О.Л. Нечаева, Э.М. Грайзер (ВНИГНИ)

В 70-80-е гг. предположения об ожидаемом составе нефтей подсолевых отложений Прикаспия высказывались в работах ряда авторов. Для прогнозирования состава нефтей использовались геотектонические (Соболев B.C., 1975), термобарические, гидрогеологические и литофациальные (Серебряков О.И., 1976) критерии, а также информация о составе и степени превращенности ОВ (Азнабаев Э.К., 1978). Наиболее детально вопросы прогнозирования состава нефтей Прикаспийского региона разрабатывались во ВНИГНИ Т.А. Ботневой и др. (Грайзер Э.М., 1982; [1-3]). Этими исследователями прогнозирование состава нефтей осуществлялось исходя из результатов генетической типизации нефтей, геохимической зональности и взаимосвязи состава нефтей с условиями залегания. Использовались выявленные в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП закономерное утяжеление нефтей, увеличение их смолистости, уменьшение содержания бензиновой фракции и степени ее метанизации к окраинным частям впадины. Это объяснялось миграцией УВ в том же направлении и формированием их залежей по принципу дифференциального улавливания.

Все названные работы были посвящены лишь прогнозированию состава нефтей и базировались на ограниченном фактическом материале. Из-за отсутствия необходимой информации по конденсатам Прикаспийской НГП прогнозирование их состава в те годы не проводилось. В рассматриваемом регионе оно впервые было осуществлено для среднекаменноугольно-нижнепермского нефтегазоносного комплекса (НГК) авторами статьи совместно с Т.А. Ботневой в 1988 г. (Ботнева Т.А., Нечаева О.Л., Грайзер Э.М., 1988). В основу прогнозирования конденсатов были положены выявленные в названных отложениях Прикаспия закономерности изменения их свойств и состава под влиянием термобарических факторов.

Полученные в последние годы новые аналитические и геологические данные и методические приемы позволили уточнитв и детализировать ранее проведенную генетическую типизацию УВ-флюидов (Нечаева О.Л., Ботнева Т.А., Грайзер Э.М., 1998) и на ее основе заново провести прогнозирование и оценку преобладающих свойств и состава нефтей и конденсатов в различных зонах нефтегазонакопления (ЗНГН) подсолевого комплекса Прикаспийской НГП (рисунок).

Т.А. Ботневой и др. [1] в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП было выделено три генетических типа нефтей: девонский, каменноугольный и пермский. Однако в результате исследований последних лет и применения комплекса большого числа различных генетических показателей, включающего информацию о соотношении концентраций индивидуальных н-алканов и изопреноидов,стерановых и тритерпановых УВ, содержании ароматических УВ, порфиринов и др., в подсолевом комплексе в настоящее время авторами выделяются средне-верхнедевонский, нижне-среднекаменноугольный, нижнепермский, а на восточном борту впадины – и средне-верхнекаменноугольный генетические типы нефтей. Кроме того, детальные исследования нефтей и конденсатов убедили авторов статьи в том, что УВ-флюиды подсолевых отложений отдельных ЗНГН Прикаспия также являются генетически самостоятельными.

В нижне-среднекаменноугольном НГК залежи нефтей и конденсатов приурочены к восточному, юго-восточному и южному бортам впадины. Промышленная нефтегазоносность среднекаменноугольно-нижнепермского НГК выявлена практически по всему периметру впадины: в западной, северо-западной, северной, северо-восточной и восточной бортовых частях.

В западной и северо-западной частях бортовой зоны Прикаспия в Лободинско-Комсомольской и Краснокутско-Липовской ЗНГН ъ нижнепермских отложениях встречены небольшие газоконденсатные залежи, иногда с нефтяными оторочками (Солдатско-Степновская, Карпенская, Краснокутская и другие площади). Нефть Краснокутской площади тяжелая (0,894 г/см³), смолистая (18,8 %), сернистая (1,23 %).

На неразведанной территории этой зоны в тех же отложениях при тех же геологических условиях, что и на Краснокутской площади, также могут быть обнаружены нефти плотностью 0,880-0,900 г/см³, по составу близкие к вышеописанным: 10-20 % смол, > 1 % серы.

Изученные конденсаты нижнепермских отложений очень легкие (0,680-0,750 г/см³). Они приурочены к приграничным территориям Прикаспийской НГП, где пластовые температуры составляют < 50 °С, пластовые давления < 23 МПа. Исходя из выявленных закономерностей увеличения плотности конденсатов с ужесточением термобарических условий предполагается, что по направлению к центру Прикаспийской впадины, в районах рассматриваемой ЗНГН, где пластовые температуры превысят указанные выше значения, возможно обнаружение утяжеленных (0,750-0,800 г/см³) конденсатов с содержанием серы до 0,5 %, твердых парафинов до 1,5 %.

