Comprehensive interpretation of geochemical, physicochemical studies and PVT parameters for verification of phase zonation of reservoirs (a case study of the Eastern Urikhtau field)

Full Text

Введение

Региональный обзор и геологическое строение. Прикаспийская впадина является одной из наиболее глубоких и перспективных нефтегазоносных провинций Казахстана. Субокеанический генезис её палеоструктур обусловил формирование мощного осадочного чехла с уникальным ресурсным потенциалом. Продуктивность региона охватывает широкий стратиграфический диапазон – от среднего девона до неогена, однако основные запасы сосредоточены в позднепалеозойских подсолевых карбонатных комплексах [1]. В восточном секторе впадины ключевым объектом является Жанажольская система карбонатных платформ, формирование которой в визейско-гжельский век обеспечило накопление мощных мелководно-шельфовых осадков, вмещающих такие месторождения, как Жанажол, Урихтау, Кожасай и Алибекмола [2].

Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия. Современные исследования биомаркерного состава флюидов указывают на наличие множественных автономных центров генерации углеводородов (далее – УВ). Установлено, что нефти подсолевых отложений (Кожасай, Алибекмола, Урихтау) сгенерированы преимущественно карбонатной нефтематеринской породой (далее – НМП) морского генезиса. В то же время нефти надсолевых комплексов (Каратобе, Южное Каратобе) связаны с морским глинистым органическим веществом (далее – ОВ) [5, 6].

 

Рисунок 1. Генетическая типизация нефтей Восточного Прикаспия

Figure 1. Genetic Typing of Oils of the Eastern Caspian Region

PZ – палеозой / Paleozoic

 

Особый интерес представляет термическая зрелость: подсолевые нефти карбонатного генезиса характеризуются относительно низкими показателями катагенеза по сравнению с надсолевыми аналогами (Лактыбай, Акжар Восточный). На основе анализа 130 образцов был сформирован геохимический атлас, в котором выделено 7 групп нефтей, отражающих фациальную изменчивость НМП и пути миграции флюидов в восточной части бассейна.

Проблема фазового состояния месторождения Восточный Урихтау. Месторождение Восточный Урихтау, открытое в 2015 г., является продолжением развития ресурсной базы Урихтауской группы поднятий. Продуктивность здесь установлена в карбонатных толщах КТ-I и КТ-II. Однако в ходе освоения и бурения скважин ВУ-6 и ВУ-7 возникла острая научно-практическая неопределённость, связанная с фазовой принадлежностью флюидов.

При среднем уровне газового фактора (далее – ГФ) по месторождению в пределах 300–500 м³/м³ в указанных скважинах зафиксированы аномальные значения ГФ, достигающие 1000 м³/м³. Это создаёт дилемму: имеем ли мы дело с нефтяной залежью с высоким содержанием растворённого газа (летучая нефть) или же с ретроградной газоконденсатной системой?

При испытании поисковой скважины ВУ-1 из отложений КТ-II был получен приток газа дебитом 10 480 м³/сут и нефти 1,5 м³/сут. Оперативный подсчёт запасов для КТ-I и КТ-II был выполнен в 2016 г., а последний пересчёт запасов был успешно защищен в 2023 г.

По результатам интерпретации глубинных проб флюидов возникает неопределённость в вопросе наличия газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Сопоставление гипсометрических отметок газонефтяных контактов (далее – ГНК) по соседним месторождениям Жанажол (-3385 м) и Урихтау Центральный (-3470 м) свидетельствует об их близком структурном положении в пределах региона (рис. 2). В то же время для Восточного Урихтау по данным глубинных проб предполагаемый ГНК фиксируется на значительно более низкой отметке (-3792,6 м), что не согласуется с региональной структурной моделью и установленными закономерностями распределения флюидов.

 

Рисунок 2. Структурная карта по отражающему горизонту КТ-II

Figure 2. Structural Map of the KT-II Reflecting Horizon

 

Указанное расхождение позволяет предположить отсутствие классической газовой шапки на месторождении Восточный Урихтау. Зафиксированные повышенные значения ГФ и признаки газоконденсатности, вероятно, обусловлены фазовым поведением углеводородной системы (разгазирование нефти, переходные флюиды), а также повышенной термической зрелостью ОВ.

