Application of biomarkers and oil fingerprinting for genetic classification of oil families and prediction of oil migration pathways in Nuraly field

Full Text

Введение

Южно-Тургайский бассейн, где нефтяные и газовые залежи выявлены в основном в юрских и меловых отложениях, является самым молодым осадочным бассейном в Казахстане. Он состоит из трех блоков: Жиланшикский, Арыскумский прогибы и Мынбулакская седловина между ними (рис. 1). Геологоразведочные работы начались в этом регионе в 1970-х гг. В данном бассейне сейчас обнаружены в общем количестве 52 нефтегазовых месторождения и структуры (рис. 1), выработанность начальных извлекаемых запасов некоторых из них достаточно высока, например, выработанность м. Кумколь составляет 83% [1]. Ввиду уменьшения остаточных извлекаемых запасов нефти почти всех месторождений определение происхождения нефти и прогноз направления миграции углеводородов (далее – УВ) являются актуальной темой для обоснования глубокого бурения до палеозоя. Однако, несмотря на высокую степень изученности разными методами и продолжающиеся разведочные работы в Южно-Тургайском бассейне [1–4], до сих пор отсутствует общепринятое представление о происхождении нефти, т.к. взгляды геологов-исследователей разнятся по этому вопросу: например, некоторые считают [2], что нефти Арыскумского прогиба имеют глубинное происхождение, хотя другие [3, 4] полагают, что среднеюрские глинистые толщи в этом районе являются основными нефтематеринскими породами. Также существует мнение исследователей [5], что палеозойские отложения Южного Тургая малоперспективны из-за отсутствия надежных покрышек.

 

Рисунок 1. Карта расположения исследованных месторождений и структур

 

Поставить точку в вопросе происхождения нефти могут результаты биомаркерного анализа нефти всех месторождений совокупно с другими методами, такими как изотопный анализ углерода (далее – ИСУ), ядерный магнитный резонанс или фингерпринтинг нефти. Геохимические исследования проводились разными авторами [6, 7, 8], в большей части работ интерпретация результатов работ осуществлялась с недостаточным количеством проб и менее достоверными методами. Однако по нефтям м. Нуралы аналогичные исследования не проводились.

М. Нуралы выявлено в 1983 г. сейсморазведочными работами Турланской геофизической экспедиции. Стратиграфически и тектоническими нарушениями данное месторождение условно делится на 3 участка: Западный, Центральный и Восточный Нуралы. Меловые горизонты M-II-3 и M-II-4 распространены в пределах Западного Нуралы, горизонт М-II-1(№ 80, 218) – в пределах Центрального Нуралы. Верхнеюрские нефтяные горизонты Ю-0-1, Ю-0-2, Ю-I, Ю-II, Ю-III определены в Центральном и Восточном участках м. Нуралы, а среднеюрский горизонт Ю-IV распространен в краевых частях Восточного участка месторождения.

В нашей геохимической лаборатории в 2015 г. проводился биомаркерный анализ 4 образцов нефти м. Нуралы, по результатам которых определено, что исследованные нефти имеют терригенный характер органических веществ (далее – ОВ), осаждавшихся в озерной среде [9].

В 2021 г. нами также было проведено комплексное геохимическое исследование нефти по всему добывающему фонду (36 образцов) м. Нуралы в целях генетической типизации по их биомаркерному составу и определения флюидосообщаемости в пределах месторождения по фингерпринтингу нефти, основанному на технологии компании Shell [10]. По результатам данных молекулярных исследований были получены весьма интересные результаты, которые меняют взгляд о происхождении и направлении миграции УВ. В данной статье представлены интерпретации результатов геохимических исследований нефти м. Нуралы, проведенных нами.

Новизна и научное обоснование исследований

Вследствие пандемии и падения цен на нефть в мире недропользователи вынуждены искать более доступные и достоверные подходы в изучении нефти и проведении поисково-разведочных работ. В связи с этим проведение фингерпринтинга нефти по технологии компании Shell совместно с биомаркерным исследованием является не только самым доступным (бюджетным), но и самым научно обоснованным и достоверным подходом в получении информации о составе нефти. Использование этих результатов позволит отказаться от необходимости проведения некоторых дорогостоящих видов исследований при изучении геологического строения залежи.

