Проблема контроля за выработкой запасов из продуктивного пласта, а также локализации зон остаточных запасов на поздней стадии разработки является актуальной задачей нефтяной геологии. На нефтяных месторождениях, в том числе в Татарстане и в Каспийском регионе, известны многочисленные случаи получения притоков нефти и газоконденсата на, казалось бы, полностью выработанных и обводненных участках.

Одной из причин инверсии дебитов скважин, периодического увеличения их продуктивности и изменения фазового состава углеводородов (УВ) в практически полностью заводненных зонах, является предположение о современном процессе миграции, аккумуляции нефти и восполнения залежей УВ.

Вполне естественный скептицизм в вопросе существования процесса подпитки месторождений УВ по-прежнему остается. Но факты, полученные в различных регионах мира, и результаты исследований, не связанных с идеями, развиваемыми в Татарстане (Р.Х.Муслимов, И.Ф.Глумов), свидетельствуют о существовании современного процесса поступления свежих порций УВ в разрабатываемые залежи. Например, показано, что на ряде месторождений Прикаспийской впадины (Алексеевское, Малышевское и т.д.) на последних стадиях разработки нефтяных залежей в скважины наблюдается поступление газоконденсата с восстановлением пластового давления. Причем вопрос источника нефти отходит на второй план, поскольку существование современного подтока может быть связано с гипотезой о периодическом подтоке глубинных мантийных УВ, но также существует мнение, что нефтематеринские толщи осадочного чехла прилегающих впадин, вступая в главную зону газообразования, генерируют газы, которые затем мигрируют вверх по разрезу и. проходя через ранее сформированные залежи нефти, изменяют и «облегчают» их состав (Остроухов С.Б. и др.). Поэтому независимо от того, где находится источник нефти, вопрос процесса современного восполнения залежей должен стать приоритетным в научно-практических исследованиях. Наиболее мобильным и доступным методом фиксирования изучаемого процесса является геохимический, позволяющий вести контроль за поступлением новых порций УВ в район добывающей скважины, и фиксировать поступление в скважины нефтей, не затронутых ранее разработкой.

Объекты и методика исследований

Образцы нефти горизонта D3psh Ромашкинского, D3tm и C1kos Первомайского и Комаровского и C2b Аканского месторождений, из которых 6 образцов нефтей из аномальных скважин, т.е. из тех, где идентифицированы промысловые параметры современного подтока УВ в залежь, изучены в лаборатории геохимии горючих ископаемых Казанского федерального университета, включая следующие этапы:

1) обезвоживание нефти;

2) исследование группового, элементного состава нефти;

3) ГХ и ГХ-МС исследования масляной фракции нефти;

4) ГХ исследования содержания растворенных в нефти газов состава С1-С6;

5) исследование изменения величины δС13 в нефтях и ее фракциях.

Обсуждение результатов

Результаты проведенных исследований позволяют дифференцировать нефти из аномальных скважин и нормальных скважин, а также выявлена связь химического состава нефтей с геодинамической обстановкой района. В частности, показано, что образцы нефтей из аномальных скважин Южно-Татарского (ЮТС) и Северо-Татарского сводов (СТС), находящихся в зоне влияния узлов трансформных блоков, характеризуются повышенным содержанием масел (.>60%) и пониженным — асфальтенов (<8%), в отличие от нефтей Мелекесской впадины, где не зарегистрированы признаки современного притока УВ в залежи (43% и 15%, соответственно). Для рассматриваемых образцов отличаются и относительные распределения н-алканов, показывающих также большее содержание легких УВ в нефтях ЮТС и СТС, и влияние процессов биодеградации и окисления в нефтях Мелекесской впадины. Примечательно, что в пределах Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения ЮТС ранее выявленная различная геодинамическая активность участков залежи (И.Н.Плотникова, А.Н.Делев и др.), связанная с дифференцированной активностью блоковой структуры фундамента, предполагающая возможность непрерывно-прерывистого процесса поступления легких УВ в ее пределы, подтверждается результатами настоящих исследований.

