочных аrложсннl обладают двуац геохимическими 30IWOI генерации - верхисlt (биохимической) н ИНJII]fCit (тсрм.окатапнтичССJСоА). В IIpUТНkC rеохимнчесхих

путем

исследоваиий природа Э111Х газов oпpeдeJIICТCI

изучеНИI

ИЗOТOIUIOro состава углерода и серы. Более подробно об этом в GЛeJJYIOIIUIX разделах. Азот (NJ) - rаз хиwически мало аrrнвиыА. общее содерDННс которого в земной коре COC1'8ВJIJieт 0,04%. В rорный породах основнu масса N2 иаходитьса в СВJ138НИОМ COCТODIИR в виде иона

аммонИI NH/. Среднее содержание азаrа в 10вер:кенных породах по массе cocтaвJJJieт n·10"3 о/о, а в осадочных породах- n·10"2 %. Образование

азотистых

соединеннА

CBIDЬIВIIC'I'U

с

преобразоваиием органического вещества, особе101о awинoJCИcnar и белков.

на

стадИ1Х

ОбразовавшийСJI

диаrенсза

аммоний

и

лсnсо

протокатагенеза

сорбируетса

0С8д1СОВ.

гпинистыми

частицами. чем и обыспетса наиболее высоJСИе концскrрацин

N2 в

глинах, арnuшитах и спвнf!ах. В свободиwх и нефnшых rазах месторождений содерDНИе N2 колебпетс.t в широхих пределах

95

до

O,S-2,0 % •

СЧИТ8ЮТСJ1

В настощее врем~

представпеНИI

исrочннuх пOC1)'DJieiiИI

N2

о

-

от

наибешее пpи3JUUIИW)OI

биохимичССJСИХ

и

гпуб11101ЫХ

в осадочную ТОJIЩ)'. При этом не

исюоочаетСJI ВJDWIИc атмосферного вэота на его распредсnевив в приnоверхнОСТIIЫХ. отложСИИJIХ.

Гепнl

(Не)

-

это

газ,

образую~

uри

а-распаде

естественных рuиоахrиввых элементов (уран, ropнl). ОсиоВIIЫМи источиихами

reлu

в

осадочных

отложенип

1ВJШ01'С1

кристамические 8)'JUС1Ноrенные породы фундамеиrа. где наибопее активно происходп npoцeccw радио1UС111Вноrо pacnena. Поазано, что м.ахсимапьное содер:иаиис Не C8J138110 с Dlnecnollcr:ими

ОТЛОЖСIПWIИ древНИХ nлатформ (0,05-0.2()%). В МС3030ЙСD1Х ОТЛОЖениJIХ ОНО С!111:81еТС1 до 0,0 1-0,0S%. а В ка1110301с111Х

состаапает м.енее 0,01 %. Ввиду аюс1 ИН3Коi1U101110СТИ и

lloiCO&OI

..,

подвижносm,

Не

способностыо,

обладает весьма иитенсивиоll

особенно

в

зонах

uстивиых

миrрациониой диn.ЮНimПIНЫХ

JUIC,ПOJQЩИII.

Радон

(Ra)

и, естественно,

непосредственно образуСТСJI при а-распаде радия

ero

коицентраци~мн

соде~е в rорных породах опредемета

этоrо

радllkrнвио11>

эneмearra.

Содер]IС88Не

~она CIIIDUC'I'C.I в рцу: воды урановых месторождеинll- DICJJЫC

маi-матнческне породы- воды OCIU10'iИЫX пород- подпочвенный 8О3Д)'Х- атuосфериыl ВО'J,Ц)'Х. В природных nзах 8 очень ИIDКНХ coдepжatOIIX обнаружены н

друrие нвертиые (бваrороДИЬiе' rазы- крнmон, аргон, неон и др. ОднаJСо 8 нефтеrазопоиск'-'вой геохимии они ПОЧ111 не испопьзуютс.а.