В нижне-среднекаменноугольных отложениях в связи с ужесточением термобарических условий по сравнению с нижнепермским комплексом (температуры > 70 °С, давления > 35 МПа) можно прогнозировать нефти средней плотности и легкие (< 0,880 г/см³), утяжеленные и тяжелые конденсаты, плотность которых превысит 0,750 г/см³, а в более погруженных районах – 0,800 г/см³.

На севере Прикаспийской впадины в Тепловско-Токаревской и Бородинской ЗНГН в рифогенных нижнепермских ловушках также выявлены газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. Нефти сакмаро-ассельско-артинских отложений легкие (0,828-0,840 г/см³), с высоким содержанием бензинов (20-46 %), малопарафинистые и парафинистые (1,27-3,27 % твердых парафинов), малосмоли-стые (1,3-6,8 %). По составу бензиновой фракции они метанонафтеновые.

Конденсаты тех же залежей в основном (89 % запасов конденсатов рассматриваемых отложений данной ЗНГН) утяжеленные (0,752-0,801 г/см³), средней для конденсатов сернистости (0,20-0,44 %). Большая часть конденсатов (70 % запасов конденсатов данного НГК Тепловско-Токаревской ЗНГН) характеризуется высоким выходом бензинов (72-92 %) и высоким и средним для конденсатов содержанием твердых парафинов (0,7-1,5 %). В остальных конденсатах рассматриваемой ЗНГН отмечены средний выход бензинов (38-68 %) и высокие для конденсатов концентрации твердых парафинов (2,8-3,7 %).

В той части рассматриваемых зон, где еще не открыты залежи нефти и газа, в среднекаменноугольно-нижнепермском НГК в сходных с изученной частью зоны термобарических условиях (температуры – 50-75 °С и давления - 25-37 МПа) прогнозируются конденсаты плотностью ~0,800 г/см³, со средним содержанием бензинов (50-75 %) и концентрациями серы 0,1-0,5 %, твердых парафинов до 1,5 %. На той же территории ожидаются легкие (< 0,850 г/см³), парафинистые (1,5-6,0 % твердых парафинов), малосмолистые (< 10 %) нефти.

В нижне-среднекаменноугольном НГК при более высоких, чем в среднекаменноугольно-нижнепермском НГК, пластовых температурах и давлениях прогнозируются тяжелые конденсаты плотностью > 0,800 г/см³, с низким выходом бензина (< 50 %) и легкие нефти плотностью < 0,850 г/см³.

На севере-востоке Прикаспийской впадины в Карачаганак-Кобландинской ЗНГН в карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложениях открыта газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой (Карачаганакское месторождение). Нефти нефтяной оторочки этой залежи (башкирские отложения) легкие (0,837-0,850 г/см³), с высоким содержанием бензинов (28-38 %), сернистые (0,85 %), парафинистые (4,5 % твердых парафинов), малосмолистые (7-9 %). По групповому составу бензинов нефти метановые. Конденсаты башкирско-нижнепермской залежи, залегающие в заметно изменяющихся по разрезу пластовых условиях (температуры колеблются в пределах 65-85 °С, давления - 48-60 МПа), характеризуются значительными изменениями свойств и состава. К примеру, их плотность варьирует от 0,776 до 0,820 г/см³, но преобладают (79 % запасов конденсата залежи) конденсаты тяжелые (> 0,800 г/см³), с содержанием серы 0,5-0,7 %, твердых парафинов 2,2-3,3 %, с низким выходом бензинов (37-55 %). Большая часть этих конденсатов (89 % запасов конденсатов залежи) характеризуется низким и средним (34-60 %) содержанием метановых УВ в бензинах.

Лишь в верхней части залежи в сравнительно более мягких термобарических условиях (температуры – 65-75 °С, давления - 48-55 МПа) встречены утяжеленные (0,776-0,800 г/см³) конденсаты с содержанием серы 0,4-0,7 % и средним для конденсатов выходом бензинов (49-60 %), в которых метановых УВ < 50 %.

