Е.С. ЛАРСКАЯ, Е.А. ГОРЮНОВА, М.С. ТЕЛКОВА, Э.В. ХРАМОВА (ВНИГНИ)

Включение в сферу поисков, разведки и разработки изменчивых в пространстве коллекторов невысокого класса и сложнопостроенных ловушек обусловливает необходимость применения методов и показателей, непосредственно оценивающих абсолютные массы и состав сохраняющихся в керне УВ-флюидов. Такие методы и показатели разработаны на основе комплексных битумных исследований (Е.С. Ларская, 1975, 1985 гг.). Было установлено, что значения ряда показателей состава ХБА и УВ могут несколько различаться в зависимости от характеристик сингенетичного битумного фона, состава УВ в залежах, емкостных, фильтрационных и сорбционных свойств продуктивных и экранирующих пород [1, 2] и поэтому должны тщательно определяться для объектов, эталонных для конкретного комплекса и региона.

В качестве эталона для определения критических значений и информативности геохимических показателей прогноза и диагностики залежей нефти и газоконденсата в нижнемотском (венд – нижний кембрий объекте Непско-Ботуобинской антеклизы (Восточная Сибирь) было выбрано Верхнечонское месторождение.

Отличительными особенностями нижнемотского терригенного комплекса являются небольшие количества катагенетически слабопреобразованного сапропелевого дисперсного и детритного (водорослевого) ОВ, сильная изменчивость литологического строения небольших по толщине продуктивных пластов (3–30 м) и покрышек (0–50 м) по площади и разрезу, наличие внутри продуктивных пластов линз и прослоев неколлекторских пород, а среди аргиллитов покрышек-линз и выклинивающихся прослоев коллекторов толщиной 1–3 м. Ловушки малоамплитудные, нарушенные сбросами небольшой амплитуды. Основные залежи нефти и газа комплекса приурочены к хамакинскому (пласт BЧ₁) и талахскому (пласт ВЧ₂) горизонтам. Залежи тектонически и литологически экранированные с аномально низкими пластовыми температурами (ниже 20 °С) и давлениями, затрудняющими вызов притока флюидов.

Количество миграционного битума (ХБА_М) определялось по методике Е.С. Ларской (1985 г.). В качестве эталона сингенетичного фона, необходимого для оценки характера влияния залежей нефти и газа, использованы данные о битуминозности одновозрастных литологически однотипных, содержащих близкие количества ОВ того же фациально-генетического облика отложений регионально-нефтегазоносных территорий центральных районов Русской платформы (рисунок).

В пределах продуктивного пласта (в залежах и вне их и в покрышках над ними) концентрация ХБА_м заметно повышается от аргиллитов к алевролитам и песчано-алевролитовым породам в основном за счет миграционной примеси. При этом в пределах залежей она возрастает от 0,05 (верхний предел x=0,03 %) в аргиллитах до 2 % в коллекторах (в нефтяных залежах х~0,9 %, в газоконденсатных x=0,3 %). Например, концентрация ХБА в песчаниках сингенетичного фона эталона не превышает 0,005 % (ХБА_М=0 %), в глинах в зависимости от концентрации ОВ варьирует от 0,005 до 0,03 % (ХБА_м=0%).

В аргиллитах покрышек над залежами концентрации ХБА_М имеет тот же верхний предел значений, что и в аргиллитах продуктивного пласта, в коллекторах не превышает 0,3 %. За пределами нефтяных залежей концентрация ХБА_М в пласте падает: аргиллиты содержат менее 0,03 % ХБА с малой долей миграционной примеси, в алевролитах и песчаниках его количество возрастает только до 0,2 %. Точно так же концентрация ХБА_М заметно меньше во всех литотипах пачек, перекрывающих законтурные части пласта, по сравнению с соответствующими породами покрышек над залежами (таблица). Показателем нефтеносности может служить также преобладание в коллекторском пласте емких пород с содержанием ХБА_М от 0,5 до 2 % (12–50 кг/м³) при п¹⁰_хбам (плотность содержания ХБА_м в 10-метровой пачке пород на площади 1км²) не менее 150–200 тыс. т/км². По предварительным данным показателем газоконденсатности коллекторского пласта является содержание ХБА_М от 0,1 до 0,3 % (2,5–7,5 кг/м³) и п¹⁰_хбам от 25 до 75 тыс. т/км². Содержание ХБА_м в неколлекторских породах свидетельствует о наличии промышленных скоплений УВ в пределах комплекса и структуры.