В

пр8КТ'ИitС

rазоrеохнмических

исспедо88ИИЙ

обычно

прнмеИJDОТ рид соотиошениn и коэффициеiП'Ов, характеризующий свойства природных nзо"В. К их чисnу, наnример, оmоситс1 т.н. коэttнциеит

.арности,

ПредС1'8ВJ1110ЩИЙ

собоА

0111оmение

суммы rомолоrов метана (~. С3 , С4 или ~.) к метану (С 1 ). Обратное

сооmошевие

указанных

rазовых

компонентов

соответсnует ктффнциевту сухости rазов. Orнome1001

Cj С3

или

Ct/C3+C41 хараперизующие этановый потенЦIUШ в rазовых смесях, иазЬl88е"l'а

коэффициентом

:rrаноноснос:ти.

Коэффициент

восстановпевности nrJoВ представJI.Iет собой отношение суммы УВГ а: сумме иеуrnеводородных киспых КОМПОНСIП'ОВ (С 1 +С2 +С3 +

C4}'(C~H2S). ПрироАИЫс l"83W. расrвореиные в исфтп, обычно называются попуrиыми или нефnнымн. а rазовwй фактор (Гф) - это количество р&створенноrо в нефти газа, приход.ащеrоси на 1 т или

1 t.З нефти (rilт, ti/м;. Параметр давпеНИI иасыщешur (Pt12.r:)

onpeдenJC'I!:t как давпсние, при котором происходкr выдепеrmе

i

свободную фазу нз пrюнефnноrо раствора первых порций газа. Часто дn.1 оценки степсии rазонасьпценности нефтей используетс:я коэффиднеит, предС'ТIВJШОщий собой cmtoweниe вепнчнн Рнас к Рм (nластовому давлеНIDО). По уrпеводородиоА части rазов•.DС смесей общеnрИk.'lТЬI coomomcНН.I н-бутана н изобутана, и-пеиrана и изопентана. К.;юме 10ro, в npa~m~кe nоисковых работ, ос~о по rаэам почвенных и nрвповсрХНосmtЫХ

аrпоженмА

HCПOJIЬ])'IOТCJI

O'r.IIOWCНИJI

предельных

к

вепредельным

углеводородам

(:паи/этилен,

пропаиlпропилен, н-буnи/н-буrилен и т .д.).

§2. Клt~иuфiUUII(IUIIIpiiJНИ}HUX ZIIJtМ. КлaccuфUJ«Щttll .обычно основЬ188101'а1 на ocoбeНIIOCТJIX распределенu

в

них

неуrлеводородных

метана.

ero

компонеtrrов.

тuceJIЬIX

В

roмonoroв.

Ч8С1110СТИ.

а таосе

согласно

И.С.

Старобинцу (13), газы подраэдС111110ТС1 на сухие, полужирные, жирные и высоiСожнрные (таблица 3).

Классификация rаэов по содержанию УВ компонентов ТаблЗ .Тип газов

Гомолоm метана

Коэффициент жирности

с2+.мол% Сvжне По.'IVЖНоные Жноные Высоко;кнрные

ДIUI

~JC, о

3-8,0 8,0-20,0 20,0-30,0

0-S 6-JS 12-25 Более25

неуглсводородных

классификацию М.К. I> Р т.р.).

2. ГК залежи с нефтиными оторочками разных размеров, т.е.

двухфазные. В зависимости от об'ЬСмов неф'niных оторочек ГК шапки

могут

бьm.

насыщеНИЬIМИ

или

иедонасыщеНИЬiми.

Последние встреч810ТС.1 при небопьmих размерах нефтиной части залежи.

Фазовое состояние многокомпонентных систем моwет быть

описано в координатах кипения;

:rT..К -

р

-

Т (рис.