Актуальность и задачи исследования. Корректная идентификация типа флюида («нефть» или «газоконденсат») на этапе доразведки имеет критическое значение для недропользования. Ошибка в типизации ведет к неверному выбору объёмных коэффициентов, что влечёт погрешность в оценке извлекаемых запасов жидких УВ в диапазоне 20–40%. Высокая летучесть компонентов в подсолевых горизонтах может быть следствием как гравитационной сегрегации в единой системе, так и высокой термической зрелости ОВ в глубокопогружённых зонах генерации.

Целью данной работы является установление генетической и фазовой принадлежности пластовых систем Восточного Урихтау на примере 7 скважин. Для решения поставленных задач применён мультидисциплинарный подход, включающий газовую хроматографию (далее – ГХ), детальный биомаркерный анализ и комплексные PVT-исследования (от англ. Pressure, Volume, Temperature – давление, объём, температура) глубоких проб.

Материалы и методы

Объектом геохимических исследований послужили семь проб флюида (ВУ-1–ВУ-4, ВУ-6–ВУ-8) месторождения Восточный Урихтау (рис. 3). Аналитическая часть работы, включающая детальный анализ состава УВ, была реализована в профильной лаборатории Атырауского филиала ТОО «КМГ Инжиниринг».

 

Рисунок 3. Обзорная карта

Figure 3. Overview map

а) карта Прикаспийского бассейна / Map of the Caspian basin; б) геологическая модель Восточного Урихтау / Geological model of the Eastern Urikhtau field; в) схема водонефтяного контакта месторождения Восточный Урихтау / OWC scheme of Eastern Urikhtau field; д) отобранные образцы УВ / selected HC samples

 

Для геохимического исследования нефти применялись методы ГХ, ГХ с масс-спектрометрией (далее – ГХ-МС) и фингерпринтинг нефти, которые позволяют определить её состав и происхождение, оценить условия формирования и преобразования, а также генетическую типизацию.

Результаты

Первичными индикаторами, позволяющими дифференцировать нефтяные системы от газоконденсатных на этапе полевых исследований, являются их оптические свойства, в частности, колориметрические характеристики. Все исследованные образцы месторождения Восточный Урихтау характеризуются выраженным коричневым цветом (рис. 3, д). Данный оптический признак косвенно подтверждает значительное содержание средне- и высокомолекулярных компонентов (включая н-алканы и смолисто-асфальтеновые вещества), что типично для стабильных нефтяных фаз.

В противоположность этому типичные газоконденсатные системы характеризуются светло-жёлтой или соломенной окраской, обусловленной преобладанием лёгких дистиллятных фракций и отсутствием тяжёлых полициклических структур. Подобные цветовые характеристики в пробах Восточного Урихтау зафиксированы не были.

Для детальной интерпретации их генезиса на молекулярном уровне был применён ряд аналитических методов, включающий газожидкостную хроматографию, определение биомаркерных параметров и анализ распределения ароматических УВ.

На основе данных ГХ-МС были рассчитаны параметры, указанные в табл. 1.

 

Таблица 1. Результаты ГХ и ГХ-МС

Table 1. Results of GC and GC-MS

Образцы Samples	ВУ-1 EU-1	ВУ-2 EU-2	ВУ-3 EU-3	ВУ-4 EU-4	ВУ-6 EU-6	ВУ-7 EU-7	ВУ-8 EU-8
Горизонт Horizon	КТ-II / KT-II
Интервал отбора Sampling interval, m	3981,7–4081,0	4015,0–4054,0	4012,0–4132,0	3976,0–4121,0	4015,0–4095,0	4143,8	4068,0
Pr/Ph	1,539	1,535	1,182	1,135	-	1,329	1,457
Pr/C₁₇	0,643	0,632	0,638	1,712	-	0,613	0,605
Ph/C₁₈	0,501	0,487	0,620	1,521	-	0,511	0,479
C₁₇/C₂₇	4,386	3,623	2,984	1,524	-	4,048	3,820
CPI-1	1,009	0,975	1,166	1,083	-	0,792	0,034
C₂₉ st S/R	1,169	1,129	1,052	1,060	1,512	0,984	0,832
C₂₉ st I/R	1,528	1,505	1,482	1,461	1,391	1,282	1,244
C₂₉ st/30 H	0,778	0,886	0,668	0,750	-	0,567	0,544
19 TT/23 TT	0,125	0,117	0,130	0,122	-	0,139	0,122
20 TT/21 TT	0,752	0,774	0,778	0,781	-	0,786	0,709
Ts/Tm	0,423	0,443	0,418	0,444	-	0,407	0,476
29H	0,791	0,759	0,606	0,681	-	0,597	0,512
30H	0,476	0,449	0,451	0,462	-	0,541	0,680
31H	0,309	0,349	0,453	0,386	-	0,379	0,345
29 Ts/29Tm	0,166	0,154	0,140	0,169	0,519	0,170	0,207
4/1 MDBT	3,085	3,036	2,969	3,054	3,131	3,030	3,050
3+2/1 MDBT	2,991	2,983	2,822	3,018	3,096	3,092	3,118
DBT/Phen	1,698	1,561	1,888	1,489	2,631	1,790	1,547