По b_хл наиболее сильно различаются коллекторские пласты в залежах (xb_хл=60 %), в песчаных прослоях покрышек над ними оно составляет 25 %, вне залежей в продуктивном пласте – 4–10 % (см. таблицу). В аргиллитах и глинистых алевролитах различия незначительны: в залежах и покрышках над ними xb_хл 6 и 15 % соответственно. В породах сингенетического эталона хb_хл находится на уровне 0,5–2 в песчаниках и 2–5 % в аргиллитах. Отсюда следует возможность использования xb_хл в качестве показателя нефтеносности пластов по кернам как из коллекторского пласта, так и из покрышек.

Аналогичные тенденции обнаружены и для Н_эл: от аргиллитов к песчаникам его роль (предельные и средние значения) в ХБА несколько возрастает. Это наиболее заметно в породах продуктивного пласта (DН_ЭЛ=1 % при переходе от аргиллитов к алевролитам и от последних к песчаникам, что составляет соответственно 10 и 20% от Н_эл в ХБА аргиллитов). В законтурных частях пласта и покрышках над ними пределы, средние значения, контрастность возрастания Н_эл значительно ниже (0,3–1,04%), аргиллитов –6 %. Наличие “благородного” по элементному составу ХБА в покрышках указывает на влияние УВ из залежей.

В песчаниках сингенетичного эталона ХБА имеет состав: С_эл 75–79 %, Н_эл 9,5–10,5 %, в глинах - С_эл 80-81 %, Н_эл 11,5.

Доля УВ и ХБА также возрастает от аргиллитов (х=40 %) к алевролитам (х=54 %) и песчаникам (x=65 %). Эта тенденция наиболее сильно проявляется в пределах залежей. В покрышках над залежами контрастность изменения доли УВ в ХБА разнотипных пород меньше, чем в залежи, но больше, чем в законтурных частях пласта и покрывающих их толщах. При сравнении величины доли УВ и ХБА в однотипных породах пластов и покрышек установлено, что в коллекторах максимальное значение ее (х=65 %) связано с залежами, минимальное (х=50 %) – с покрышками над законтурными частями пластов BЧ₁ и ВЧ₂; в ХБА аргиллитов и алевролитов нет существенной разницы в содержании УВ. В сингенетичном эталоне доля УВ в ХБА песчаников не превышает 35, глин – 40–45 %.

Надежный показатель нефтегазоносности пласта – доля УВ в ХБА – применителен лишь к коллекторам и в меньшей мере к полуколлекторам, хотя и общее повышение фоновых значений этого параметра (х=60 %) в аргиллитах косвенно указывает на аккумуляцию УВ в коллекторских пластах, поэтому приведенные в таблице его значения могут быть использованы для прогноза наличия залежей.

Доля асфальтенов в составе ХБА_м, во всех совокупностях пород обычно меньше, чем в ХБА сингенетичного битумного фона (1 –10 вместо 10– 20 %). Значение этого параметра имеет тенденцию к снижению, особенно отчетливому в залежи и над ней. Так, от ХБА аргиллитов к ХБА алевролитов доля асфальтенов снижается в 2–2,5 раза, от алевролитов к песчаникам – в 1,5 раза. Чуть меньше различия между долей асфальтенов в разнотипных породах вне залежи в основном за счет ее большей величины в полуколлекторских и неколлекторских породах. Аналогичная тенденция характерна и для смол (см. таблицу). Только в зонах вторичного окисления нефтяных флюидов и частичного вымывания из них УВ приконтурными водами в составе ХБА коллекторов обнаружено значительное содержание асфальтенов (до 20 %) и смол (до 59 %) при минимуме УВ (менее 40 %) и “неблагородном” элементном составе ХБА (С_ЭЛ 68–72 %, Н_эл 8 %). В целом низкое содержание в ХБА песчано-алевролитовых пород асфальтенов (1–5 %) и смол (менее 40 %) может служить показателем наличия в них УВ-скоплений.

Парафиновые структуры в МНФ на рассматриваемом объекте составляют обычно свыше 50 %. Однако максимальные значения (свыше 60 %) этого параметра обычно фиксируются только в ХБА аргиллитов продуктивных пластов (вне и внутри залежей) и покрышек. От аргиллитов к алевролитам и песчаникам во всех совокупностях наблюдается постепенное снижение его величины до 45–55 %, что, по-видимому, связано с ухудшением степени сохранности МН УВ в более проницаемых породах. В пределах сингенетичного эталона доля парафинов в МНФ в ХБА глинистых пород и песчаниках обычно колеблется от 30 до 40 %. Очевидно, рассматриваемый параметр – ХБА непроницаемых пород – информативный показатель нефтегазоносности при ее прогнозе по покрышкам.