Выявлено, что скважины СЗ (159, 166) и ЮВ участков (10754) залежи проявляют аномальные характеристики одновременно в пределах одного участка и попеременно в пределах всей залежи — инверсии дебитов для них проявлялись в 70-е, 90-е гг. и 80-е гг., соответственно. При этом в скв. 159 произошла троекратная инверсия дебитов, а в скв. 166 — четырехкратная. В настоящее время нефти из скважин 159, 166 СЗ участка характеризуются повышенным содержанием масляной фракции и меньшим количеством смол и асфальтенов, относительно нефти из скважины 10754 ЮВ участка. В скважине 231, приуроченной к ЮВ участку, изменений дебитов не зафиксировано, и нефти в ней самые тяжелые, вязкие, подвергшиеся процессам биодеградации и окисления. Для образцов СЗ участка по относительному распределению н-алканов прослеживается в целом большее содержание легких гомологов, что говорит о меньшей плотности и вязкости образцов, и, вероятно, о высокой степени термального преобразования. Тогда как для образца из скважины 231 видна потеря легких гомологов, вероятно, вызванная истощением залежи и влиянием мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. Большая геодинамическая активность СЗ участка, вероятно, является следствием близости расположения к активному в настоящее время Алтунино-Шунакскому разлому. Особенности относительного распределения н-алканов, алкилциклогексанов и алкилбензолов также отражают высокое содержание конденсатной составляющей с высокой степенью ее термального преобразования в нефтях из аномальных скважин, что может являться показателем современных миграционных притоков легких углеводородов в залежь.

Результаты ГХ-МС исследований подтвердили возможность современных миграционных процессов в пределах залежей ЮТС и СТС. Для них показана многоэтапность (минимум два) поступления углеводородов, имеющих различные источники генерации, что обосновывается несогласованностью значений ряда биомаркерных параметров, отвечающих за условия образования исходного ОВ нефтей, — триц.терп.(С22/С21, С24/С23, С26/С25), С3122R/Г30, Г29/Г30, Ts/Tm и Диа/Рег., показывающих как карбонатные, так и глинистые нефтематеринские толщи. Развитие миграционных процессов на ЮТС и СТС предполагается по широкому разбросу значений параметра три/пента, пониженным значениям Гам./Г30; по высоким значениям параметров зрелости стер.C29SSR, стер.С29ββαα, превышающих равновесные, и несогласованности их изменения; по высоким значениям показателя C31S/(S+R), низким М/Г, преобладанию относительного содержания С31 среди гомогопанов состава С31-С35.

Элементный анализ нефтей показал повышенное ~ 80% содержание С в нефтях из аномальных скважин ЮТС и СТС, в сравнении с нефтями современного этапа разработки из скв. 231 ~68%.

Исследования содержания растворенных в нефти газов состава С1-С6, определенных с использованием техники газохроматографического парофазного анализа, показывают повышенное содержание метана наряду с пониженными значениями изо-/н-бутан в нефтях из аномальных скважин, что может свидетельствовать о современных точечных притоках легких УВ в залежь.

Изучение изменения величины δ13С нефтей из аномальных скважин и их фракций показало увеличение содержания тяжелого изотопа углерода δ13С в спирто-бензольных смолах в сравнении с их асфальтенами, за исключением образцов из скв. 10754, 10755. Выявлена тенденция увеличения величины δ13С с увеличением содержания масляной фракции в нефтях из аномальных скважин.

По результатам комплексной интерпретации полученных данных, подтверждено наличие аномальной зоны в районе скв. 9589 и дана прогнозная оценка относительно наличия аномальных зон в районе скв. 20173, 20675, 20172, 20458 Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Вывод

Полученные результаты имеют большое практическое значение и для месторождений Каспийского региона, особенно для длительно разрабатываемых месторождений, для месторождений 4 стадии разработки, для уже выработанных залежей, поскольку позволяют оперативно проводить площадные геохимические исследования добываемых нефтей, и прогнозировать участки залежей, в нефтях которых присутствуют следы вновь поступивших порций легких УВ.

Над такими участками в перспективе должен быть установлен особый контроль, поскольку здесь возможны восполнение запасов, периодическое увеличение дебитов скважин, восстановление нефтяных скоплений в промытых зонах, и, как следствие, длительная эксплуатация приуроченных к таким участкам скважин.

Г.Т. Салахидинова,
ТОО «Caspian Energy Research», г. Атырау, РК;
И.Н. Плотникова,
Институт перспективных исследований
Академии наук Татарстана,
г. Казань, Россия

Литература:

  1. Гаврилов В.П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях / Геология нефти и газа. — 2008. — № 1. — С. 56-64.

  2. Глумов И.Ф., Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. и др. Нефтяные и газовые месторождения — саморазвивающиеся и возобновляемые объекты / Геология нефти и газа. — 2004. — № 10. — С. 43-47.

  3. Peters K.E., Walers C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Т.2. : Cambridge University press, 2005. — 713p.

Источник фото: m-astana.kz