Pr – пристан / pristane; Ph – фитан / phytane; CPI-1– индекс преобладания углерода / Carbon Preference Index; st – стеран / sterane; S/R – соотношение S и R стереоизомеров / ratio of S and R stereoisomers; I/R – отношение изо- и регулярных стеранов / ratio of iso- and regular steranes; TT – трициклический терпан / tricyclic terpane; Ts – триснорнеогопан / trisnorneohopane; Tm – трисноргопан / trisnorhopane; MDBT – метилдибензолтиофен / methyldibenzothiophene; DBT– дибензолтиофен / dibenzothiophene; Phen – фенантрен / phenanthrene

 

Анализ газовых хроматограмм и масс-фрагментограмм по характерному иону m/z 57 (рис. 4) выявил присутствие гомологического ряда н-алканов в диапазоне от C₆ до C₃₃. Наличие высокомолекулярных компонентов (>C₂₀) свидетельствует о значительном содержании тяжёлых фракций, что является типичным признаком нефтяных систем. В отличие от исследуемых образцов, углеводородный профиль типичных газоконденсатов обычно ограничен компонентами до C₂₀, а присутствие соединений состава до C₃₀ в них фиксируется лишь в виде следовых количеств при специфических термобарических условиях.

 

Рисунок 4. Хроматограммы образцов нефти месторождения Восточный Урихтау

Figure 4. Chromatograms of Oil Samples from the Eastern Urikhtau Field

 

Для сырой нефти характерен полный набор терпанов от C₁₉ до C₃₅ (рис. 5). Это молекулярный «каркас», который свидетельствует о том, что флюид не подвергался экстремальному термическому воздействию или фазовой фракции, которая отсекла бы тяжёлые углеводороды. Газоконденсаты, как правило, сильно обеднены тяжёлыми биомаркерами. В «чистых» (вторичных) конденсатах терпаны выше C₃₀ (гопаны) часто отсутствуют или находятся ниже предела обнаружения масс-спектрометра. Тот факт, что во всех пробах (кроме ВУ-6) присутствует весь ряд (C₁₉–C₃₅), говорит о том, что, скорее всего, исследованные образцы ВУ являются лёгкой нефтью, а не конденсатом в классическом понимании. Флюид сохранил признаки жидкой фазы, характерные для нефтяных систем (рис. 5).

 

Рисунок 5. Масс-фрагментограмма

Figure 5. Mass Fragmentogram

а) терпаны на m/z 191 / terpanes at m/z 191; б) стераны на m/z 217 / steranes at m/z 217

 

На масс-фрагментограммах ароматической фракции всех исследованных проб месторождения Восточный Урихтау идентифицированы полициклические арены и серосодержащие гетероциклические соединения, в частности, фенантрены (C₁₄H₁₀) и их метилированные производные – метилфенантрены (C₁₅H₁₂), дибензотиофены (DBT, C₁₂H₈S) метилдибензотиофены (C₁₃H₁₀S) (рис. 6). Присутствие данных высококипящих компонентов в составе флюидов свидетельствует о смешанной природе углеводородных систем. Распределение указанных идентификаторов указывает на генетическую связь как с нефтяными залежами, так и с газоконденсатной составляющей, что характерно для сложных многофазных резервуаров.