Следует подчеркнуть, что ранее подобные геохимические исследования комплексно не проводились для нефти м. Нуралы.

Интерпретация результатов биомаркерного анализа нефти

Биомаркерный анализ проводился на хромато-масс-спектрометре Agilent 7890B в режиме SIM, который используется для идентификации отдельных ионов, выбранных оператором [10]. Для диагностики насыщенных фракций углеводородов были использованы сигналы m/z 57, 191, 217 и 218 для идентификации н-алканов (и изопреноидов), терпанов, стеранов и изостеранов соответственно, а для ароматических фракций были выбраны сигналы m/z 178, 184,192 для обнаружения фенантренов, дибензотифенов и метилфенантренов. Данный анализ выполнялся для характеристики нефтематеринской породы (далее – НМП) исследуемых нефтей: условий осадконакопления, литологии, термической зрелости и возраста НМП. Также сопоставление этих показателей позволяют расшифровать генетические принадлежности нефтей.

Условия осадконакопления ОВ. НМП углеводородов осаждаются в разных условиях (морских, озерных, дельтовых), в которых существуют определенные микроорганизмы и биомассы. Биомаркеры в нефти сохраняют информацию об этих исходных организмах, и их анализ используется для определения условий осадконакопления НМП.

В этой работе для определения условий осадконакопления ОВ применялся график зависимости соотношения пристана к фитану от соотношения С₂₉ стеран/С₃₀ гопан. Согласно данному графику, ОВ нефти м. Нуралы образовались в озерной среде, хотя нефти Центрального и Западного Нуралы образуют разные компактные группы, что может указывать на их происхождение из разного органического вещества (рис. 2). Относительно высокие значения Pr/Ph в нефтях Центрального Нуралы указывают на наличие преимущественно окислительной среды во время осадконакопления ОВ, нежели чем в ОВ Западного Нуралы. Согласно автору [3], литологические исследования юрских отложений свидетельствуют об озерной среде для Арыскумской грабен-синклинали.

 

Рисунок 2. Сравнение соотношения пристан/фитан (Pr/Ph) с соотношением С₂₉ стеран / С₃₀ гопан

 

Литология нефтематеринских пород. Литология НМП также влияет на состав биомаркеров в нефти во время ее образования. Ни один биомаркерный параметр не способен с точностью идентифицировать тип литологии НМП, но можно всего лишь различить глинистую или карбонатную НМП. Низкие С₂₉/С₃₀ гопан (29H/30H), низкие значения индекса гомогопана на масс-фрагментограммах терпанов (m/z 191) всех исследованных нефтей Нуралы свидетельствуют о глинистости их НМП [9].

Термическая зрелость. В этой работе для оценки термической зрелости проб применялся график зависимости соотношения 4MDBT/1MDBT от индекса метилфенантрена (MPI-1), т.к. их значения возрастают с увеличением термической зрелости. По данному графику (рис. 3) видно, что нефти Центрального Нуралы испытывали более высокие температурные условия во время генерации, по сравнению с образцами Западного Нуралы. Если посмотреть латерально, то термическая зрелость проб Центрального Нуралы уменьшается с северо-восточной части Нуралы в сторону юго-западной части, что также может указать на направление вторичной миграции УВ.

Наличие газовых шапок в северо-восточной части Центрального Нуралы можно быть объяснено их высокой термической зрелостью. Еще одним интересным феноменом является то, что нефть скв. № 69 обладает относительно высокой термической зрелостью среди нефтей Западного Нуралы, в то время как нефти скв. № 226 и 217 показали низкие термические зрелости среди нефтей Центрального Нуралы.

 

Рисунок 3. График зависимости соотношения 4MDBT/1MDBT от индекса метилфенантрена

 

По графику зависимости значения плотности нефти при 20°С от глубины залегания видно, что нефти Центрального Нуралы легче нефти Западного Нуралы (рис. 4).

