Закономерности распределения газосодержания пластовой нефти в воробьевских отложениях в пределах южного погружения Бузулукской впадины

Южное погружение Бузулукской впадины (ЮПБВ) остается одним из приоритетных районов добычи углеводородов на территории Оренбургской области благодаря значительным запасам и наличию зрелых, но все еще продуктивных месторождений. Залежи, приуроченные к среднедевонскому комплексу, отличаются высокой степенью геологической и структурной сложности, а также специфическими флюидодинамическими характеристиками.

Несмотря на высокий уровень геолого-геофизической изученности южной части Бузулукской впадины, данный район продолжает оставаться в центре внимания исследователей, ряд из которых сходятся во мнении, что основная часть запасов Бузулукской впадины сосредоточена в девонских отложениях ЮПБВ [3][5][6].

На ряде месторождений зафиксированы устойчиво высокие значения газовых факторов (свыше 1000 м³/т) при одновременном сохранении высоких дебитов нефти, достигающих 40—200 т/сут и более, обводненность скважин составляет 90—95%, проектный коэффициент извлечения нефти в среднем составляет 0,5.

Разработка таких месторождений сталкивается с рядом проблем, связанных как с выработанностью запасов, обеспечением устойчивой добычи и вовлечением неразбуренных зон залежей, так и с активным разгазированием нефти в условиях пласта, что вызывает необходимость поддержания пластового давления. В этих условиях эффективность традиционных методов разработки существенно снижается, что требует внедрения современного комплекса геолого-технических мероприятий. Наиболее результативными на текущем этапе являются технологии многостадийного гидроразрыва пласта, бурение боковых стволов, а также горизонтальных и многозабойных скважин, направленных на увеличение степени охвата продуктивных пластов при щадящих депрессиях.

Сразу после выявления в начале 1980-х залежей углеводородов (УВ) в средне-верхнедевонских отложениях на юге Бузулукской впадины, исследователи обращают внимание на необычные для региона фазовое состояние и свойства УВ [4]: установлены газоконденсатные залежи со значительным содержанием конденсата (в карбонатных коллекторах бийского и афонинского горизонтов) и нефтяные залежи с высоким газосодержанием (в песчаниках ардатовского и воробьевского горизонтов). В работе [7] проведен анализ характеристик углеводородов в средне-верхнедевонских отложениях в пределах Саратовской области, включая юго-западную часть Бузулукской впадины. Результаты статистической обработки данных по газосодержанию и термобарическим условиям позволили для ардатовских, воробьевских и афонинских отложений выделить субширотно ориентированные зоны с близким фазовым состоянием углеводородов, то есть с севера на юг зона преимущественного наличия нефтяных залежей сменяется зоной с преобладанием газонефтяных и далее — газоконденсатных залежей. Также отмечается приуроченность зон к границам структур II порядка.

Это подтверждает сложную характеристику флюидной системы и необходимость ее более детального изучения, в том числе на примыкающей территории южного погружения Бузулукской впадины (Оренбургская область). Актуальность таких работ вызвана как задачами прогноза фазового состояния, так и корректного определения типа УВ для околокритического флюида.

Для понимания особенностей распределения характеристик флюида проведен анализ открытых залежей в воробьевских отложениях в пределах южного погружения Бузулукской впадины на территории Оренбургской области.

Бузулукская впадина располагается в западной части Оренбургской области и представляет собой сложную отрицательную структуру округлой формы на юго-восточном склоне Волго-Уральской антеклизы со стороны глубоко погруженной Прикаспийской синеклизы [1]. В пределах Оренбургского сектора Бузулукской впадины открыто более 50 нефтяных и газовых месторождений, в частности крупные многозалежные нефтяные: Росташи-Конновское, Давыдовское, Зайкинско-Зоринское, Вишневское и др.

Со среднедевонскими отложениями связывают значительные запасы углеводородного сырья не только южного погружения, но и всей Бузулукской впадины. Промышленной продуктивностью обладают карбонатные породы бийского (пласт D_VI), клинцовского и мосоловского (пласт Dv) горизонтов, а также песчаники воробьевского (пласт D_IV) и ардатовского (пласт D_III) горизонтов [3].