11 ):

ур,.К

-

кривu ·точек

к:pИJWI rочек росы. В критической rочке К. где

свойства жидкой и паравой фаз практически одинаковы, обе кривые cxoДIТCJI. Площадь между последними DJUICТCI двухфазной областью. Выше кривой тОчек кипенИJI система иаходита в жидком состоянии, НИ8е кривой rочек росы - в парообразиом. Одна из термодинамических особенностей мноrокомпонеiП­ ной системы (В ОТЛичие ОТ ОДНОIСОМПОНеiП'НОЙ) 33JCJDOЧIICТCI что

паровu

фаза

может

критического, а :кидкость Наивысшее

двапение,

-

При

существовать

при

1 10М,

даuении

выше

при темnера1)'рС выше кр11111ЧеС1Сой. котором

моwет

сущестаоваn.

пар,

назьшаетс.1 крикоиденбlром (точка р.). Наивыс11181 темпер&1Ур8,

при

которой (.дnа ДIIDfoA

мноnиrомnоне111110й смеси) iloweт 49

существовать жидкость, именуется крикаидеитермом (критической температурой конденсации, точка Т111). Процессы изотермического обратиого испареНИJI и конденсации имеют место в предеJtах узкой области темпераrур между крИIСодентермом и критической точкой (pиc.ll, область

I). Процессы изобарического обратиого испареНИJI и конденсации протекают в узкой области дuлений между крикоденбаром и крИПIЧеской точкой (область 2). · Экспериментальными работами был установлеи р11Д

особенностей растворенИJ жидких УВ в сжатых .газах и рассмотрены теоретические оеновы данного явлеНИJI. Ниже кратко излагаются основные результаты этих работ. Как было покаэаио, растворимость жидких УВ в сжатых газах зависит от многих показателей

-

давлеНИ.II,

температуры,

состава

нефти,

и

растворяющего газа, их количественных соаmошеиий и т.д.

Фракционный состав нефтей оказывает большое ВЛЮIНИе на растворимость УВ в газах. При равных давлении и температуре

переход жидких УВ одного гомологического р11Да в газовую фазу снижаетс.Jt с увеличением их молеi25 Нет Нет Нет Нет

УКазанные выше компоненты живых орrаннэмов, естестве101о, OТJIИ'I810'Ia и по своему элементному СОС'ПIВУ (табл.

12).

Элементный ~в основных компонентов живых организмов.

(Соболева, Гусева,

1998 ). Табn

Сосrав

Органические элементы. вес

живых

Углеводы Белки Липиды, липоиды

s

Нет

Нет

15-19

0.2-2.4

10-12

Нет

Нет

27

Нет

Нет

н

40-45 S0-55

6-6,6 6,5-7,3

S0-53. 19-24

76-79

11-13

66,7

5,5

ЛIП'НИН

%

N

с

орrаиизмов

12

о

Обращает внимание относиrельно высокое содержание водорода в липидах и пипоидах, отсуrсnие

N и S во

всех компонентах, корме

белков, а также повеше101ое количество О в углеводах и JQirнинe. Кратко остаиовИМСII на хараперисrике каждого из ·компонентов. Уrлеводы

(>25%).

состааruпот основную

массу

высших растений

Общu формула уrлеводов Сх(Н20)" семеЯство которых

объеДИНDОТ

цCJIJDOJioзa,

метчmса,

сахара,

крахмал

и

.zrpyrиe

соединеНИI. ЦCIIЛIOlloзa (клетчатка) образует еtрупурную основу расrителькых uеток, COC'I'8ВJJU 20-40% клеточного материала и занимая первое место среди всех органических соединений.

Лиrнви

.IВ.IIIet'CJI

распространенности растительном

цСЛJIЮлозные

ва

мире

он

волокна

вторым земле

и

стволам расrений. Jiиrиив

после

являетсв

веществом,

придающим

-

цешuоло:ц.t

органическим

веществом.

по В

укреПJWОщим

устоЯчивск;ть

стебт1м

и

это природный полимер, в основе

которого находn'СI ароматические Ц11К11Ь1, фенольные фраrиСНТЬI с гидроксильными

и

карбонильными

I])упnами

(рис.23).