 

Рисунок 4. График зависимости плотности нефти м. Нуралы от глубины залегания

 

Данное явление можно обьяснить тем, что под влиянием возрастающих температур и давления увеличивается термическая зрелость, и в нефтематеринской породе происходит крекинг высокомолекулярных н-алканов до низкомолекулярных гомологов, вследствие чего молекулярные массы и плотность пластовой нефти уменьшаются со зрелостью. В результате более термически зрелые и менее вязкие нефти с относительно низкими плотностями обычно залегают в нижних залежах, а скопление менее зрелых и более вязких нефтей с относительно высокими плотностями образуются в верхних горизонтах. Определение плотности трех образцов не удалось из-за высокого содержания воды. Термически зрелые нефти из глинистых НМП обычно имеют относительно высокие значения давления насыщения и газового фактора по сравнению с менее зрелыми образцами. Данное наблюдение подтверждается результатами анализов глубинных проб нефти Нуралы [11].

Определение возраста нефтематеринских пород. Как и в палеонтологии, эволюция биомассы и микроорганизмов происходила в разных эрах; в результате поступательного развития жизни на смену одним группам организмов приходили другие [10]. НМП, осажденные в разные периоды времени, содержат определенные биомассы, которые послужили источником ОВ. Обнаруженные останки и относительные концентрации этих микроорганизмов в составе нефти позволяют определить возраст НМП исследуемых нефтей. В мировой литературе существует несколько параметров, успешно применяющихся для определения возраста нефтематеринских пород по биомаркерному составу нефти. Но такие параметры следует применять с осторожностью по следующим причинам: во-первых, некоторые из этих параметров имеют ограничения, например, стераны С₂₈/С₂₉ применимы только для НМП, образовавшихся в морских условиях, и, значит, мы не можем применять данный параметр в этой работе; во-вторых, данные параметры должны подтверждаться только по результатам успешной корреляции нефть-нефтематеринская порода, т.к. каждый бассейн может иметь свои особенности и наборы возрастных показателей. В-третьих, возраст НМП нефтей можно более достоверно определить по результатам биомаркерного анализа, проведенного в режиме MRM, который используется для детальной и индивидуальной идентификации биомаркеров, т.к. в режиме SIM происходит наложение пиков, что приводит к неправильному определению возраста. В связи с тем, что биомаркерный анализ в этой работе проводился в режиме SIM, возраст НМП не определили. Однако в 2015 г. нами проводился биомаркерный анализ в режиме MRM для четырех проб нефти м. Нуралы (№ 9, 46 – Центральный Нуралы, № 22, 500 – Западный Нуралы), соответственно, была сделана попытка определить их возраст по графику зависимости норхолестана и нордиахолестана. По данному графику (рис. 5) видно, что возраст НМП исследованных нефтей – юра [9]. Однако для подтверждения возраста НМП исследованных проб рекомендуется провести дополнительные исследования, кроме биомаркерного состава.

 

Рисунок 5. График зависимости норхолестана от нордихолестана

 

е) Корреляция нефть-нефть для генетической типизации. Генетическая типизация нефти основывается на распределениях важнейших биомаркеров. Корреляция нефть-нефть подразумевает сравнение геохимических составов по крайней мере двух образцов, для определения того, существует ли генетическое родство между ними или нет. В этой работе для выявления генетической связи между всеми исследованными образцами применялись 2 подхода: i) кластерный анализ РСА и ii) визуальное сравнение масс-фрагментограмм биомаркеров на примере диастеранов;

