На севере Западной Сибири наиболее благоприятные условия для генерации, миграции и аккумуляции газа, газоконденсата и нефти существуют в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской НГО. В этих районах развит меловой (неоком-сеноманский) комплекс мощностью до 2000 м, с которым связана основная часть газовых и газоконденсатных ресурсов Западной Сибири. Газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками залежи приурочены к отложениям апта и неокома под субрегиональными и зональными покрышками. Газоконденсатные пласты выявлены также в ачимовской толще и в юрских отложениях. Залежи нефти, незначительные по размерам, содержатся в юрском комплексе в пределах васюганской, баженовской и тюменской свит, единичная газоконденсатная – в палеозое на Новопортовском месторождении.

В неокомском нефтегазоносном комплексе распространены газоконденсатные, газоконденсатные с нефтяной оторочкой и единичные нефтяные залежи. Содержание конденсата в газах увеличивается с глубиной от 75 до 106–550 см³/м³ и выше, оставаясь максимальным в зоне конденсатсодержащих газовых залежей с нефтяными оторочками (р_пл=26-31 МПа, t_пл=75-98°С, Н=2,5–3,3 км). Конденсаты неокома по характеру УВ метановые и метано-нафтеновые.

Как известно, конденсаты и нефти могут быть нескольких типов: первичные, вторичные, вторично-миграционные и деструкционные. Появление вторичных конденсатов в зоне слабого и умеренного мезокатагенеза связано с процессами фазовой дифференциации в залежах и вторично-миграционными в составе газоконденсатных систем. Смешанный генезис нефтяных оторочек возможен за счет выпадения нефтей из насыщенного газоконденсатного раствора при переходе его в зону пониженных температур и давлений. Тип оторочек тесно взаимосвязан с условиями формирования газоконденсатных залежей (табл 1).

Остаточный тип нефтяных оторочек образуется в результате перехода части бензино-керосиновых фракций нефти в газовый раствор. Такой тип оторочек, по И.С. Старобинцу, образуется как на путях миграции при динамическом массообмене между нефтью и газоконденсатной смесью при заполнении ловушек, так и при повышенных давлениях в существующих ловушках (за счет погружения территории, притока дополнительного газа). Эти нефти могут иметь большое сходство с нефтями чисто нефтяных залежей в регионе, но отличаются от них пониженным выходом фракций н. к. – 200 °С.

Оторочки смешанного типа образуются при снижении пластовых давлений и выпадении дополнительных порций жидкой фазы из насыщенного ГК-раствора вследствие подъема территории или ухода части газа по тектоническим нарушениям.

Нефтяные оторочки деструкционного типа, описанные И.С. Старобинцем на месторождении Чемхала в Ферганской впадине, на глубине 4700 м характеризуются повышенным содержанием аренов и повышенной смолистостью.

Помимо параметров, приведенных выше (см табл 1), автор считает необходимым использовать ряд дополнительных характеристик, позволяющих более тонко дифференцировать тип флюида и степень их смешения. К таким параметрам, помимо плотности, отнесены молекулярный вес, выход фракций н. к.– 150°С и процентное содержание на нефть и конденсат S УВ C₅–C₈, состав нормальных алканов, максимум в распределении нормальных алканов, отношение изопреноидов(Si-C₁₁-i-C₁₈)/(Si-C₁₉-i-C₂₀) наличие или отсутствие бициклической ароматики в составе флюида Остановимся более подробно на некоторых из этих показателей. Так, в конденсатах, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в газах, выход SУВ C₅–С₈ равен 40,4–58 % (на конденсат), в составе нормальных алканов отмечен сравнительно узкий спектр компонентов (от н-C₅ до n-C₁₅-n-C₂₂) и максимум в распределении n-алканов падает на n-C₅–n-C₉. В конденсатах, по сравнению с нефтями, отмечаются более высокие отношения (Si-C₁₃-i-C₁₈)/(Sn-C₁₉-n-C₂₀) (в конденсатах 4,7–7,5, в нефтях 1,5–1,6). По данным инфракрасной спектрометрии, в них отсутствует бициклическая ароматика, обнаруженная в нефтях.