Для дальнейшего изучения был выбран воробьевский горизонт (пласт D_IV). Продуктивный пласт D_IV, залегающий в основании горизонта, повсеместно распространен в Бузулукской впадине, в том числе в южной и центральной ее частях на месторождениях Гаршинское, Зайкинско-Зоринское, Бобровское, Давыдовское, Загорское, Росташинское и др. (рис. 1).

Залежи в отложениях воробьевского горизонта были проанализированы по степени освоения, типу, тектонической приуроченности и основным параметрам нефти (таблица).

Выявлен большой разброс значений газосодержания нефтяных залежей воробьевского горизонта (пласт D_IV) южной и центральной частей Бузулукской впадины, в том числе аномально высокие значения газосодержания отмечаются на Гаршинском (710 м³/т), Давыдовском (699 м³/т), Западно-Швейцарском (759 м³/т), Швейцарском (760 м³/т) месторождениях. Изменение параметров по площади показано на рисунках 2—5.

Подавляющее число месторождений юга Бузулукской впадины связано со структурами тектонического происхождения [2][6]. При этом строение Бузулукской впадины в ее южной части в отложениях терригенного девона имеет ряд особенностей. Одной из таких особенностей является фрагментация как фундамента, так и покрывающих его девонских пород на отдельные структурные элементы: блоки и ступени. В связи с этим на первом этапе был проведен анализ свойств УВ месторождений к тектоническим элементам.

В целях выявления зависимости газосодержания от тектонической принадлежности залежи нефти в воробьевских отложениях южной части Бузулукской впадины были разделены в соответствии с их положением в пределах тектонических элементов второго порядка: Бобровско-Покровского вала, Сидоровско-Землянского вала и Камелик-Чаганской структурной зоны.

К Бобровско-Покровскому валу отнесено семь месторождений. Из них лишь два — Смоляное и Ольховское — демонстрируют аномально высокие значения газосодержания, составляющие 478,42 и 533,31 м³/т соответственно. Повышенные значения (241 м³/т) установлены на Бобровском месторождении. Остальные четыре месторождения вала характеризуются стандартными показателями, соответствующими фоновому уровню (рис. 6).

В пределах Сидоровско-Землянского вала расположено единственное месторождение — Загорское, для которого газосодержание составляет 572,3 м³/т.

Наиболее выраженное повышение газосодержания зафиксировано среди месторождений третьей группы, приуроченных к Камелик-Чаганской структурной зоне (рис. 7). Из девяти месторождений данной зоны семь демонстрируют аномально высокие значения газосодержания в диапазоне от 540 до 902 м³/т. К ним относятся Зайкинско-Зоринское, Росташи-Конновское, Бугринское, Гаршинское, Западно-Швейцарское, Швейцарское и Давыдовское месторождения. Исключение составляют Сахаровское и Лобановское месторождения, на которых зафиксированы сравнительно низкие значения газосодержания — 184,5 и 171,8 м³/т соответственно.

Общую тенденцию увеличения газосодержания с севера на юг от Бобровско-Покровского вала к Камелик-Чаганской структурной зоне демонстрирует карта распределения газосодержания, построенная в пределах рассматриваемых месторождений (рис. 5), указанная закономерность соответствует установленной в пределах смежных частей Саратовской области [7].

Большинство месторождений с повышенными значениями газосодержания приурочены к Камелик-Чаганской структурной зоне, которая расположена в юго-западной части Бузулукской впадины и имеет наиболее выраженное ступенчато-блоковое строение: от Гаршинского блока на севере до Рубежинского прогиба на юге. Значительная часть месторождений этой структурной зоны приурочены к приразломным зонам выделенных ступеней и характеризуются структурно-дизъюнктивным типом ловушек [8].

Однако наличие в пределах Бобровско-Покровского вала месторождений с повышенным газосодержанием не позволяет сделать однозначный вывод о связи аномально высоких значений газосодержания исключительно с тектонической приуроченностью. В связи с этим был проведен сравнительный анализ физико-химических свойств нефти и растворенного газа месторождений с высокими и низкими значениями газосодержания, приуроченных к Камелик-Чаганской структурной зоне и Бобровско-Покровскому валу.

В пределах Камелик-Чаганской структурной зоны были выбраны месторождения с высоким газосодержанием — Гаршинское и низким — Сахаровское, аналогично были выбраны месторождения в пределах Бобровско-Покровского вала: с высоким газосодержанием — Смоляное и низким — Ананьевское.