 

Рисунок 6. Масс-фрагментограммы дибензотиофенов (m/z 184), фенантренов (m/z 178), метилдибензотиофенов (m/z 198) и метилфенантренов (m/z 192) в исследованных нефтях

Figure 6. Mass Fragmentograms of Dibenzothiophenes (m/z 184), Phenanthrenes (m/z 178), Methyldibenzothiophenes (m/z 198) and Methylphenanthrenes (m/z 192) in the Studied Oils

 

Высокая интенсивность пиков указанных соединений на масс-фрагментограммах (ось ординат) даёт основание предполагать превалирование нефтяной составляющей над газоконденсатной. Данный вывод базируется на закономерностях термической деструкции: в условиях жёсткого термобарического режима (высокие температуры и давления), характерных для глубокопогруженных газоконденсатных систем, концентрация полициклических ароматических УВ и гетероциклических соединений закономерно снижается вследствие процессов термического крекинга.

Обсуждение

Геохимические анализы

Для детального сопоставления исследуемых флюидов был проведён прецизионный анализ методом LTM-MD-GC (от англ. Low Thermal Mass – Multi-Dimensional – Gas Chromatography) низкотермическая многомерная газовая хроматография). Основной задачей данного этапа являлось построение «отпечатков пальцев» (fingerprinting) на основе распределения 12 реперных ароматических компонентов. Несмотря на то, что выбранные ароматические идентификаторы присутствуют в составе как нефтей, так и газоконденсатов (что ограничивает их использование для фазовой дифференциации), их количественные соотношения служат надёжным критерием для корреляции флюидов.

Практически идентичный профиль распределения этих 12 пиков во всех исследованных пробах (рис. 7) свидетельствует о высокой гидродинамической связности между продуктивными пластами и коллекторами в пределах изученного участка и о едином генезисе: формирование залежей происходило в идентичных геологических условиях из общего нефтематеринского источника (единой очаговой зоны). Таким образом, выявленная высокая степень конвергенции геохимических параметров позволяет экстраполировать выводы, полученные для отдельных скважин, на всю совокупность флюидов месторождения Восточный Урихтау.

 

Рисунок 7. Фингерпринтинг образцов

Figure 7. Fingerprinting of Samples

 

По данным фингерпринтинга установлено, что нефть всех скважин демонстрирует схожие хроматографические отпечатки, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи между коллекторами. Это позволяет предположить, что залежи в изученных скважинах формировались в сходных геологических условиях и, вероятно, относятся к единой нефтематеринской системе.

Для верификации генетического типа флюида был проведен детальный биомаркерный анализ. Идентификация стеранов и терпанов методом ГХ-МС является фундаментальным этапом геохимических исследований, позволяющим получить исчерпывающую информацию о происхождении и эволюции нефти (рис. 11–13).

 

Рисунок 10. Диаграмма Кэннона-Кэссоу

Figure 10. Cannon-Cassou Diagram

 

Рисунок 11. Зависимость Pr/Ph от DBT/ Phen

Figure 11. Relationship between Pr/Ph and DBT/Phen ratios

 

Рисунок 12. Зависимость С₂₉9стеран/С₃₀ гопан от Пристан/фитан в исследованных пробах

Figure 12. Relationship between C₂₉Sterane/C₃₀ Hopane and Pristane/Phytane Ratios in the Studied Samples

 

Рисунок 13. Зависимость терпанов С₂₇Ts/Tm от C₂₉Ts/Tm в пробе

Figure 13. Relationship between C₂₇ Ts/Tm and C₂₉ Ts/Tm ratios in the sample

 

Коэффициент лёгкости для нефти обычно менее 1, для конденсата – очень высокий (более 1–2). В данном случае коэффициент лёгкости варьируется от 0,77 до 0,85, что указывает на нефть.

Результаты кросс-плота в координатах отношения пристан / фитан от С₁₇/С₂₇ подтверждают, что все исследованные пробы месторождения Восточный Урихтау локализуются в области недеградированных («нормальных») нефтей (рис. 8). Данная закономерность полностью согласуется с результатами ГХ-МС ароматических компонентов и распределением высокомолекулярных н-алканов. На основании имеющихся региональных данных типичные газоконденсатные системы (на примере месторождений Айракты, Жаркум, Амангельды) характеризуются иными геохимическими метками и попадают в зону испарительного фракционирования. Отсутствие подобных признаков в пробах Восточного Урихтау дополнительно подтверждает их принадлежность к жидким нефтяным фазам.