В

анаэробных условИJIХ лигнин, не рвзрушuсь, ведет себ1 как стоlкий полимер нар.цу с цСJUООлозоА.

Бетсн

-

это сложно построенные биополимеры, COC1'(WЦIIe из

индивидуапьных аминоJDiслот, в состав кaropwx ВХОДJIТ

MOJICIC)'nы беmсов

которых

доходит

-

1301' в сера.

крупные образованна, МOJICIC)'JUIIptUUI масса

до

нескоJIЬIИХ

миллионов.

Они

•IJIIIO'Ia

111

119

оеновным зanoJUIИl"CJJeм (более организмов

(рис.

23).

Белки

50018) меточного матернапа 11СИВЫХ не

стойки. и

nод воздействием

фермеtrrов бактерий распадаютса на легко растворНм:ые в воде аминокислоты. Азаr и сера, CВJIЗ8НIIЬie с каустобио.IIИТIМИ, 101еют бетсовое nроисхождение.

Лиnиды н род~ные им соединенна (лиnоиды) ЯВ.IШОТСJI составной частью uеток в виде природных жиров. трiП'лвцери,дов

жирных

киспот

(ЖК),

простых

терпеноидов, изоnренов,

н-алканов

жирных

КНСJJот.

стероидов,

и т.д.

(рис.23).

ЛИI'IИДЬI в

ЛИПОИДЫ ОТНОСИU К двум рВЗJIИЧНЬIМ C1p)'IC1)'J)ИD-MOЛCIC)'ЩIIЬIМ '111Ш1М:

;о -сн2-с

·'он JIИПОИДЫ

DJIOIUUol

(фpanteиr жирной кислоты) (изопреновое звено)

Достаточно

гидрофобные.

ЭТИ

KOMПOHeJmol

ХОРоШО

расrворЯЮТСI в органических растворите.Rях. Прsqюдиые ЖК ИJIИ липиды

имеют четное число атомов уrлерода в молекуле. В

морском фиrо- в зооманпоне встречаютс• ЖК состава C16t С 18, ~ И ~. В BЫCUDIX pacтeiOOIX преобладают более высокомолекущные ЖК (С24, ~ С21 , Сэо. С32 ). ЛИпоиды жироподобные изопрена.

вещества,

провзводные

К ним отвос.IТСJI

неиасыщенного

УВ

природные терilеноиды, стсронды,

смолы, кутнниты. суберИНЬI и спорополленины. Липиды и липоиды JIВJWOТCJ самыми стойкими к процессам разпожеНИJI соединсiОUI.

Кроме того, в C'lpYJ:IYPC их молекул заложены уrлсводородные

фpanteJriW. которые нахоДJП в бИ1)'моидах ОВ пород. углях и нефтп. Эти фраrменп.1 на3ЬDIЗЮТСI «ХСМофоссИJDW(И», Т;С •

. химическими •вляетси

ИСJСОпаемыми

(рис.23).

иесо11111еННЬ1М

Наличие

таких

свидетельством

Сiр)'КТ)'Р

орrаиическоrо

ПJЮИСХОЖДСНИJI нефти. Итак. тип исходного природоА

JDIВЫX

08 древних пород оредооределаетсJI уже

орrаииэмов

в

слаrающих

их

орrаивческих

хомпоненrов. В субаоальноl биаrе доминирУJОЩIDОI в конечном

счете .DJШ01'C8 J111ПИДЫ И JIВПОНДЫ, 8 уmеводы,

.111011ИН

и

в

меньшеЯ

8

КОН1НИеR'I1ШЬИОЙ -

мере

JIИDОиды

~ рас:1И1"ССIЪИЫХ ВОСКОВ И CMOJL l1cpвu

ТIID&

f1JYDDI 120

орrанизмов, по сравнению со второй, содержнт в себе б6льший

водородныА потенциал, сrоль необходимый Д/IJI генерации ЖИД1U1Х углеводородов.