По мере перехода от конденсатов к нефтям конденсатного, смешанного и остаточного типов расширяется спектр нормальных алканов и изменяется характер их распределения. Так, максимум в распределении нормальных алканов в нефтях остаточного типа приходится на высокомолекулярную их часть (n-C₂₀–n-C₂₄), в нефтях смешанного типа двойной максимум – на низкомолекулярную часть (n-С₉–n-С₁₁) и на более высокомолекулярную (n-C₁₅–n-С₁₇ или n-C₂₀–n-C₂₁) в зависимости от степени смешения флюидов. При этом также повышаются плотность нефти, молекулярный вес и снижается выход фракций н. к. – 150 °С. Плотность нефти, главным образом, связана с содержанием фракций н. к. – 200 °С, смолистостью и концентрацией твердых парафинов. Соответственно самые высокие содержания фракций н.к. – 200 °С (37–65 %) в нефтях конденсатного типа, а самые низкие (<20 %) – в нефтях оста точного типа. Нефти конденсатного типа отличаются самой низкой парафинистостью (<0,5 %), а нефти остаточного типа – самой высокой (в среднем 6–7 %).

Одним из важных показателей для дифференциации нефтей остаточного, смешанного и конденсатного типов и их отличий от чистых газоконденсатов является сум марное содержание УВ фракций S C₅–С₈ (н.к.–125 °С) в нефтях и конденсатах. Так, в нефтях остаточного типа S УВ C₅–С₈ (% на нефть) составляет <10 % (в среднем 4–6), в нефтях смешанного, преимущественно конденсатного, типа – 18–24, в конденсатах с примесью нефти – 20–40, в чистых конденсатах – 40–58.

На севере Западной Сибири имеется несколько типов нефтей. Нефти чисто нефтяных залежей имеют температуру начала кипения 60–66 °С, выход фракций до 150° – 16,5–26 %, до 200° – 28–35, до 300° – 35–61, остаток после 300° – 39–50. Плотность нефтей – 0,830– 0,838 г/см³, выход твердых парафинов – 2,45–3,36 %, смол – 3,13–4,36. Молекулярный вес нефтей – 184–192. Максимум в распределении нормальных алканов – на n-С₁₉–n-С₂₁.

Большинство нефтей из нефтяных оторочек и частично из газонасыщенной части (остаточная нефтенасыщенность) газоконденсатнонефтяных залежей имеют н. к. 90– 116 °С, пониженный выход фракций до 150° (<10), до 200° (<20), до 300° (<50 %). В этих нефтях отмечаются повышенные содержания твердых парафинов (5,5–9,3 %). Молекулярный вес нефтей 205–231, максимум в распределении нормальных алканов – на n-C₂₁–n-С₂₃.

В то же время ряд нефтей из верхних частей оторочек и из газоносной части (остаточная нефтенасыщенность) газоконденсатнонефтяных залежей по своим геохимическим характеристикам являются переходными от чистых конденсатов к первичным нефтям из нефтяных оторочек. В этих нефтях н. к.– 46–95 ºС, плотность – 0,786– 0,836 г/см³, выход фракций до 150° – 12–48, до 200° – 24–60, до 300° – 51–84 %. Концентрация твердых парафинов в нефтях – 1,5–6,10 %, максимум в распределении нормальных алканов в самых легких нефтях приходится на n-C₉– n-С₁₂, в более тяжелых – двойной максимум в распределении нормальных алканов – на n-С₉–n-С₁₂, на n-С₁₅–n-С₁₇ и n-С₂₀–n-С₂₁.

