К настоящему времени известен ряд нефтегазоносных бассейнов (Иркутский, Персидский, Мексиканский, Пермский, Амударьинский и др.), где резервуарами нефтегазовых углеводородов (УВ) являются разновозрастные карбонатные породы, характеризующиеся высокими емкостными и фильтрационными свойствами, значительной концентрацией запасов УВ на единицу площади и высокими коэффициентами нефтегазоотдачи. Выявленные в этих породных комплексах углеводородов скопления разного фазового состояния и состава приурочены в основном к бортовым частям НГБ, а их формирование и размещение связываются главным образом с дифференциацией газообразных и жидких УВ при совместной латеральной миграции по восстанию резервуаров. Из предложенных схем такой дифференциации (гравитационная, гидродинамическая, вследствие разгрузки надкритического газоконденсатного раствора) предпочтение отдается первой из них (В.Пратт, В.Гассоу, С.П.Максимов, В.П.Савченко, А.Г.Дурмишьян и др.).

Следует отметить, что концепция дифференциального улавливания УВ рассмотрена в целом ряде работ (И.О.Брод, И.В.Высоцкий, К.А.Машкович, З.А. Табасаранский и др.). Так, И.В.Высоцкий и В.И.Высоцкий [1] полагают, что вытеснение нефти газом по восстанию пластов возможно в небольших масштабах и современное размещение залежей нефти и газа отражает прежде всего начальное скопление этих флюидов.

Близкая точка зрения по этой проблеме изложена в работе В.В.Кушнирова [3], в которой широкое латеральное перемещение УВ в карбонатных породах считается маловероятным, а в формировании залежей, представляющих собой изолированные системы, значительная роль, наряду с термобарическими условиями, отводится исходному соотношению газообразных и жидких УВ в каждой ловушке.

В частности, на одном из них (рис. 1), проведенном с Чарджоуской ступени на Бухарскую по направлению Тангикудук-Сарыташ, отчетливо заметно незакономерное с позиций представлений о дифференцированном улавливании УВ, мигрирующих по восстанию пластов, расположение одно-залежных углеводородных скоплений разного фазового состава. Столь же незакономерным представляется и характер изменения различных параметров этих УВГЖС и физико-химических свойств составляющих их газообразных и жидких УВ. Например, месторождения Тангикудук и Кокдумалак находятся в непосредственной близости друг от друга и имеют близкий термобарический режим. Однако потенциальное содержание конденсата (q_п) в пластовом газе этих залежей различается на порядок: 47 см³/м³ - на Тангикудуке и 874 см³/м³ - на Кокдумалаке, исходное соотношение газообразных и жидких УВ (ГФисх) в первом составляет 4000 м³/м³, во втором достигает 500 м³/м³.

Еще одна группа УВГЖС, последовательно расположенных на профиле, включает газоконденсатно-нефтяные месторождения Умид, Крук и Южный Кемачи, имеющие подгазовые нефтяные подушки разной толщины и неодинаковый состав газообразных и жидких УВ при близких термобарических условиях (см. рис.1). Так, на месторождении Крук величина qп достигает 250 см³/м³ при плотности конденсата 0,71 г/см³, в то время как на двух других месторождениях величина этих параметров составляет 69 см³/м³, 0,783 г/см³ (Умид) и 57 см³/м³, 0,777 г/см³ (Южный Кемачи). Соответственно отношение ароматических УВ к метановым в конденсатах (фракция н.к. - 200 ^оС) составляет 0,6; 0,17 и 0,55.

Наблюдаемая хаотичность в распределении различных параметров этих скоплений представляется кажущейся. Исходное соотношение свободных газообразных и жидких УВ на месторождении Умид составляет 3500 м³ свободного газа на каждый кубический метр стабильной нефти, на Южном Кемачи - 2500 м³/м³ и только на месторождении Круг резко снижается до 50 м³/м³. Другими словами, при прочих близких начальных параметрах этих залежей (начальный состав УВ, термобарический режим, литология вмещающих отложений) только величина ГФисх обусловила в них такое распределение фаз и свойства флюидов.