Молекулярно-массовое распределение н-алканов в целом отражает специфику нефтегазоносного объекта; основной максимум на кривой резко смещен по сравнению с максимумом (C₂₂–С₂₈) сингенетичного фона сапропелевого ОВ невысокой стадии катагенеза в значительно более низкомолекулярную область (C₁₆–C₂₃). В ХБА песчано-алевритовых пород продуктивных пластов этот сдвиг наиболее четко проявляется только в пределах залежей; в неколлекторских породах низкомолекулярный максимум на кривой распределения н-алканов сохраняется и за пределами залежи. В песчано-алевролитовых породах продуктивного пласта за контуром залежи максимум расположен в области C₁₇–C₂₇, что, видимо, связано со “втягиванием” низкомолекулярных н-алканов в залежь при ее формировании. Немаловажное влияние на “утяжеление” и потерю н-алканов в песчано-алевритовых породах оказывают и вторичные процессы окисления и вымывания УВ, действующие в зоне ВНК. Видимо, именно они обусловливают отсутствие н-алканов в некоторых образцах ХБА из скв. 95 и 96 и высокомолекулярный (максимум в области C₂₀– С₂₉) состав оставшихся.

В покрышках над залежами нефти и особенно газа низкомолекулярный максимум н-алканов, возникший за счет диссипации этих УВ из залежей, наиболее отчетливо проявляется по неколлекторским породам. В коллекторских прослоях, изученных нами над приконтурной частью залежи (скв. 95 и 96), максимум на кривой распределения н-алканов сдвинут в области С₁₉–С₂₄.

В аргиллитах, перекрывающих законтурные части пластов ВЧ₁ и ВЧ₂, максимум кривой распределения н-алканов находится в области, характерной для сингенетичного фона (C₁₉–C₂₉).

Преобладающий компонент нафтеновой фракции ХБА продуктивных пластов и покрышек над ними – моно- и бициклические структуры, составляющие в сумме свыше 20 % от МНФ, или более половины нафтеновой фракции. В пределах залежи и в покрышке над ней доля моно- и бинафтенов несколько возрастает от аргиллитов и алевролитов (х=22 %) и более резко к песчаникам (х=29,5 %). За контуром нефтегазоносности наиболее резкое ее возрастание происходит при переходе от аргиллитов к алевролитам.

Проведенный анализ показал, что к числу наиболее информативных показателей нефтегазоносности коллекторских пластов относятся: повышенное содержание ХБА_М, петролейно-эфирного битума, величина b_ХЛ, доля С_эл и Н_эл в А_хл, суммарное содержание УВ в ХБА, преобладание парафиновых УВ в МНФ, моно- и бициклических нафтенов и аренов в соответствующих фракциях, возрастание содержания ХБА, доли УВ, С_эл и Н_эл от неколлекторов к коллекторам. Газовые залежи отличаются от нефтяных меньшим (в 2–3 раза) содержанием ХБА_м в коллекторах, соответственно меньшими значениями b_ХЛ, повышенным количеством алкилбензолов в АФ.

Показателями дистанционного прогноза нефтегазоносности коллекторов комплекса по покрышкам служат наличие и величина ХБА_М и повышенные по сравнению с фоном значения b_хл, более “благородный”, чем фоновый, состав ХБА (больше доля УВ) и УВ (повышенное содержание н-алканов, а в их составе – низкомолекулярной фракции С₁₄ – С₁₈), малоциклический состав аренов и нафтенов.

1. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология.– М.: Недра.– 1984.
2. Ларская Е.С. Особенности распределения миграционных битумов в нефтяных, газовых и газоконденсатных залежах // Геология нефти и газа.– 1986.– № 12.– С. 46–51.
3. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР /Под ред. А.Э. Конторовича.– Новосибирск: Наука.– 1986.
4. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / Е.С. Ларская, В.Д. Ильин, Н.Н. Немченко и др. // Труды ВНИГНИ.– М.:– Вып. 256.– 1987.

An improvement in the reliability and efficiency of exploration provides the necessity to use bituminological indices which characterize the absolute mass sition of oil components (or bitumens, residual oil, migration bitumens) preserved in core. As exemplified by the Verkhnechyonskoye field, Nepsko-Botuoba anteclise, the most informative bituminological indices have been considered and substantiated to recognize, in the course of drilling, Lower Motian oil-and gas-bearing formations of complex structure characterized by abnormally low reservoir pressures and temperatures. The most informative indices of reservoir-bed oil and gas content are the increased contents of chloroform bitumen A, the value of b_chl, total amounts of hydrocarbons in chloroform bitumen A, etc.

Примечание. В числителе – пределы значений, в знаменателе – средние значения.