В неразведанной части Карачаганак-Кобландинской ЗНГН, где в среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях пластовые условия близки к условиям Карачаганакской залежи (температуры – 70-85 °С, давления - 50-60 МПа), прогнозируются аналогично изученным большей частью тяжелые (> 0,800 г/см³), малосернистые и сернистые (< 1,5 %), парафинистые (1,5-6,0 % твердых парафинов) конденсаты с содержанием бензиновых фракций < 60 %. Нефти ожидаются легкие, плотностью менее 0,850 г/см³ с содержанием серы ~1 %.

В нижне-среднекаменноугольных отложениях нефти по свойствам и составу подразделяются на две группы: легкие (0,812-0,850 г/см³), с высоким содержанием бензинов (25-35 %), малосмолистые (0,06-4,40 %) и смолистые (13-16 %), сернистые (0,5-1,2 %), парафинистые (1,39-6,30 % твердых парафинов) и тяжелые (0,870-0,900 г/см³) с невысоким содержанием бензинов (0,5-2,0 %), высокопарафинистые (6-7 % твердых парафинов), с концентрациями серы 0,63-1,10 %, смол – 19-23 %.

Из тех же отложений на площади Кожасай получен приток утяжеленного (0,780 г/см³) конденсата, содержащего 72 % легких фракций, в которых метановые УВ составляют 56 %.

В средне-верхнекаменноугольном НГК практически все нефти (97 % запасов этого НГК) легкие (0,810-0,830 г/см³), малосмолистые (8-10 %), со значительными колебаниями содержаний бензинов (22-33 %), сернистые (0,6 %), в основном парафинистые (3,0-4,5 % твердых парафинов). На малых глубинах (~2 км) в очень незначительных количествах встречены тяжелые (0,880-0,900 г/см³), высокопарафинистые (6-7 % твердых парафинов) нефти.

Конденсаты того же НГК Кенкиякско-Жанажольской ЗНГН утяжеленные (0,760-0,800 г/см³), со средним выходом бензинов (50-72 %). Они содержат серы 0,6 %, твердых парафинов 0,3-3,6 %. В групповом составе бензинов в большинстве конденсатов преобладают метановые УВ.

В нижнепермских отложениях, как и в нижне-среднекаменноугольных, нефти в основном (91 % запасов нефтей данного НГК этой зоны) легкие (0,806-0,850 г/см³), с высоким содержанием бензинов (32-48 %), преимущественно сернистые(0,52-1,42 %) и малосмолистые (5,0-9,2 %). В сравнительно небольших количествах встречены и тяжелые (> 0,880 г/см³), малосернистые (0,28 %), смолистые (15-20 %), практически не содержащие бензинов нефти. Все нефти малопарафинистые (1,1-1,5 % твердых парафинов). По УВ-составу бензинов нефти этого НГК разнообразны: наряду с метановыми есть метанонафтеновые и нафтеноароматические нефти.

В целом по Кенкиякско-Жанажольской ЗНГН среди исследованных нефтей резко преобладают (90 % запасов нефтей зоны) легкие (< 0,850 г/см³), с повышенным содержанием бензинов (25-35 %), малосернистые и сернистые (0,5-1,4 %), малосмолистые (5,0-9,2 %) и парафинистые (1,4-6,0 % твердых парафинов) нефти.

Такие же нефти прогнозируются и в той части зоны, где еще не открыты залежи нефти, а также в Кызылджарской ЗНГН. На восточном склоне Кенкиякско-Жанажольской ЗНГН, где в рассматриваемых отложениях вблизи границ распространения соленосной покрышки можно предполагать существование зоны развития гипергенных процессов, возможно обнаружение тяжелых гипергенно-измененных нефтей плотностью до 0,900 г/см³. Судя по термобарическим условиям в среднекаменноугольно-нижнепермском НГК этой зоны могут быть встречены газоконденсатные залежи с утяжеленными, а в западной части – тяжелыми конденсатами плотностью 0,750-0,800 г/см³ и выше. В нижне-среднекаменноугольных отложениях ожидаются тяжелые (> 0,800 г/см³) конденсаты.

В Акжарско-Каратюбинской ЗНГН в терригенных нижнепермских отложениях встречены лишь нефтяные залежи. Нефти нижнепермских отложений рассматриваемой ЗНГН очень разнообразны. На месторождении Восточной Акжар нефти легкие (0,840-0,850 г/см³), с выходом бензинов 25 %, малосмолистые (9,5 %), малосернистые (0,1-0,2 %), парафинистые (5-6 % твердых парафинов). На площади Каратюбе в юго-восточной части зоны получен приток довольно тяжелой (0,874 г/см³), смолистой (21 %) нефти, с выходом бензинов ~ 20 %, а на площади Курсай – приток очень тяжелой (0,930-0,940 г/см³), не содержащей бензинов, высокосмолистой (30 %), малосернистой (0,47 %) нефти.