На Гаршинском месторождении по результатам изучения распределения параметров плотность пластовой нефти — 542,0 кг/м³, динамическая вязкость — 0,18 мПа·с (незначительная). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре — 25,48 МПа, газосодержание при однократном разгазировании — 710,9 м³/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования плотность нефти составила 773,0 кг/м³ (особо легкая), газосодержание — 710,9 м³/т, объемный коэффициент — 2,564. Динамическая вязкость разгазированной нефти — 3,33 мПа·с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к горючим. Характеризуется преобладанием содержания метана (57,94%), отсутствием сероводорода, малым содержанием азота + редкие (2,70%) с промышленным содержанием гелия (0,060%). Мольное содержание углекислого газа — 2,70%, этана — 18,72%, пропана — 11,03%, высших углеводородов (пропан + высшие) — 19,65%. Относительная плотность газа по воздуху — 0,913, теплотворная способность — 50467,5 кДж/м³.

По результатам исследований поверхностной пробы нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,32%), малосмолистая (смол силикагелевых 2,42%, асфальтенов 0,45%), высокопарафинистая (8,48%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С — 66,0%.

На Сахаровском месторождении в результате исследования поверхностных проб нефти пласта D_IV определено: плотность флюида 840 кг/м³, выход светлых фракций до 300 °С — 50%, динамическая вязкость при 20 °С — 4,54 мПа×с. Содержание серы составило 0,73%, твердых парафинов — 9,55% (температура плавления парафина 56 °С), смол силикагелевых — 6,11%, асфальтенов — 2,00%. Нефть является сернистой, высокопарафиновой, смолистой.

При исследовании глубинных проб пласта D_IV Сахаровского месторождения методом стандартной сепарации плотность пластовой нефти составила 739 кг/м³, сепарированной — 842 кг/м³, газосодержание — 184,5 м³/т (155,2 м³/м³), объемный коэффициент — 1,435, усадка нефти — 31,0%, давление насыщения — 16,7 МПа.

Растворенный газ, выделившийся при стандартной сепарации, содержит 54,77% метана, 14,67% этана, 13,63% пропана, 2,28% изобутана, 5,07% н-бутана, 1,78% изопентана, 1,75% н-пентана, 1,20% гексанов, 0,24% гептанов, 0,03% октанов. Из компонентов неуглеводородного ряда определен азот в количестве 3,16%, диоксид углерода — 1,34%. Присутствует гелий в кондиционном количестве — 0,078%. Сероводород отсутствует. Удельный вес нефтяного газа равен 1,206 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху — 1,001.

В растворенном газе устьевых проб из скважины 325 концентрация метана равна 57,27%, этана — 15,11%, пропана — 12,08%, изобутана — 2,50%, н-бутана — 4,75%, изопентана — 1,96%, н-пентана — 1,88%, гексаны — 0,61%, гептаны — 0,27%. Газ углеводородного состава с концентрацией азота 1,63%, углекислого газа 1,88%, гелия 0,090%. Сероводород отсутствует. Удельный вес газа равен 1,180, относительная плотность по воздуху — 0,979.

Нефть месторождений, приуроченных к Бобровско-Покровскому валу, отличается более высокой плотностью и меньшим газосодержанием.

Так, на Ананьевском месторождении в результате исследования разгазированной нефти пласта D_IV в стандартных условиях поверхностной пробы определено: плотность флюида 859 кг/м³, кинематическая вязкость при 20 °С — 12,29 мм²/с, динамическая вязкость при 20 °С — 10,56 мПа×с. Содержание серы составило 1,03%, твердых парафинов — 5,10% (температура плавления парафина 55 °С), смол силикагелевых — 7,09%, асфальтенов — 2,56%. Нефть является сернистой, парафиновой, смолистой.

По результату однократного разгазирования глубинной пробы плотность пластовой нефти составляет 798 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре — 8,3 МПа, газосодержание нефти — 71,3 м³/т (61,3 м³/м³), динамическая вязкость пластовой нефти — 2,22 мПа×с, усадка — 15,25%.