§2.Д1111UнеJ OJJZIUIUЧeCIШZO UЩeCIIШI OC/U)ItJМ ДиаrеИmiЧесiСИС

важНым

этапом

" .,""., lt6]10l11UН. преобразоВIНIU 08

формироваяиJI

осадJСОВ

DJIDOТCI

нсфтеrазопро.цуцирующего

потенциала материнских толщ. Начальные ороцессы питификацни

осадков в преобразов811НJ1 бвокосиой массы сопрово~а аtm~Вной бiUСТернальной депеm.ностыо, нanpiWieннoA на разрушение и перерабапсу arмepDIИX opf'IUIII3Мoв ИJ1И некромы. На этом этапе расходуется до

95%

~ более ОВ, достиrающего дна

бассейна. Устойчивость отдельных комnонентов ОВ к окиспенюо и биодеrрадации разнu. она возрастает в р.аду: белки < углеводы (цемюлоэа) < лигнин < липиды (лиnоиды) < растительные воска и смолы. Под влианием микроорганизмов они подвергаются фермеtrrативному гидролизу н распадаютса на водорасrворимые аминокислоты, полисахариды, соединеННI фенольнаго · рца. Наряду с этим идут реакции попимериэации и конденсации с образованием

гетерогенных

DOJIИМepOB

(ПОJIIО[ОНД.енсированных

ароматических колец) типа rуминовых (Л1естно присутствуют

в нефтях и

биl)'МОI;дах ОВ пород. Большинство этих соединений являются алкилзам:ещенными моно-, ди- и трициклическими УВ, которые

часто

используются для решения

целого ряда задач нефтяной

геохимии, в частности, при прогнозных оценках нефтеносности и

газоносности недр. Как уже было пск~зано, с уве11ичением стеnени термической

зре1юсти

ОБ

или

нафтидов

при

ароматических

кольцах nроисходит переrруппиров!;а метильных рздикало~ (СН 3 ) в сторону увеличения соедин'::ний с ~-изомерами (термодннамически

более устойчивыми УВ) по сравнению с а-изомерами. Например, для трицикJIИческш{ аренов (фенантренов) с ростом

было установлено возрастание доли МФ и 3-МФ) rю сравнению

катагенеза

н 3-мети.лфенантренов с фенатреном (Ф),

2-

(21-

метилфепантреном (1-МФ) и 9-метилфенантрсном (9-МФ).

На основе указанного былн предложены т.н. метилфенантре­ новые

индексы

(МФИ-1

и

МФИ-3,

предс:тавляющие

соответственно следующие соотношения (Радке,

собой

1986).

МФИ-1 "'1,5(2-МФ+З-МФ)/(Ф+l-МФ+9-МФ); МФИ-3 = 3(2-МФ)/(Ф+ 1-МФ+9-МФ); Возрастание

уровней

зрелости

ОВ

и

УВ

систем

всегда

соnровождается увеличением значений указаниь..-х индексов.

На

рн~.

пластовых

1988),

nостроенном

38,

флюидов

ук;uаны

по

зарубе;:шых

оСласти

данным

изучения

6200°C) показала, что достаточно

надежным

параметром типа УВ

флюида является

величина отношения суммы УВ (%) к сумме смол и асфальтенов (%). Установлено, что величина IYВJI: (смол_ы+асфальтены), отвечающа.ч значеНИJiм, меньшим 17, соответсвует флюиду 171

нефтяного типа. При значениях этого показатсг..я, превышающих

17,

пластовый флюид определяется как газоконденсат (Симхаев, 1

1979). На

ранних

сравнении

этапах

пластовых

развития

аналитических

фтоидов

методов

использовали

при

показатели

температурной разгонки или фракционного состава по яшервалам темnератур киnения углеводородов.