На юго-восточном борту Прикаспийской впадины в Каратон-Тенгизской ЗНГН в нижнекаменноугольных отложениях на глубине около 4000 м и более при температурах > 80 °С сосредоточены значительные запасы очень легких (0,800-0,810 г/см³), среднесернистых (0,45-1,00 %), парафинистых (2,9-6,2 % твердых парафинов), малосмолистых (0,74-3,70 %) нефтей с признаками катагенных изменений (месторождения Тенгиз и Королевское). В составе бензиновой фракции преобладающего большинства нефтей доминируют метановые УВ. Лишь на площади Тажигали отмечаются средние по плотности (0,859 г/см³), малосмолистые (9-10 %) нефти. На еще не разведанной части зоны можно прогнозировать очень легкие (0,800-0,820 г/см³), малосернистые и сернистые (< 1 %) нефти.

На площади Биикжал в одноименной ЗНГН с глубины более 5 км из терригенных пород карбона (нижне-среднекаменноугольного НГК) получены притоки средней и тяжелой (0,852-0,879 г/см³), не содержащих бензинов (< 2 %), смолистых (10-17 %), малосернистых (0,28 %), парафинистых (1,0-2,8 % твердых парафинов) нефтей с признаками гипергенных изменений (отсутствие бензинов, повышенное содержание смол и ароматической фракции в бензинах).

В связи с развитием на Биикжальском своде палеогипергенных процессов здесь, как и на других площадях этого свода, ожидаются главным образом тяжелые (> 0,880 г/см³), малосернистые (< 0,5%) нефти. Основываясь на информации о пластовых термобарических условиях (давление ~50 МПа), можно прогнозировать, что на этой территории возможны притоки тяжелых (> 0,800 г/см³) конденсатов.

В Южно-Эмбинской ЗНГН в терригенных нижне-среднекаменноугольных отложениях открыты нефтяные залежи. На месторождении Тортай получен приток утяжеленной (0,850-0,880 г/см³), смолистой (13 %), малосернистой (0,2-0,5 %), в основном малопарафинистой (0,69-1,90 % твердых парафинов) нефти с содержанием бензиновой фракции 12-22 %. Нефть площади Равнинная тяжелая (0,890-0,900 г/см³), высокосмолистая (22 %).

На юге Прикаспийской впадины в Астраханской ЗНГН в известняках башкирского яруса выявлена крупная Астраханская газоконденсатная залежь. Конденсаты тяжелые (0,802-0,811 г/см³), с высоким для конденсатов содержанием серы (1,4 %) и твердых парафинов (> 1,5 %), со средним для конденсатов содержанием бензинов (50-58 %) и метановых УВ в них (47-59 %). В тех же отложениях на неразведанной части Астраханского свода следует также ожидать тяжелые конденсаты, по составу близкие конденсатам Астраханского месторождения. Выявленные закономерности изменения свойств и состава УВ-флюидов позволили осуществить прогноз состава нефтей и конденсатов не только в установленных, но и в предполагаемых ЗНГН. В предполагаемых Ахтубинско-Полласовской, Питерско-Новоузеньской, Алтатинской и Деркульской ЗНГН как в нижнепермских, так и в нижне-среднекаменноугольных отложениях прогнозируются легкие нефти плотностью < 0,850 г/см³ и, исходя из термобарических условий, – преимущественно тяжелые конденсаты плотностью > 0,800 г/см³.

1. Ботнева Т. А. Генетические основы классификации нефтей. – М.: Недра, 1987.
2. Ботнева Т.Д., Шулова Н.С. Геохимические основы прогнозирования состава нефтей Прикаспийской впадины. - М., 1981. - 114 с. - (06-зор/ВИЭМС).
3. Ботнева Т.Д., Шулова Н.С. Прогноз фазового состояния и состава УВ-флюидов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины: Тр. ВНИГНИ. – М., 1984 - С. 130-139.

СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗНГН ПРИКАСПИЙСКОЙ НГП (по Б.А. Соловьеву)

Границы: 1 – Прикаспийской НГП, 2 – НГО; 3 – изогипса кровли подсолевых отложений, км; зоны нефтегазонакопления: 4 – выявленные, 5 – прогнозируемые; 6 – месторождения: а – нефтяные, б – газовые, в – нефтегазовые