i) Кластерный анализ РСА. Статистический сравнительный анализ РСА был проведен в программном обеспечении PIGI с целью установления генетической типизации нефти по биомаркерному составу. Для генетической типизации нефти применяются 4 вида биомаркерных параметров: параметры для определения среды осадконакопления, фациально-литологические и катагенические показатели. Суть РСА анализа заключается в том, что чем выше процент каждого компонента PC, тем выше охват данных и, соответственно, тем выше достоверность анализа РСА. Компоненты РС-1 и РС-2 составляют 84,18% и 4,29% общей изменчивости (variables) соответственно. Был построен график зависимости компонентов РС-1 и РС-2, охватывающих 88,47% общей изменчивости (рис. 6). По данному графику видно, что все нефти Центрального Нуралы и 3 пробы № 69, 70 и 96 Западного Нуралы образуют общую группу, что указывает на их генетическое единство, хотя нефть скв. № 226 находится далеко. Остальные нефти можно отнести ко второй группе, хотя нефти самой южной части м. Нуралы находятся в середине двух групп;

 

Рисунок 6. 2D РСА анализ исследованных нефтей по биомаркерному составу

 

ii) Визуальное сравнение масс- фрагментограмм. Как видно из визуальных сравнений на масс-фрагментограмме диастеранов по m/z 259 в представительных нефтях (рис. 7) Западного Нуралы, скв. № 53, 125 и 103, присутствуют дополнительные пики, которые отсутствуют в представительных нефтях Центрального Нуралы, хотя нефть скв. № 69 генетически больше близка к нефтям Центрального Нуралы.

 

Рисунок 7. Масс-фрагментограмма диастеранов в представительных пробах нефти по сигналу m/z 259

 

Итак, по биомаркерному составу нефтей было выявлено как минимум 2 генетически разные группы нефтей в пределах м. Нуралы, которые испытывали разные термобарические условия и образовались в разных терригенных (глинистых) ОВ, осаждавшихся в озерной среде в юрском периоде. Нефти Центрального Нуралы являются более термически зрелыми и по плотности легче нефти Западного Нуралы. Термическая зрелость проб Центрального Нуралы уменьшается с северо-восточной части м. Нуралы в сторону юго-западной части, что также может указать на направление миграции УВ. Проведение аналогичных анализов по соседним месторождениям позволяет не только проводить генетическую типизацию нефти, что применяется для прогноза нефтегазоносности региона, но также и определить направление путей миграции в масштабе бассейна, что уменьшает риски бурения «пустых» разведочных скважин.

Интерпретация результатов фингерпринтинга нефти

Фингерпринтинг нефти по технологии компании Shell на LTM-GC заключается в том, что различия флюидов по ароматическим пикам нефти вызваны разобщенностью резервуаров, что препятствует перемешиванию флюидов. Более детальная информация о данной методике была представлена в нашей предыдущей работе [12]. Для корреляции нефтей продуктивных пластов использовались соотношения 12 ароматических пиков на хроматограммах LTM, по которым строятся так называемые звездчатые диаграммы (рис. 8), наглядно иллюстрирующие сходство и различие флюидов. В первую очередь, в данной работе проведено сопоставление усреднённых значений ароматических компонентов в составе нефти м. Нуралы. Затем сравнение фингерпринтинга нефти осуществлялось тремя подходами: по звёздчатой диаграмме, по дендрограмме Варда и по кластерному анализу РСА.

 

Рисунок 8. Фингерпринтинг нефтей в виде звездчатой диаграммы на ПО OpenLab

 

Звездчатая диаграмма. Сопоставление ароматических значений 36 проб нефти м. Нуралы на звёздчатой диаграмме в Excel указало на наличие значительного отличия их друг от друга, что отмечается разными цветами в виде трех основных групп и наглядно иллюстрируется на рис. 8.