·

Помимо

использования

фракционного

состава,

имелись

некоторые nопытки провести более оnределенные границы между нефтями и конденсат.iМИ по углеводородному составу керосино­

масляных

фракций,

nарафиновых

УВ.

в

частностн,

Наиболее

по

содержанию

характерная

и

составу

особенность

концентрационном расnределении н-алкановых УВ в конденсатах

в

-

преобладани~ УВ с низкой молекулярной массой, что связано с лучшей

их

растворимостью

в

сжатых

газах.

В

обычных

конденсатах, имеющих конец кипения ниже 300°С, твердых парафинов С 16 + практически нет, и лишь в конденсатах из пластов, где Рпл превышает 200 ат их содержание достигает 5% и более. Для более четкой диффереtЩИации конденсатов и нефтей В.И.

Тихомировым

и

использовать

С.Б.

Остроуховым

соотноПiения

[4]

газохроматоrрафических исследований более флюидов.

было

н-алканов

Для указанных целей были

по

180

предложено результатам

проб пластовых

оnределены

следующие

коэффициенты:

К,= н-алканы (C,з+CJS)/ н-алканы

(C,s+CI9) и

К 2 = н-алканы (С, 5 +С,9)/ н-алканы (С,9+С2з). Состав конденсатов в значительной мере зависит ст пласто­ вых давлений и темnератур, nоэтому в геохимические коэффи­ циенты К 1 и К 2 авторы внесли соотве;rствующие поnравки наРпли

ТОе nл. Этим самым величины соотношений н-алканов можно как бы nривести к значениям, характерным для нефтей и конденсатов глубинных nроб. Например, ими предложено nользоваться следующими новы­

ми коэффициентами:

1). К 1 = К 1 • Рпл (ат) ·Тпл ('С)· 10"3; 2). К 11 = К2 • Рпл (ат) ·Тпл ('С)· 10"3•

На рис.42

представлен

график К 1

= f (К 1 д, посредством

которого возможно дифференцирование пластовых флюидов от тяжелых

nшерrенноизмененных

нефтей

до

очень

легких 178

6

5

1

\. \.

4

to•KJ

•

9

.

.

8·

\

7

6

s

•

4

3 2

-

Кп

2

3

4 Рис.

S

6

7

8

9

10

42 Распре.аелеЮiе н-алкаиов

11

12

13

14

IS

16

17

18

19 20

21

22 23

JC8X nо/QIЭатель типа уmеводородноrо фтоида.

ПоК1138ТеJ\и: К;•К, Р.,(МПа) Т.,(С) 10''; Кп=К, Р.(МI1а) Т.("С) 10·'. Типы флюида: 1 - пжелые нефти; 2 - нефти средней nлоти ости; 3 - нефти легкие кои.цеисгrоnодобные;

4 - коидеисатыТИJ~~:елые; S - кои.ценсаrы легкие; конденсаты оqень легкие. ~

конденсатов. эффективные

Использование этого графика да:т наиболее результаты при коюроле усjlОР.ИЙ разработки

месторождений.

В некоторых лабораториях газажидкостную хрома:rоrрафюо иногда используют ДЛJJ имитированной дистилrutции нефтей 11 конденсатов, т.е. ДЛJJ определения количественных сооmошеннй

фракций УВ с различной температурой выкипания без разделения их на парафиновую, нафтеновую и ароматическую rpyпJJы. В оп­ ределенной степени условно принимаете•. что coonroweНИJI между

темnературными интервалами выкиnанИJI УВ и общим их составом

(числом атомов С в усредненной молекуле УВ) следующие:

с,-с9(6О-15О 0С)

C,o-CI\ (150-200 °С) Са2-С14 (200-250 °С) c.,-c,,(zso-зoo 0С)

с,.-С:ю(зоо-з5о 0С) с2,-е24(ЗSО-4оо 0С)

c2,-Cu (400-450 °С) Данные

}

бенэиновая фракцш!

