Правильное определение фазового состояния УВ в пласте позволяет наиболее достоверно определить энергетическую ценность залежей и может существенно изменить методику разведки и разработки залежи.

По общепринятым представлениям УВ-залежи классифицируются по трем основным типам – нефтяные, газоконденсатные и газовые. Газоконденсатная залежь представляет собой скопление УВ, в котором при существующих термобарических условиях бензиново-керосиновые и даже более высококипящие фракции находятся в парообразном состоянии. При изотермическом снижении давления происходит явление обратной конденсации, когда часть УВ переходит в жидкое состояние – конденсат. Дальнейшее снижение пластового давления приводит к усилению процесса фазовых превращений, выделению из состава газовой фазы основной массы высококипящих УВ.

Формирование и существование газоконденсатных залежей обусловлено термодинамическими и геолого-геохимическими условиями недр: высокими значениями давления и температуры, определенными соотношениями газовой и жидкой фаз, литологическим типом породы, гидрохимическим обликом подземных вод. По механизму образования жидкой фазы газоконденсаты делятся на два типа – первичные, сформированные на больших глубинах в зоне глубокого катагенеза, и вторичные, образующиеся в коллекторах залежей за счет ретроградного испарения легких УВ нефтей.

Основные закономерности растворимости жидких УВ в газах описаны в работах А.С.Великовского, Т.П.Жузе, О.Л.Нечаевой, Я.Д.Саввиной, В.П.Савченко, В.С.Соболева, И.С.Старобинца, Г.С.Степанова, В.А.Чахмахчева, В.К.Шиманского, Г.Н.Юшкевича, З.В.Якубсон и др.

Рассмотрим проблему диагностики фазового состояния УВ-флюидов на севере Пермского края, где распространены и прогнозируются нефти легкие и средней плотности с повышенным газосодержанием (Коблова А.З. и др., 1989; Фрик М.Г., Титова Г.И., 2003; Сиротенко О.И. и др., 2005). Березниковское рифогенное палеоплато позднефранско-турнейского возраста, приуроченное к территории Соликамской депрессии Предуральского прогиба, – перспективный район поисков залежей УВ в девон-турнейском карбонатном и вышележащих визейском терригенном, визейско-башкирском карбонатном и нижнепермском комплексах отложений (Благиных Л.Л., Жуков Ю.А., 1999; Мерсон М.Э. и др., 2004; Проворов В.М. и др., 2005).

Рис. 1. ОТНОШЕНИЯ ИЗОПРЕНОИДНЫХ И НОРМАЛЬНЫХ АЛКАНОВ (С12+) В НЕФТЯХ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ КАК ПОКАЗАТЕЛИ ТИПА ФЛЮИДОВ Возраст: 1 – C1ok-C2b, 2 – С1v, 3 – D2fm-C1t; месторождения: 1 – им. Архангельского, 2 – Верх-Шомашское, 3 – Гежское, 4 – Логовское, 5 – Маговское, 6 – Озерное, 7 – Сибирское, 8 – Сурсайское, 9 – Уньвинское, 10 – Усть-Долгинское, 11 – Цепельское, 12 – Чашкинское, 13 – Чердынское, 14 – Юрчукское

В условиях Соликамской депрессии при градациях катагенеза потенциальных нефтематеринских толщ девона и карбона не более МК₃ на глубине < 2 км в диапазоне пластовых температур 18-40 ^oС и давлений 10-25 МПа наиболее вероятны вторичные газоконденсатные системы. Совокупность геохимических показателей по распределению низкокипящих и высокомолекулярных УВ позволяет реконструировать фазово-ретроградные процессы и уточнить фазовое состояние залежи [1-5].

По соотношениям изопреноидных и нормальных алканов С₁₂-С₃₄ масляных фракций нефтей установлено следующее (рис. 1).

Зависимость между коэффициентами i-C₁₉/n-С₁₇ и i-C₂₀/n-С₁₈, позволяющая определить преобладающий тип исходного ОВ (Connan J., Cassou A.M., 1980), свидетельствует об однотипности нефтей палеоплато, гумусово-сапропелевом характере исходного ОВ (i-C₁₉/ n-С₁₇ » i-C₂₀/n-С₁₈, см. рис. 1, А), а также о том, что все УВ-системы относятся к зоне генерации нефтей умеренной (III) и низкой (IV) зрелости, а не конденсатов (I, II).

На графике отношений пристан/фитан – К_i (см. рис. 1, Б) проиллюстрирована принадлежность большинства флюидов изучаемого района к нефтям зоны умеренного катагенеза [2]. Лишь некоторые УВ-системы (Маговское, Сибирское месторождения) испытали фазово-ретроградные процессы.