Аналогичные факты по Амударьинскому и другим нефтегазоносным регионам с преимущественным развитием одно-залежных УВГЖС в карбонатных породах, перекрытых мощным солевым флюидоупором (Прикаспийский НГБ и др.), могут быть логично объяснены, исходя из концепции формирования вторичных газоконденсатных скоплений [З]. Вероятно, сложившийся в каждой конкретной ловушке фазовый состав углеводородных флюидов зависел от количества аккумулированной нефти, объема проникшего сжатого газа и термобарических условий, при которых происходило их физико-химическое взаимодействие. Сочетание этих факторов определило обстановку, когда на близких глубинах и в одинаковых термобарических условиях в одновозрастной толще пород сформировались нефтяные, нефтегазовые, нефтегазоконденсатные скопления с разнообразными физико-химическими свойствами углеводородных флюидов. Наряду с этим, залежи, расположенные на разных глубинах и существенно различающиеся по термодинамическим параметрам, могут быть не только одинакового фазового состава, но и характеризоваться близкими свойствами газообразных и жидких УВ (Тангикудук, Уртабулак и др.). Гетерогенный состав формации и обилие в ее объеме экранирующих элементов, затрудняющих латеральную миграцию УВ, обусловили возникновение мозаичной картины распределения их фазовых типов по площади региона. Вследствие этого сформировались автономные газожидкостные системы разного фазового состава с различными физико-химическими свойствами составляющих их газообразных и жидких УВ [2].

Установленная автономность УВГЖС в нефтегазопродуктивных карбонатных комплексах, мозаичный характер их пространственного размещения создают основу для решения ряда задач, возникающих при нефтегазопоисковых работах. Среди них - возможность уже на начальном этапе разведочных работ идентифицировать выявленную УВГЖС с вмещающей ловушкой, поскольку высокая степень неоднородности карбонатных резервуаров обусловливает возможность попадания каждой последующей разведочной скважины, заданной в контурах общей ловушки (закартированной по вышележащим отложениям), в другую УВГЖС. Вследствие прихотливого положения рифовых массивов нередко на ранних стадиях и даже после окончания разведки сосредоточенных в них залежей не всегда удавалось определить их единство или разобщенность как газожидкостных систем, поскольку дискретный характер получаемой информации допускает многовариантные возможности ее толкования. Такими примерами являлись разведанные залежи газообразных и жидких УВ на месторождениях Денгизкуль и Северный Денгизкуль, Умид и Восточный Умид, Пирназар и Марковское, Чегара, Западная Чегара и Восточная Чегара и др. (Бухаро-Хивинский регион). В рассматриваемом регионе имелись случаи, когда два близко расположенных рифовых массива, первоначально рассматривающихся как единая ловушка, оказывались содержащими различные залежи, приуроченные к различным ловушкам (Памук, Шады и др.) и наоборот.

Между тем, различные параметры УВГЖС позволяют уже на ранней стадии разведочных работ решить эту задачу. Известно, в частности, что все многокомпонентные пластовые углеводородные газожидкостные системы по своему фазовому состоянию разделяются на гомогенные и гетерогенные (однофазные и двухфазные). Первые из них, по М.Б. Стендингу (1965), характеризуются плавными изменениями интенсивных параметров, не зависящих от количества вещества (плотность, температура, вязкость и др.). Гетерогенные системы состоят из двух гомогенных частей, и на поверхности раздела между ними происходит скачкообразное изменение интенсивных параметров. Очевидно, что в этом случае имеются в виду двухфазные УВГЖС, имеющие газовую (газоконденсатную) часть и нефтяную. Вместе с тем, это определение справедливо и для нескольких гомогенных и гетерогенных автономных УВГЖС, изолированных от остального макромира и не обменивающихся с ним ни веществом, ни энергией.

Таким образом, скачкообразное изменение интенсивных параметров не только между фазами в объеме одной УВГЖС, но и между самими системами свидетельствует об их изолированности или разобщенности. В качестве примеров рассмотрим несколько типичных ситуаций, некоторые - ретроспективно, а другие, на которых разведочные работы еще не закончены, - по состоянию на начало 1992 г.

Месторождения Крук - Западный Крук включают несколько рифовых ловушек. В пределах Крукской площади нефтегазоконденсатная залежь, приуроченная к отложениям позднеюрской карбонатной формации, открыта скв.1 в 1984 г., что послужило основанием для предположения о наличии единой ловушки, объединяющей Крукский и Западно-Крукский рифовые массивы. На последнем из них газоконденсатно-нефтяная залежь была обнаружена несколько позднее (1986 г.) и также первой скважиной.

Разведочные работы на месторождении Крук были закончены в 1986 г., на месторождении Крук они продолжались до конца 1989 г., причем только бурение скв. 12 на последнем из них (начата 21.06.1989 г. и закончена строительством 03.11.1989 г.), предназначенной для определения наличия (отсутствия) гидродинамической связи между указанными месторождениями, позволила установить их разобщенность по геолого-геофизическим данным.

Между тем, уже после получения первого притока пластового газа в скв. 1 Западный Крук в начале 1986 г. стало очевидно, что выявлена другая УВГЖС, существенно отличающаяся по всем параметрам системы и физико-химическим свойствам газообразных и жидких УВ от месторождения Крук. Последующие газоконденсатные, сероводородные и нефтяные исследования в скв. 1,2,3,6,7,8,10 полностью подтвердили это предположение. Более того, по материалам этих работ, включая лабораторные исследования, стало ясно, что в пределах месторождения Западный Крук имеются три самостоятельные УВГЖС, сосредоточенные в трех рифовых ловушках. Одна из них охарактеризована в скв. 1,2,3,4,5,7,8,9, другая - в скв. 6, третья - в скв. 10. Первые две по своему фазовому состоянию и составу являются газоконденсатно-нефтяными залежами, а последняя - чисто нефтяной (рис. 2).