При исследовании глубинной пробы нефти по методу дифференциального (ступенчатого) разгазирования плотность сепарированной нефти равна 855 кг/м³, газосодержание — 58,0 м³/т, объемный коэффициент — 1,14.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании, составляет: углекислый газ — 0,65%, азот — 5,46%, гелий — 0,050%, метан — 53,22%, этан — 20,71%, пропан — 13,00%, бутаны — 5,19%, пентаны — 1,26%, гексаны — 0,33%, гептаны + высшие — 0,14%. Сероводород отсутствует. Плотность газа (смеси) равна 1,110 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху — 0,921.

На Смоляном месторождении в поверхностных условиях плотность нефти менее 0,800 г/см³, вязкость — 3,58 мПа·с. Температура застывания нефти составляет –13,9 °С, а начала кипения +54,5 °С.

В нефти также содержатся асфальтены (0,31—3,09), смолы силикагелевые (4,21—12,1), парафины (0,82—7,48), сера (0,28—0,90 весов. %).

В пластовых условиях плотность нефти — 0,6185 г/см³, вязкость — 0,19 мПа·с, температура +69 °С (68—70 °С), давление насыщения — 23,03 МПа. По результатам дифференциального разгазирования объемный коэффициент равен 1,70, газосодержание — 478,4 м³/т, а плотность нефти — 0,776 г/см³.

Растворенный в нефти газ имеет плотность 0,982 кг/м³ и содержит метан — 74,13, этан — 9,2, пропан — 5,44, бутаны — 3,51, азот — 2,67, углекислый газ — 0,92, гелий — 0,09 мольн. % (одна проба). Сероводород в газе отсутствует.

Таким образом, нефти Камелик-Чаганской зоны, особенно Гаршинского месторождения, являются более легкими, обладают высоким газосодержанием и низким объемным коэффициентом, что указывает на их конденсатный или переходный характер.

Нефти месторождений Бобровско-Покровского вала имеют значительно меньшее газосодержание, но при этом обладают более высокими вязкостью и содержанием серы.

Вывод

Анализ пространственного распределения газосодержания нефтяных залежей воробьевского горизонта (пласт D_IV) в пределах южной и центральной частей Бузулукской впадины показал его высокую вариабельность с тенденцией к росту с севера на юг.

Наибольшие значения газосодержания (до 902 м³/т) зафиксированы на ряде месторождений Камелик-Чаганской структурной зоны, что указывает на наличие определенной закономерности повышения газосодержания в этом направлении. Однако выявленные отклонения — в частности, относительно низкие значения на Сахаровском и Лобановском месторождениях, а также наличие месторождений с повышенным газосодержанием в пределах Бобровско-Покровского вала — не позволяют на текущем этапе говорить об однозначной зависимости между уровнем газосодержания и тектонической приуроченностью.

Полученные данные свидетельствуют о сложной и многокомпонентной природе факторов, определяющих насыщенность залежей нефти растворенным газом. Среди возможных причин аномально высоких значений газосодержания следует указать тектонические, генетические и термобарические условия, а также особенности условий формирования и текущего состояния залежей, в том числе качества покрышек, тектонической истории региона и условий переформирования залежей.

ВКЛАД АВТОРОВ / AUTHOR CONTRIBUTIONS

Михальченко Д.Д. — собрал исходные данные и провел их анализ, разработал концепцию статьи, подготовил текст статьи, согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Страхов П.Н. — разработал концепцию статьи, определил научно-методологические подходы к подготовке статьи, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Потемкин Г.Н. — разработал концепцию статьи, определил научно-методологические подходы к подготовке статьи, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Логинов И.Д. — провел литературный анализ существующих научных данных по теме работы, подготовил текст статьи, согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Daniil D. Mikhalchenko — collected the initial data, conducted the analysis, developed the concept of the article, prepared the text of the article, agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Pavel N. Strakhov — developed the concept of the article, determined the scientific and methodological approaches to the preparation of the article, finally approved the published version of the article and agreed to take responsibility for all aspects of the work.

Grigory N. Potemkin — developed the concept of the article, determined the scientific and methodological approaches to the preparation of the article, finally approved the published version of the article and agreed to take responsibility for all aspects of the work.

Iliya D. Loginov — conducted a literary analysis of existing scientific data on the topic of the work, prepared the text of the article, agrees to take responsibility for all aspects of the work.