Большинство изученных нефтей Центрального Нуралы приурочены к юрским отложениям (Ю-I и Ю-II), где продуктивные объекты находятся относительно ниже Западного Нуралы, хотя только 2 скв. (№ 80, 218) в этой части разрабатывают в меловом горизонте (M-II-1). Все нефти Центрального Нуралы, кроме скв. № 226, сходны по конфигурациям звездчатых диаграмм (красные) и составляют первую группу. Интересным феноменом было то, что меловые нефти скв. № 69, 96 и 105 на Западном Нуралы также сходны с нефтями Центрального Нуралы, несмотря на большое расстояние. Такая идентичность звездчатых диаграмм в нефтях может указывать на хорошую флюидосообщаемость пород-коллекторов между ними. Все изученные нефти Западного Нуралы, кроме скв. № 500, стратиграфически приурочены к меловым отложениям (M-II-3, M-II-4), где продуктивный интервал меняется от 1750 до 1765 м. Почти все нефти северо-западной части Западного Нуралы, кроме скв. № 51, 500 и 70, обладают идентичными ароматическими составами и составляют вторую (синюю) группу. Отличие нефти скв. № 51 (черная) от остальных нефтей скв. № 91, 125 и 53 по конфигурации дает основание предположить добычу на этой скважине из другой залежи, хотя различие в юрской нефти скв. № 500 от остальных меловых нефтей связано с их разными залежами. Нефти южной части Западного Нуралы попадают под третью группу, отмеченную зеленым.

Как видно на рис. 8, показатели нефти, отмеченные зеленым в звездчатой диаграмме, лежат между показателями нефтей, отмеченных красним и синим, что указывает на их смесь. Таким образом, нефти третьей группы являются смешанным вариантом нефтей из первой (красной) и второй (синей) групп. Из этого напрашивается вывод, что залежь в южной части Западного Нуралы (группа 3), вероятно, сформировалась за счет поступления и смешения УВ-флюидов из северо-восточного направления (группа 1) и северо-западного направления (группа 2) (рис. 12). Информацию по флюидосообщаемости надо учесть при построении геологических карт. Например, звездчатые диаграммы нефтей из скв. 125, 107 и 93 очень схожи, что позволяет предположить единство резервуара на этом участке Западного Нуралы (рис. 9).

 

Рисунок 9. ВНК и звёздчатая диаграмма нефти скв. № 125, 107 и 93

 

Рисунок 12. Карта распространения выделенных типов нефтей на м. Нуралы с вероятным направлением миграции нефтей по результатам геохимических исследований

 

Дендрограмма Варда. Программное обеспечение Malcom выдает схематичные «семейные древа» нефти, так называемые «дендрограммы», основанные на методе Варда (Wardmethod) [10]. Дендрограмма показывает степень близости отдельных объектов и кластеров, а также наглядно демонстрирует в графическом виде последовательность их объединения или разделения. На представленной дендрограмме (рис. 10), построенной по результатам фингерпринтинга нефти, можно выделить 4 группы нефтей, отмеченных разными цветами. По результатам дендрограммы Варда установлено, что нефти коррелируют между собой в основном по горизонту. В последовательном порядке нефти Западного Нуралы отличаются от Центрального Нуралы. За последние десятилетия на м. Нуралы проводятся разные промысловые исследования – геофизические исследования скважин, гидродинамические исследования скважин, трассерные исследования и т.д., во время которых также рекомендуется учесть результаты фингерпринтинга нефти. Например, дендрограмма Варда (рис. 10) позволяет обоснованно подобрать кандидатуры добывающих скважин для перевода под нагнетание.

 

Рисунок 10. Дендрограмма Варда по фингерпринтингу нефти на ПО Malcom(Schlumberger)

 

РСА анализ. Компоненты РС-1 и РС-2 составляют 83,98% и 10,86% общей изменчивости (variables) соответственно. Был построен график зависимости компонентов РС-1 и РС-2, охватывающих 94,84% общей изменчивости (рис. 11), результаты которого хорошо согласуются с результатами звёздчатой диаграммы. Здесь также выявлено 3 разных группы, отмеченных разными цветами. Почти все пробы Центрального Нуралы и нефти скв. № 96 и 105 Западного Нуралы формируют отдельную группу (красный), в то время как нефти северо-западной части Западного Нуралы, кроме скв. № 51, 500 и 70, образуют компактную синюю группу. При наложении этих групп на структурную карту м. Нуралы (рис. 12) становится очевидно, что такое распределение разных групп нефтей связано именно с геологической особенностью месторождения. Предположительно м. Нуралы имеет как минимум 2 гидродинамических блока, смешивающихся между собой в южной части Западного Нуралы. Явное отличие скв. № 226 от остальных нефтей Центрального Нуралы может быть объяснено тем, что она находится на периферии и добыча идет также за счет другого горизонта. Для подверждения этого нужно провести анализы нефти Восточного Нуралы (скв. № 400, 401, 410 и др.), которые в момент отбора находились в бездействии.