 

Рисунок 8. Зависимость Pr/Ph и C₁₇/C₂₇

Figure 8. Relationship between Pr/Ph and C₁₇/C₂₇

 

Дополнительным подтверждением нефтяной природы исследуемых флюидов служат параметры изомеризации регулярных стеранов C₂₉. На графике зависимости коэффициента конфигурационной изомеризации в положении C₂₉ (S/S+R) для ααα-изомеров от степени эпимеризации в положениях C-14 и C-15 C₂₉ αββ (S+R)/αββ(S+R)+ααα(S+R) исследованные образцы локализуются в поле, характерном для большинства генерационных систем нефтяного ряда (рис. 9). Хотя стераны присутствуют в составе как нефтей, так и газоконденсатов, их использование для характеристики последних часто ограничено. Газоконденсатные системы, как правило, характеризуются высокой термической зрелостью, при которой стерановые структуры подвергаются деструкции или достигают состояния равновесия (плато изомеризации), что делает данные параметры малоинформативными. Нахождение проб Восточного Урихтау в «нефтяном окне» на данном графике свидетельствует в пользу их нефтяного генезиса и умеренной термической преобразованности ОВ (рис. 9).

 

Рисунок 9. Зависимость изомеров стерана C₂₉ααα (S/S+R) от C₂₉ αββ (S+R)/αββ(S+R)+ ααα(S+R) в нефти

Figure 9. Relationship between C₂₉ ααα (S/(S+R)) sterane isomers and C₂₉ αββ/(αββ + ααα) ratios in oils

 

Физико-химические и PVT-анализы

В основе классификации флюидов могут лежать также такие критерии, как тип добываемой продукции, количество углеводородных фаз в пластовых условиях и тип давления насыщения (начало газовыделения или точка росы) [17]. В работе Mejia Martinez N.D. [18], основанной на анализе 138 PVT-отчётов по флюидам из нетрадиционных коллекторов, ключевым PVT-параметром для отличия конденсата от нефти является то, что ретроградный газоконденсат характеризуется значительно более высоким ГФ (часто превышающим 4000–7000 scf/STB¹) и более высоким API (часто >50–60°API²) по сравнению с чёрной и летучей нефтью.

На основании комплексного анализа физико-химических параметров, представленных в табл. 2, все исследованные образцы (BУ-1–ВУ-4, BУ-6–BУ-8) следует классифицировать как нефть. Несмотря на вариативность отдельных показателей, ни одна из проб не демонстрирует совокупности свойств, характерных для газового конденсата. Определяющими критериями для данной классификации стали значения плотности, молекулярной массы и компонентного состава.

 

Таблица 2. Результаты геохимических, физико-химических и PVT-анализов

Table 2. Results of Geochemical, Physicochemical and PVT analyses

Параметры Parameters	Газоконденсат Gas condensate	Нефть Oil	ВУ-1 EU-1	ВУ-2 EU-2	ВУ-3 EU-3	ВУ-4 EU-4	ВУ-6 EU-6	ВУ-7 EU-7	ВУ-8 EU-8
Глубина отбора, м Sampling depth, m			3981,7–4081	4015–4054	4063,1	3976–4121	4169,89	4143,8	4019,95
Геохимические данные Geochemical data
н-алкановый ряд n-alkane range	до С₂₅₋₃₀	до С₃₇₋₄₀	<C₃₃	<C₃₃	<C₃₃	<C₃₃	–	<C₃₃	<C₃₃
наличие биомаркеров C₁₉–C₃₅ Presence of C₁₉–C₃₅ biomarkers	обычно отсутствует usually absent	присутствует present	присутствует present	присутствует present	присутствует present	присутствует present	–	присутствует present	присутствует present
Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊)	>1	<1	0,68	0,60	0,48	0,34		0,33	0,38
Физико-химические параметры / Physicochemical parameters
Цвет Color	жёлтый yellow	коричневый brown	коричневый brown	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый	коричневый
Плотность, кг/м³ Density, kg/m³	700–800	>800	829,9	834,3	845,3	842	838,9	843,4	837,3
Молекулярная масса, г/моль Molecular weight, g/mol	<150	>150	179	201	217	212	204	219	201
Асфальтены, %масс. Asphaltenes, wt.%			0,12	0,15	–	0,20	0,10		0,16
Содержание парафина, %масс. Paraffin content, wt.%			0,58	0,51	1,97	0,56	1,46		1,86
PVT-данные / PVT data
Маркерный показатель, Мпа Saturation pressure, MPa	давление начала конденсации (точка росы) dew point pressure (gas condensate)
		давление насыщения нефти газом bubble point pressure (oil)	32,43	41,09	37,31	38,05	32,89	27,50	34,80
Газосодержание, м³/м³ Gas-oil ratio, m³/m³	1000–10000	300–500	376,34	498,09	392,40	248,04	360,51	219,49	162,90
Плотность газа при пластовом давлении, г/см³ Gas density at reservoir pressure, g/cm³	<0,5	0,6–0,7<	0,604	0,562	0,616	0,657	0,639	0,6829	0,598
Вязкость, мПа*с Viscosity, mPa·s	очень низкая very low	относительно высокая relatively high	0,30	0,27	0,17	0,90	0,25	0,61	0,290
Компонентный состав (C₇₊), %масс. C₇⁺ fraction composition, wt.%	низкая low	высокая high	85,35	91,47	98,29	98,64	96,20		90,54