В пределах неокомских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками на Уренгойском, Новопортовском и других месторождениях автором выделены следующие типы УВ-флюидов: газоконденсаты; газоконденсаты с примесью нефти; нефти смешанного, преимущественно конденсатного типа; нефти смешанного, преимущественно остаточного типа; нефти остаточного типа (табл. 2).

Остаточный тип – это первичный тип нефти, где потеряна часть легких УВ за счет перехода их в газовый раствор при длительном контакте нефти и газа в ловушках в условиях многостадийного формирования месторождений. Нефти смешанного типа (остаточные + конденсатные) содержат определенную долю жидкой фазы конденсационного генезиса, выпавшей из газового раствора в период резкого воздымания территории в олигоцене и соответственно перехода залежей в зону более низких температур и давлений. В зависимости от доли жидкой фазы конденсационного генезиса меняются геохимические параметры нефтей. Нефти чисто конденсационного генезиса очень редки. В целом состав нефтей, как заключенных внутри нефтяных оторочек, так и размазанных или находящихся в виде “целиков” внутри контура газоносности, зависит от исходного типа нефти; процессов фазовой дифференциации в залежах и вторичного выпадения конденсата в жидкую фазу после подъема территории и смешения его с первичной, остаточной, нефтью, находящейся в пределах залежи в различных ее частях.

Нефти остаточного типа встречаются обычно в пределах нефтяных оторочек в виде “целиков” в газоносной части залежей. В контуре газоносности, помимо чистых, содержатся газоконденсаты с примесью легкой нефти и нефти смешанного типа. В ряде случаев (например, пласты БУ₁₂ и БУ₁₄ Уренгойского месторождения) нефти смешанные занимают большую часть объема нефтяных оторочек, а нефти остаточного типа приурочены к подошве нефтяных оторочек вблизи зоны ВНК.

Для уточнения генезиса конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пластовых условиях, были изучены n-гексан/n-гептан, изо-гексаны/n-гексан, метилциклопентан/циклогексан, изогексаны/циклопарафины С₆ и гомологические ряды алканов в узких фракциях С₇ и С₈ и циклопентанов С₇ в конденсатах и нефтях различного типа. В тех случаях, когда конденсаты и нефти единого генезиса, указанные отношения в конденсатах, находящихся в газовом растворе или выпавших в жидкую фазу, выше, чем в нефтях остаточного типа (табл. 3). Идентичные гомологические ряды алканов С₇ и С₈ и циклопентанов С₇ свидетельствуют о едином источнике УВ этих флюидов. Изучение этих параметров показало единый генезис нефтей и конденсатов, выпавших в жидкую фазу, а также нефтей и подавляющей части конденсатов, находящихся в газовом растворе в пределах Уренгойского, Новопортовского, Заполярного и ряда других месторождений.

Рассмотрим для примера характер распределения конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пластах БУ₈, БУ₉, БУ_10-11, БУ₁₄ Уренгойского месторождения.

В пласте БУ₈ в кольцевой нефтяной оторочке выделена “первичная” нефть остаточного типа, внутри контура газоносности – остаточные и смешанные преимущественно конденсатного типа. Нефти остаточного типа в виде целиков и линз оттеснены к подошве газоносной части залежи, хотя в размазанном виде отмечаются по всему пласту. При смешении с выпавшим конденсатом образуются нефти смешанные (остаточные + конденсатные) преимущественно конденсационного генезиса (при испытании легкие нефти), составляющие переходную зону в несколько метров на уровне ГНК (2–3 м выше и ниже). Конденсаты с примесью легких нефтей фиксируются на расстоянии 15–20 м (в единичном случае 30 м) выше контура ГНК. В верхней части при испытании получен газоконденсат.

В кольцевой оторочке пласта БУ₉ отмечена нефть остаточного типа. В газоносной части залежи линзы и “целики” нефти приурочены к нижней, подошвенной, ее части. Мощность этих линз несколько метров. Генезис нефти в них различный (остаточный + смешанный, преимущественно конденсатный). Конденсаты с примесью легкой нефти фиксируются на расстоянии 15–20 м (в единичном случае 30 м) выше контура ГНК. В верхней части залежи при испытании получен только газоконденсат.