 

Рисунок 11. 2D РСА анализ исследованных нефтей по фингерпринтингу

 

По результатам звездчатой диаграммы и дендрограммы Варда по составу нефть скв. № 226 немного отличается от остальных нефтей Центрального Нуралы, хотя согласно 2D графика она имеет почти положительную корреляцию с нефтями Центрального Нуралы, что требует дальнейших объяснений. В связи с этим был построен график зависимости РС-1, РС-2 от РС-3 в трехмерном пространстве для охвата большей информации по сравнению с плоским изображением на РС-1 и РС-2. На данном 3D-графике, который охватывает 97,14% данных по 12 пикам ароматических компонентов, видно, что значения нефти скв. № 226 вовсе не так близко находятся к остальным (красным) кругам, а впереди всех кругов (рис. 13), а результаты 2D и 3D графиков по остальным пробам хорошо согласуются.

 

Рисунок 13. РСА анализ в трехмерном пространстве

 

Выводы

В статье сопаставлены результаты биомаркерного состава и фингерпринтинга нефти всех добывающих скважин м. Нуралы (36 проб) в целях расшифровки генетической принадлежности нефти и прогнозирования пути миграции нефти на м. Нуралы. По результатам биомаркерного анализа установлено, что нефти Центрального Нуралы отличаются от нефтей Западного Нуралы по генетическим параметрам, а залежь в южной части Западного Нуралы, вероятно, формировалась за счет поступления и смешения УВ-флюидов северо-восточного и северо-западного направлений, что также хорошо согласуется с результатами фингерпринтинга. Таким образом, предположительно м. Нуралы имеет как минимум 2 гидродинамических блока, смешивающихся между собой в южной части Западного Нуралы. Исследованные нефти образовались в терригенных (глинистых) ОВ, осаждавшихся в озерной среде в юрском периоде. Нефти Центрального Нуралы обладают большей термической зрелостью и более высокой плотностью, чем нефти Западного Нуралы. Термическая зрелость проб Центрального Нуралы понижается с северо-восточной части Нуралы в сторону юго-западной части, что также может указать на направление миграции УВ.

About the authors

Y. Sh. Seitkhaziyev

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Author for correspondence.
Email: seitkhaziyev.y@llpcmg.kz

соискатель ученой степени PhD (SOCAR), магистр наук в области нефтегазовой геохимии, заведующий лабораторией геохимических исследований нефти, воды и породы

Kazakhstan, Атырау

R. N. Uteyev

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Email: uteyev.r@llpcmg.kz

докт. наук PhD по геологии, директор филиала

Kazakhstan, Атырау

M. K. Mustafaev

ТОО СП «Казгермунай»

Email: mmustafaev@kgm.kz

генеральный директор (Председатель Правления)

Kazakhstan, Кызылорда

Sh. Liu

ТОО СП «Казгермунай»

Email: shlui@kgm.kz

первый заместитель генерального директора

Kazakhstan, Кызылорда

N. D. Sarsenbekov

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Email: sarsenbekov.n@llpcmg.kz

соискатель ученой степени PhD, управляющий директор по лабораторным исследованиям

Kazakhstan, Атырау

A. K. Dosmukhambetov

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Email: dosmukhambetov.a@llpcmg.kz

инженер лаборатории геохимических исследований нефти, воды и породы

Kazakhstan, Атырау

T. Y. Dzhumabayev

Атырауский филиал ТОО «КМГ инжиниринг»

Email: dzhumabayev.t@llpcmg.kz

ведущий инженер лаборатории геохимических исследований нефти, воды и породы

Kazakhstan, Атырау

References

Supplementary files