 

Плотность всех образцов стабильно превышает 780 кг/м³, достигая 845 кг/м³, что исключает принадлежность к конденсатам, для которых типичны значения ниже 750–800 кг/м³. Молекулярная масса проб находится в диапазоне 179–217 г/моль, тогда как для конденсатов этот показатель практически всегда ниже 150 г/моль. Наиболее убедительным доказательством является содержание тяжёлых УВ (фракция C₇₊), которое варьируется от 85% до 98,6% от общего состава. Столь высокая концентрация тяжёлых компонентов полностью исключает возможность отнесения образцов к газоконденсатам, в которых преобладают лёгкие фракции (C₅–C₁₀). Этот вывод дополнительно подтверждается соотношением лёгких и тяжёлых УВ (Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊)), полученных по результатам ГХ: во всех пробах оно составляет менее единицы (0,34–0,68), что является классическим индикатором нефти, где лёгкие фракции не доминируют над тяжёлыми. Образцы ВУ-6 и ВУ-7 классифицируются как нефть, однако они представляют два различных типа нефтяных систем. Образец ВУ-6 характеризуется плотностью 838,9 кг/м³, что соответствует средней или тяжёлой нефти с умеренным газосодержанием 360 м³/м³ и экстремально высоким содержанием тяжёлой фракции C₇₊ на уровне 96,20%масс. Такое сочетание параметров указывает на классическую нефть с незначительным количеством растворённого газа и преобладанием высокомолекулярных соединений.

На рис. 14 можно заметить, что содержание асфальтенов С₃₀₊ в пробах, отобранных со скважин ВУ-1 и ВУ-2, составляет 0,875 и 0,725%мол., что значительно ниже, чем в других образцах (табл. 3). Такое низкое содержание обычно характерно для газоконденсата.

 

Рисунок 14. Состав углеводородов по C₇₊ и С₃₀₊

Figure 14. Composition of Hydrocarbons by C₇₊ and С₃₀₊

 

Таблица 3. Состав УВ по семи образцам нефти месторождения Восточный Урихтау

Table 3. Hydrocarbon Composition of Seven Oil Samples from the Eastern Urikhtau Field

№ скв. Well No.	Доля УВ, % / Hydrocarbon content, %								Тип жидкости Liquid Type
	С₁	С₂	С₃	С₄	С₅	С₆	С₇₊	С₃₀₊
ВУ-1	57,14	7,199	4,397	2,17	1,059	1,154	17,569	0,875	Нефть Oil
ВУ-2	63,192	6,565	4,191	1,866	0,808	0,723	14,828	0,726
ВУ-3	61,211	5,814	3,705	1,585	0,805	0,648	21,029	1,383
ВУ-4	51,338	5,691	2,874	1,484	0,612	0,75	30,007	3,613
ВУ-6	56,2	4,838	5,835	2,424	1,147	1,689	22,443	1,226
ВУ-7	55,72	5,643	4,816	2,559	1,342	0,751	23,972	1,493
ВУ-8	60,209	6,895	4,915	2,411	1,208	1,189	16,443	1,055

 

Компонентный состав разгазированной нефти определён на газожидкостном хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000»³ согласно ГОСТ Р 54291-2010⁴.