В скважинах, пробуренных в нефтяной оторочке пласта БУ_10-11, присутствует “первичная” остаточная нефть. Внутри контура газоносности на абсолютных отметках ниже ГНК при испытаниях также получена только нефть. Наличие нефти остаточного типа в подошвенной части пласта по всей площади залежи и получение притоков пластовой воды на уровне ГНК связаны с тем, что оторочка не кольцевая, а сплошная подошвенная и соответственно количество нефти в пластах БУ_10-11 больше, чем предполагалось изначально. Нефти легкие, смешанные, преимущественно конденсатного типа получены при испытаниях в верхней части нефтяной оторочки (в зоне ГНК) и выше уровня ГНК (до 5–8 м, в единичном случае до 30 м). Конденсаты с примесью нефти получены при испытаниях до 50 м выше уровня ГНК. В верхней части залежи содержится газоконденсат без примеси нефти.

В пласте БУ₁₄ нефти смешанного, преимущественно остаточного, типа присутствуют в пределах основного объема нефтяной оторочки, приуроченной к восточной части центральной зоны поднятий. В зоне ГНК и вблизи (5–6 м выше) в отдельных скважинах получены легкие нефти смешанного, преимущественно конденсатного, типа.

Соответственно нам представляется наиболее вероятной следующая многостадийная модель формирования неокомских газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Ведущим является процесс преобразования нефтяных палеозалежей в газоконденсатные с нефтяной оторочкой в результате вторичного поступления газа в ловушки, частично заполненные нефтью, оттеснения нефти в нижнюю часть залежи и частичного размазывания ее по контуру газоносности (остаточная нефтенасыщенность), растворения части нефти в газе и перехода более подвижных ее фракций (в основном н.к. – 200 °С) в газовую фазу. После подъема территории и снижения t и р происходит вторичное выпадение конденсата в жидкую фазу и смешение его с остаточной нефтью в газоносной части пластов или в верхней части нефтяных оторочек.

Следует отметить, что согласно детальному геолого-геохимическому изучению типов нефтей и конденсатов в залежах предлагаемая модель подтверждается в пределах Уренгойского, Енъяхинского, Песцового, Новопортовского, Заполярного, Восточно-Таркосалинского, Усть-Часельского месторождений.

Таким образом, нефтегазоконденсатные залежи на севере Западной Сибири содержат в газоконденсатной части, помимо остаточной нефти, и конденсат, выпавший в жидкую фазу после подъема территории в олигоцене из насыщенных газоконденсатных растворов. Конденсат этот, смешиваясь в различных пропорциях с остаточной нефтью, скапливался в нижних частях ловушек, где формировал в верхней части нефтяных оторочек и выше уровня ГНК зону почти чисто конденсатной или смешанной нефти, плотность которой, УВ-состав и другие геохимические показатели оказались промежуточными между чистым конденсатом и нефтью оторочек. Следует отметить, что скопления жидкой нефти выше зоны ГНК носят линзовидный характер из-за сложности строения вмещающего коллектора. В результате действия сил гравитации скопления эти в большем объеме приурочены к нижней части газоконденсатной залежи, в результате чего при испытаниях в ряде скважин получают легкую нефть выше уровня ГНК: например, в пласте БУ_10-11 Уренгойского месторождения в скв. 232 (2769–2774 м), скв 202 (2772–2776 м), скв. 117 (2778– 2780 м), скв. 58 (2762–2784 м) и ряде других скважин при абсолютной отметке ГНК – 2780 м.

Таблица 1 Состав и свойства нефтей различных типов нефтяных оторочек газоконденсатных залежей

Отношения между индивидуальными углеводородами бензиновой фракции конденсатов и нефтей пластов БУ₈⁰ – БУ₁₄ Уренгойского месторождения