VII.2. Закономерности изменения свойств нефтей и газов на месторождениях

На многопластовых месторождениях большей частью наблюдается закономерные изменения нефтей и газов в залежах от верхних горизонтов к нижним. Эти изменения контролируются, в основном, существующей в земной коре вертикальной зональностью в изменении температуры и давления, плотности, пористости и проницаемости горных пород, литологического состава продуктивной толщи, состава подземных вод и некоторых других параметров.

С увеличением глубины залегания и возраста отложений уменьшаются плотность и вязкость нефти, количество циклов в молекулах углеводородов, увеличивается роль нормальных соединений по сравнению с изомерными, возрастает газонасыщенность нефтей, конденсатный фактор газов. Это хорошо видно, в частности, на примерах Средне-Обской области Западной Сибири.

Влияние возраста вмещающих пород на свойства нефтей в пределах месторождения отчетливо не проявляется, но выражается четко в пределах крупных территорий провинций или материков. Например, древние (палеозойские) нефтегазоносные провинции, в основном нефтеносные. В пределах этих провинций процессы генерации и аккумуляции углеводородов интенсивно протекали еще в палеозойскую эру. Формирование залежей здесь давно завершилось. После своего образования залежи претерпели значительные превращения, сопровождавшиеся потерей газов за счет диффузии, сокращением высоты залежей и т.д. Месторождения асфальтов, образовавшиеся за счет гипергенных превращений нефтей, встречаются только на древних платформах. Нефти древних бассейнов мало насыщены газом.

В молодых (мезозойских и кайнозойских) бассейнах нефти мало измененные, в основном нафтеновые, насыщенные газом, ловушки часто заполнены до замка, процессы формирования залежей продолжаются и в настоящее время. К ним приурочена основная часть разведанных мировых запасов газа.

Таблица 14

Свойства нефтей Среднеобской области (Западная Сибирь)

Типы нефтей	Глубина залегания (км.)	Плотность, г/см3	Содержание серы, %
Нефти барремского яруса	1,5-1,8	0,87-0,89	0,75-1,0
Нефти валанжин-готеривского подкомплекса (нижний мел)	1,8-2,5	0,85-0,87	0,5-0,75
Нефти верхнеюрского комплекса	2,1-2,8	0,83-0,85	0,25-0,50
Нефти нижне-среднеюрского комплекса	2,3-3,0	<0,83	<0,25

Наблюдения над газонефтяными и газоконденсатными месторождениями показывают, что на глубине 1000-1500 м. появляются критические давления и температуры, при достижении которых начинается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах. Критические давления составляют 100-150 ат., критическая температура – 45-60°С. При дальнейшем росте давлений и температур в газообразную фазу переходят тяжелые углеводороды и газ становится жирным. Изменения свойств нефтей и газов с глубиной по мере возрастания температур и давлений особенно отчетливо проявляется на многозалежных месторождениях с высоким этажом нефтегазоносности. На таких месторождениях до глубины 1 км. наблюдаются залежи сухого газа и тяжелой нефти. На глубине 1-2 км. развиты залежи нормальных метано-нафтеновых нефтей, газонасыщенные, иногда с газовыми шапками. На глубинах 2-5 км. устанавливаются залежи легких нефтей, жирных газов, а также газоконденсатные залежи, иногда с нефтяными оторочками. На глубинах 5-10 км встречаются залежи жирного газа, газоконденсатные и редко – легких нефтей.

Изменения нефтей в зоне катагенеза под действием высоких температур называются метаморфизмом нефтей. Эти процессы необратимые, направлены в сторону образования нормальных предельных углеводородов вплоть до метана и графита.

На Апшеронском полуострове (Азербайджан) отмечается обратная закономерность изменения свойств нефтей, в частности, увеличение плотности нефти с глубиной в плиоценовой продуктивной толще. При этом облегчение нефтей вверх по разрезу объясняется эффектом фильтрации при миграции нефти к кровле продуктивной толщи. Глинистый материал цемента коллекторских пород обладает способностью адсорбировать молекулы углеводородов, в особенности сложного строения, поэтому нефть в процессе миграции по порам постепенно очищается от тяжелых фракций, становится легкой.

Причиной изменения состава и свойства нефтей и газов в вертикальном разрезе является не только давление, температура и эффект фильтрации, но и смена литолого-фациальных типов нефтегазогенерирующих толщ. Морские песчано-глинистые, карбонатные и терригенные толщи богаты рассеянным органическим веществом сапропелового типа, континентальные песчано-глинистые толщи - рассеянным органическим веществом гумусового типа. Опытами в лабораторных условиях доказано, что сапропеловая органика генерирует, в основном, жидкие, гумусовая – газообразные углеводороды.

Если в разрезе месторождения наблюдается чередование нескольких изолированных друг от друга нефтегазоносных комплексов разного происхождения, то в каждом из них формируются залежи разных типов углеводородов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции неокомский комплекс континентально-морского происхождения преимущественно нефтеносен, апт-альб-сеноманский комплекс континентального происхождения – преимущественно газоносен.

Нарушение общей вертикальной зональности нефтей и газов может происходить и под влиянием вторичных перетоков углеводородов из залежи в залежь по зонам разломов и трещиноватости, или в результате диффузии газов через покрышки плохого качества.