Сопоставление отношений n-C₁₃/n-C₁₈ и i-C_19´ ´n-C₁₇/i-C₂₀ ´n-C₁₈ (по [1], рис. 1, В) приводит к выводу о том, что некоторые залежи относятся к конденсатам. Примечательно, что среди таких систем отмечены как особо легкие по плотности нефти (r £ 0,78 г/см³) – башкирская и фаменская залежи Маговского месторождения, так и нефти со средней плотностью (r £  0,85 г/см³) – визейская и девон-турнейская залежи Сибирского месторождения.

Информативным объектом для прогнозирования фазового состояния залежи являются УВ бензиновой фракции. Среди отношений, позволяющих дифференцировать УВ-системы разных типов, наиболее показательны: арены/алканы, цикланы/алканы, циклогексановые/циклопентановые, алканы/изоалканы, бензол/гексан, толуол/н-гептан, циклогексан/н-гексан, циклогексан/метилциклопентан (рис. 2).

Рис. 2. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СОСТАВУ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ (С5-С9) НЕФТЕЙ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ Залежи: H – нефтяные, ГК – газоконденсатные, НГК – нефтегазоконденсатные; усл. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1

Численные значения отношений сравнивались со значениями, установленными В.А.Чахмахчевым и другими для разных типов залежей с учетом стадии катагенеза и исходного ОВ (1983-2003). Большинство изученных объектов по УВ-критериям попадает в область нефтяных и вторичных газоконденсатонефтяных систем (окско-башкирские, визейские и фамен-турнейские отложения Маговского, Озерного, Уньвинского и Юрчукского месторождений). К аналогичному выводу приводит и сопоставление суммарного содержания н-алканов С₅-С₉ во фракции с плотностью нефти (Фрик М.Г., Коблова А.З., 1985).

По выбранным параметрам выделяются флюиды визейских отложений Сурсайского и Сибирского месторождений, окско-башкирские и фаменско-турнейские залежи Гежского месторождения, попадающие в переходную область от нефтяных и вторичных газоконденсатных систем к первичным газоконденсатам. Нефти из скв. Колвинская-131 и скв. 132 Верхне-Шомашского месторождения по выбранным критериям также отнесены к нефтегазоконденсатам. Особо выделяются значения для Сурсайского месторождения (приуроченного к передовым складкам Урала северо-восточнее Соликамской депрессии), лежащие в области первичных газоконденсатов.

Изучение отношений компонентов попутных газов также позволяет оценивать фазовое состояние УВ в залежи. Авторы статьи использовали способ ориентировочной оценки фазового состояния УВ и типа залежи по отношениям, предложенным И.В.Старосельским (таблица).

В качестве вспомогательного применен параметр изобутан/н-бутан. При его значении < 0,8 залежь может быть нефтяной или газоконденсатной с нефтяной оторочкой; значения > 0,8 характерны для газовых залежей (Старобинец И.С., 1986). В зависимости от того, в какой области значений находится большинство параметров для каждого рассматриваемого объекта, залежь была отнесена к нефтяной, газоконденсатной или нефтегазоконденсатной.

Рис. 3. ОЦЕНКА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ В ЗАЛЕЖАХ ПО СООТНОШЕНИЯМ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПЕРМСКОГО КРАЯ Залежи: 1 – нефтяные, 2 – нефтегазоконденсатные, газоконденсатные; остальные усл. обозначения и номера месторождений см. на рис. 1

На рис. 3 приведены данные, охватывающие состав УВ попутных нефтяных газов (от метана до пентана). Как следует из анализа информации, примерно половина залежей относится к нефтегазоконденсатным (окско-башкирские, визейские и фамен-турнейские отложения Маговского, Цепельского, а также Озерного, Уньвинского, Чердынского месторождений). Наличие значительного числа нефтегазоконденсатных залежей на изучаемой территории является весьма благоприятным фактором с точки зрения практической ценности УВ-сырья.

Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА СЕВЕРО-ВОСТОКЕ ПЕРМСКОГО КРАЯ 1 – границы тектонических структур; 2 – нефтегазоносные комплексы; фазовое состояние УВ: 3 – по С1-С5, 4 – по С5-С9, 5 – по С12+; системы: Н – нефтяные, НГК – нефтегазоконденсатные, ГК – газоконденсатные; тектонические структуры: СолД – Соликамская депрессия, ВисВ – Висимская впадина, ПСУ – передовые складки Урала

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Агафонова З.Г. Изопреноидные углеводороды и н-алканы – показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов // Геология нефти и газа. – 2003. – № 5.
2. Дорогочинская В.А. Геохимические факторы формирования состава реликтовых алканов С17-20 в каустобиолитах / В.А.Дорогочинская, А.Н.Степанов, В.С.Фадеев // Нефтехимия. – 1993. – Т. 33. – № 1.
3. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов. – М.: Недра, 1990.
4. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов / В.А.Чахмахчев и др. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 1993.
5. Якубсон З.В. Закономерности формирования углеводородного состава газоконденсатно-нефтяных систем / З.В.Якубсон, Т.П.Сафронова // Геохимия. – 2000. – № 3.