Методика исследования при постоянной массе CME⁵

Исследование при постоянной массе без выпуска пластовой смеси или PV-соотношения. Исследования нацелены на определение коэффициента сжимаемости и температурного расширения нефти в результате увеличения объёма (V) пластовой нефти при снижении давления (P) (при постоянной температуре) или повышении температуры (при постоянном давлении). Определение изотермических PV-соотношений при пластовой температуре позволяет выполнить расчёты изменения величин объёмного коэффициента и плотности пластовой нефти при изменении давления от давления насыщения до пластового давления согласно методике выполнения измерений (далее – МВИ) 2 №02-2017, (методы исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей, разработанные Атырауским филиалом ТОО «КМГ Инжиниринг», Казахстан).

Исследования при постоянной массе дают возможность оценки давления насыщения на основе графического изображения результатов измерений соотношений между давлением и объёмом пластовой нефти в процессе её изотермического расширения.

Лабораторные исследования пластовой нефти проводились на установке FLUID EVAL™ (Франция)⁶ в соответствии с существующим МВИ 2 №02-2017. Установка оборудована системой видеонаблюдения, которая позволяет в реальном времени отслеживать состояние флюида. Визуальные наблюдения и результаты PVT-исследований подтвердили, что все 7 проб являются нефтяными (рис. 15).

 

Рисунок 15. Соотношение давления к относительному объёму

Figure 15. Pressure–Relative Volume Relationship

а) ВУ-7 / EU-7; б) ВУ-8 / EU-8; в) ВУ-6 / EU-6; г) ВУ-4 / EU-4; д) ВУ-3 / EU-3; е) ВУ-2 / EU-2; ж) ВУ-1 / EU-1

 

Заключение

По результатам комплексных геохимических, физико-химических и PVT-исследований семи глубинных проб флюидов месторождения Восточный Урихтау (скв. ВУ-1–ВУ-4, ВУ-6–ВУ-8) установлена генетическая и фазовая принадлежность углеводородных систем, а также определены закономерности их распределения в пределах карбонатного резервуара.

Биомаркерный анализ (ГХ-МС) и газохроматографический фингерпринтинг подтвердили генетическое единство всех исследованных проб. Флюиды сформированы в единой нефтематеринской системе, связанной с морскими карбонатными отложениями. Отсутствие следов биодеградации (полная сохранность н-алканов, отсутствие «нафтенового горба») и идентичность биомаркерных профилей свидетельствуют о высокой гидродинамической связности коллекторов и первичной сохранности УВ. Параметры изомеризации стеранов и терпанов указывают на нахождение ОВ в главной фазе нефтеобразования («нефтяное окно») при умеренной термической зрелости.

На основании комплекса критериев (плотность >780 кг/м³, молекулярная масса > 150 г/моль, содержание фракции C₇₊ >85%, соотношение Σ(C₁–C₉)/Σ(C₁₀₊) <1) все исследованные образцы классифицированы как нефть. Ни одна из проб не демонстрирует совокупности свойств, характерных для газоконденсатных систем. Образец ВУ-7, обладающий повышенным газосодержанием, идентифицирован как летучая нефть, что подтверждается высоким содержанием тяжёлых компонентов (C₇₊ = 87,88%масс.) и отсутствием давления начала конденсации при PVT-испытаниях. Визуальные наблюдения в процессе PVT-исследований на установке FLUID EVAL™ подтвердили нефтяную природу всех проб.

Сравнение гипсометрических отметок ГНК с региональными реперами (Жанажол, Центральный Урихтау) выявило аномальное залегание предполагаемого ГНК Восточного Урихтау на 300–400 м ниже регионального тренда. Это ставит под сомнение существование классической газовой шапки и позволяет интерпретировать высокое газосодержание в верхней части разреза как результат гравитационной сегрегации и вторичного газообразования в условиях высокой катагенетической зрелости флюидов в единой гидродинамической системе.