Автономность УВГЖС, сосредоточенных в Крукском и Западно-Крукском рифовых массивах, фиксируется по целому ряду параметров. В частности, величина потенциального содержания конденсата в пластовом газе месторождения Крук на порядок превышает величину этого параметра на месторождении Западный Крук, коэффициент С₂Н₆ + в/СН₄ соответственно равен 15 и 9,6%; плотность конденсата - 0,71 и 0,739 г/см³, а концентрация H2S составляет 0,9 и 3,39% (таблица). Резко различаются эти залежи по величине исходного соотношения газообразных и жидких УВ (ГФисх). Подобным образом происходит варьирование различных физико-химических показателей состава газов, конденсатов и нефтей.

Месторождение Шакарбулак выявлено и квалифицировано как нефтегазоконденсатное в скв. 1 (1988 г.) в контурах единой рифовой ловушки, приуроченной к отложениям карбонатной формации позднеюрского возраста и закартированной по нижним ангидритам кимеридж-титона. После получения первых притоков газа и конденсата в скв. 3, расположенной в юго-западной части ловушки, стало ясно, что этой скважиной вскрыта другая залежь. Различный фазовый состав выявленных залежей и разные отметки контактов позволили определить наличие двух самостоятельных УВГЖС (рис. 3). Еще одна самостоятельная газоконденсатно-нефтяная залежь выявлена скв. 4, несмотря на одинаковое положение ВНК в скв. 1 и 4. Об этом свидетельствуют различные параметры их УВГЖС и физико-химические свойства газообразных и жидких УВ (см. таблицу). В частности, давление насыщения пластовой нефти (Pнас) в скв. 4 составляет 37,5 МПа, в то время как в скв. 1 оно равно 24,7 МПа при практически одинаковом Рпл в обеих залежах. Пластовая нефть в них имеет разную газонасыщенность (соответственно 615 и 275 м³/м³), плотность (0,402 и 0,624 г/см³), молекулярную массу (183 и 201), отношение ТУ/СН₄ в нефтерастворенных газах (6,5 и 11%) и др.

Наряду с этим пластовый газ и конденсат в скв. 4 отличаются от пластового газа и конденсата, полученного в скв. 3 при идентичных Рпл и t_пл. Это различие подчеркивается разными значениями ГФисх (2000 м³/м³ - скв. 4, 1200 м³/м³ - скв. 3) и неодинаковой насыщенностью пластового газа высококипящими УВ (разные величины давления начала конденсации - Рн.к.). Следовательно, на современном этапе разведочных работ можно уверенно говорить о наличии в пределах месторождения Шакарбулак, по меньшей мере, трех автономных УВГЖС, сосредоточенных в самостоятельных ловушках и являющихся самостоятельными объектами геологоразведочных работ.

Таким образом, исследование свойств природных углеводородных газожидкостных систем и сопоставление полученных результатов с геолого-геофизической информацией о строении ловушки и вмещающего резервуара создают возможности оптимального размещения разведочных скважин, достоверного планирования прироста запасов газообразных и жидких УВ, разработки доверительной модели месторождения на этапе его окончательной геолого-экономической оценки. В конечном результате - это рациональная технологическая схема разработки разведанной углеводородной газожидкостной системы, полнота извлечения полезных ископаемых.

1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. - М.: Недра, 1986.
2. Корсунь В.В., Кушниров В.В. Связь фазового состава залежей с типами ловушек в верхнеюрских отложениях Юго-Западного Узбекистана//Геология нефти и газа. -1986. - № 7. - С. 52-57.
3. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах. - Ташкент: ФАН, 1987.

Features of hydrocarbon gas-liquid systems (HCGLS) formation are regarded for compound carbonaceous oil and gas productive complexes, mozaic pattern in their location is shown. Isolated position of HCGLS in carbonaceous complexes of different oil and gas bearing regions and their formation under their own thermal-dynamic regime form the base for resolving of some practical problems, arising during oil and gas prospecting works.

1 - газоконденсатная часть залежи; 2 - нефтяная часть залежи; 3 - верхнеюрские соли; 4 - верхнеюрские ангидриты; 5 - нефтепроявления; 6 - пустая структура (биогерм); 7 - известняки; 8 - терригенные отложения; 9 –песчаники

Усл. обозначения см. на рис. 1

Усл. обозначения см. на рис. 1