}

керосино-rаэойлевu фра1ЩИ.11

}

тяжелu rаэойлевu и масляная фpaJCIUd

имитированной

дистиruuщии

позвоЛJПОТ

дифференцировать нефти и конденсаты с помощью геохимических

коэффициекrов, аналогичных «алкановым» козффицие'Н"ТЗМ К 1 , К:а и К 1 , К11 • Дм этого, например, можно выбрать отношения фраlЩИй

УВ, выкипающих в икrервалах 60-200 °С, 200-300 °С и 300-400 °С, т.е. оmошеНИSI сумм всех УВ Cs- Сн. с\2 - с., и с •• - с24 • соответственно (Ярышев, Шилов, 19&8). Следует

оrоворИТhся,

что

приведеиные

выше

методы

наnравлены только на определение характера пластового флюида, а не на проrноз типа залежей по фазовому состоанию уrлеводородов.

Разумеется, каждый в отдельности из приведеиных выше нефте- и rазоrеохимических

методов

определеНИJI

типов

залежей

не

претендует на абсолютную достоверность полученных результвтов. Максимальная эффективность проrноза может быть достнrиута только лишь при комплексном испоЛЬ3оваиии методов.

180

РАЗВЕЛО ЧНО-ЭКСПЛУАТАПИОННЫЙ ЭТАП. Главными

целями работ этого

этапа ЯВЛIЮТСЯ: детальное

изучение месторождения (залежи), подготовка месторождения к

разработке

и

доизучение

подразделяется

эксплуатация

на

и

производятся:

определение

его

-

стадии

в

процессе

разведка,

эксплуатационная

оконтуриванис

разведка.

и

разработки. На

эmх

rеометризация

фильтрационно-емкостных

Этап

опытно-промышленная

свойств

стадиях

залежей,

комекторов

и

физико-химических свойств ruшстовых УВ флюидов, пластовых параметров, режима зцлежи с последующей оценкой УВ запасов

[9]. Стадия

разведки

непосредственно

и

опытно-промЬПШiениой

продолжает

стадию

уточняются запасы категории В+С 1 •

оценки

эксплуатации

залежи.

На

ней

Определяете• очередность

проведения оnьiтно-промьпШJеiШой эксплуатации скважин, вплоть

до

пробной эксплуатации залежей.

Все это производится для

составления технологической схемы разработки и подсчета запасов нефти и газа.

На стадии разведки основной залежи по базисному пласту предусматривается доразаедка месторождения нижних этажей разреза осадочных отложений путем бурения оценочных или более

глубоких параметрических скважин. В связи с указанным задачи геохимических исследований сводятся к следующему:

проrноз количественных и качествеiШЫХ показателей залежей, уточнение

типа

залежи

по

данным

бурения

разведочных

скважин,

определение контуров и строения залежи,

выявление источников формирования запежеА, доразаедка нижних этажей разреза осадочных отложений, геохимический ко111р0ль при пробной эксплуатации скважин и

разработке месторождения.

111

ГЛАВА

22. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ДОРАЗВЕДКИ МЕСI'ОРО)J("ДЕННЙ.

§1. Методы проzноза количественньlХ и качес/IUJенных noiUIЗameлeй уzлеводородных залежей. Определение типов вскрытых залежей является важной, но далеко не исчерпывающей информацией, полученной по данным

поискового бурения. Например, дru1 rазок01щенсатных залежей важны

определения

таких

содержание углеводородов

характеристик,

состава

Cs+

в

как

потенциальное

пластовом

газе,

т.е.

концентрация жидких УВ, приведеиная к поверхностным условиям

(при Р

и

равным

'f'l,

l ат и 20°С). Другие необходимые - они

характеристики связаны с давлениями начала конденсации

могут

бъrrь

оказаться

близки

к

значительно

определения

начальному ниже

пластовому

nоследнего.

углеводородного

и

давленшо

Немаповажны

фра.'