Установленная фазовая модель (нефтяная залежь с гравитационной сегрегацией и переходной зоной летучей нефти в кровельной части) требует применения объёмного метода подсчёта запасов для нефтяной оторочки без выделения самостоятельной газовой шапки. Использование коэффициентов, характерных для газоконденсатных систем, при подсчёте запасов жидких УВ приведёт к занижению ресурсной базы. Рекомендуется учитывать выявленную фазовую зональность при проектировании системы разработки, включая обоснование режима эксплуатации скважин и выбор технологической схемы сбора и подготовки УВ.

Таким образом, мультидисциплинарный подход, объединяющий геохимические, физико-химические и PVT-методы, позволил верифицировать фазовое состояние флюидов Восточного Урихтау и предложить обоснованную модель залежи, имеющую ключевое значение для дальнейшего освоения месторождения и минимизации геологических рисков. Однако нужно отметить, что отсутствие данных по соседним горизонтам не позволяет распространить отмеченные выводы о типе углеводорода на всю исследованную структуру, и по мере накопления нового материала из соседних структур и горизонтов будут внесены соответствующие корректировки и уточнения, детализирующие типы УВ и направление их вторичной миграции.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Сейтхазиев Е.Ш. – разработка методологии, интерпретация результатов, редактирование текста, формулирование основных выводов; Джарасова Т.С. – сбор информации, обобщение данных, литературный обзор, написание статьи; Алдебек А.Е. – сбор и анализ геолого-геофизических материалов, построение графических материалов; Ыхласов Н.К. – участие в обработке PVT-данных и обсуждении результатов; Рахымберди Р. – концепция исследования.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Yessimkhan S. Seitkhaziyev – methodology development, interpretation of results, manuscript editing, formulation of key conclusions; Tolganay S. Jarassova – data collection, data synthesis, literature review, systematization of scientific sources, manuscript writing; Almira Ye. Aldebek – geological and geophysical data collection and analysis, geological modeling, preparation of graphical materials; Nauryzbay Ykhlassov – participation in PVT data processing and interpretation and discussion of results; Rauan Rakhymberdi – research conceptualization.

 

¹ scf/STB (англ. Standard Cubic Feet per Stock Tank Barrel) – единица измерения газового фактора, показывающая количество стандартных кубических футов газа (scf), растворённых в одном стандартном барреле нефти (STB).

² °API (англ. American Petroleum Institute – Американский институт нефти) – в данном случае единица измерения плотности нефти, разработанная Американским институтом нефти (градус API), позволяющая определить относительную плотность нефти по отношению к плотности воды при той же температуре.

³ Газовый хроматограф «Хроматэк-Кристалл 5000» – это универсальный лабораторный прибор, предназначенный для разделения, идентификации и количественного анализа сложных многокомпонентных смесей (газов, жидкостей). Производится ЗАО СКБ «Хроматэк» (Йошкар-Ола, Россия).

⁴ ГОСТ Р 54291-2010 «Нефть сырая. Газохроматографический метод определения распределения компонентов по диапазону температур кипения»

⁵ CME (англ. Constant Mass Expansion) – эксперимент по расширению при постоянной массе.

⁶ Установка FLUID EVAL™ – это высокотехнологичный лабораторный комплекс производства компании Vinci Technologies (Франция), предназначенный для измерений давления, объема, температуры, плотности и вязкости при исследовании фазового состояния углеводородных флюидов и изменений их фазовых состояний при моделированных пластовых термобарических условиях.

About the authors

Yessimkhan S. Seitkhaziyev

Atyrau Branch of KMG Engineering

Email: y.seitkhaziyev@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0001-5655-3112

PhD

Kazakhstan, Atyrau

Tolganay S. Jarassova

Atyrau Branch of KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: t.jarassova@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-2900-9872

PhD

Kazakhstan, Atyrau

Almira Ye. Aldebek

Atyrau Branch of KMG Engineering

Email: a.aldebek@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0004-2233-4412
Kazakhstan, Atyrau

Nauryzbay K. Ykhlassov

Atyrau Branch of KMG Engineering

Email: n.ykhlassov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0006-5911-918X
Kazakhstan, Atyrau

Rauan Rakhymberdi

Urikhtau Operating

Email: r.rakhymberdi@uo.kmg.kz
ORCID iD: 0009-0001-7104-6271
Kazakhstan, Aktobe

References

Supplementary files