Геохимические особенности распределения углеводородов в газоконденсатных месторождениях Днепровско-Донецкой впадины в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.13, кандидат геолого-минералогических наук Кайева, Ирина Васильевна

• Кайева, Ирина Васильевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1984

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Кайева, Ирина Васильевна

В в е д е н и е

1. Состояние геолого-геохимических исследований газоконденсатных месторождений.

2. Краткая геологическая характеристика и нефтегазоносно сть Днепровеко-Донецкой впадины.

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

2.2. Тектоника.

2.3. Нефтегазоносность.

3. Физико-химические и структурно-хроматографические характеристики пластовых углеводородных систем.

3.1. Методика геохимических исследований.

3.2. Особенности углеводородного состава флюидов многопластовых газоконденсатных месторождений.

4. Закономерности изменения углеводородного состава флюидов газоконденсатных месторождений.

5. Факторы, обусловившие формирование газоконденсатных месторождений.

6. Прогнозная оценка свойств газоконденсатных флюидов и практическое использование результатов ■ исследования.

3 а к л ю ч е н и е.

Список основной использованной литературы и неопубликованных документов (источников).

Текстовые приложения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимические особенности распределения углеводородов в газоконденсатных месторождениях Днепровско-Донецкой впадины в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности»

Актуальность проблемы. В соответствии с "Основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1981-1985 годы и на период до 1990 года", принятыми ХХУ1 съездом КПСС, предусматривается довести добычу природного газа в 1985 г. до 600-640 млрд.куб.метров. Выполнение поставленной задачи требует оптимизации направлений и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

Перспективы увеличения добычи газа на Украине связаны в основном с Днепровско-Донецкой впадиной, где с ростом глубин бурения открывается все большее число газоконденсатных залежей. Разведанные здесь ресурсы конденсатного газа и высокая оценка перспектив газоносности недр на больших глубинах позволяет считать этот район важной сырьевой базой в ресцублике.

В настоящее время при оценке перспектив нефтегазоносности и разработке направлений поисково-разведочных работ наряду с традиционными геолого-геофизическими методами широкое распространение получают геохимические методы поисков месторождений нефти и газа. По мере повышения геологической изученности региона заметно возрастает роль геохимических методов в выявлении закономерностей размещения и формирования газоконденсатных залежей, составляющих научную основу их поисков. Кроме того, для подсчета промышленных запасов углеводородов, составления проектов разработки и обустройства месторождений, а также определения вида сырьевых ресурсов и возможных химико-технологических способов их переработки необходим достоверный прогноз фазового состояния, физико-химических свойств и углеводородного состава флюидов наиболее перспективных районов и литолого-стратиграфических комплексов. В этом плане большое значение имеет применение современных методов геохимических исследований, позволяющих получить качественно новую информацию об углеводородном составе газокон-денсатнвк систем.

Цель работы. Установление геохимических закономерностей пространственного изменения углеводородного состава газоконденсатных флюидов; выявление факторов, определивших дифференциацию углеводородов; практическое применение результатов исследований для прогноза качества газа и конденсата, характера углеводородных скоплений на больших глубинах и определения направления поисково-разведочных работ.

Основные задачи исследований: е

1. Комплексное изучение углеводородного состава газоконден-.сатных залежей с црименением физико-химических и ядерно-физических методов.

2. Установление закономерностей в распределении углеводородов по разрезу исследованных месторождений, тектонических зон и площади региона и выявление факторов, обусловивших эти закономерности.

3. Определение критериев для прогнозной оценки типа углеводородных залежей.

4. Прогноз газоконденсатных характеристик залежей в первоочередных районах геологоразведочных работ на нефть и газ.

Методы исследований. Решение поставленных задач осуществлялось путем экспериментальных исследований углеводородного состава газоконденсатных систем с использованием методов инфракрасной спектроскопии, ядерного магнитного резонанса высокого разрешения и газожидкостной хроматографии, обобщения и интерпретации геохимических данных с привлечением материалов геологических и термодинамических исследований, статистической обработки полученных результатов с целью выявления особенностей углеводородного состава пластовых систем на больших глубинах.

Научная новизна диссертационной работы заключается в том, что:

1. Впервые для Днепровско-Донецкой впадины выявлен комплекс геохимических параметров углеводородного состава газокон-денсатных систем многопластовых месторождений с применением физико-химических и ядерно-физических методов;

2. Установлены закономерности изменения углеводородного состава газоконденсатных флюидов по цродуктивному разрезу и площади региона. Впервые показано, что газоконденсатные залежи тур-нейско-нижневизейского и верхневизейско-серпуховского комплексов-в северной прибортовой зоне, турнейского, верхневизейско-серпуховского и верхнекаменноугольно-нижнепермского - в центральной зоне грабена и турнейского, верхневизейского и серпуховско-баш-кирского - в южной прибортовой зоне отличаются различными газо-конденсатными характеристиками.

На основании исследования спектрометрической и хроматогра-фической характеристики конденсатов выявлено, что наиболее характерной особенностью изменения их углеводородного состава является увеличение содержания и упрощения структурных характеристик ароматических и нафтеновых соединений цри переходе к турней-ско-нижневизейскому продуктивному этажу. В составе конденсатов заметно возрастает количество бензола, толуола, ксилолов, цик-логексана и метилциклогексана.

3. Предложены способы прогнозной оценки типа углеводородной залежи по распределению групп нормальных алканов и фракционной разгонке жидкой фазы в высокотемпературной области (200--350°С), позволяющие повысить достоверность оцределения типа залежи по результатам исследования первых пробуренных на структуре скважин;

4. Разработаны графо-аналитические методы ускоренного определения молекулярной массы коцценсатов и плотности стандартных деароматизированных фракций в малых навесках.

Практическая ценность. Использованный комплекс геохимических исследований, включающий наряду с физико-химическими и ядерно-физические методы, дающие возможность выйти на молекулярный уровень изучения углеводородных систем, позволил получить достоверные данные об углеводородном составе, физико-химических свойствах жидких углеводородов газоконденсатных систем и характере открываемых залежей.

На основании результатов геохимических исследований получена дифференцированная прогнозная оценка газоконденсатных характеристик наиболее перспективных районов и литолого-стратиграфи-ческих комплексов. Результаты геохимических исследований нашли практическое применение при обосновании кондиций газа и конденсата и подсчете их запасов ряда месторождений Днепровско-Донец-кой впадины. Проведенные исследования и полученные результаты повышают геологическую изученность региона, позволяют прогнозировать запасы конденсата, а также способствуют рациональному проведению геологоразведочных работ, проектированию промышленной разработки месторождений и совершенствованию методов физико-химических исследований конденсатов. Графо-аналитические методы определения молекулярной массы конденсатов и плотности деароматизированных фракций, повышающие экспрессность определения молекулярной массы и группового углеводородного состава конденсатов, нашли применение при оперативном подсчете балансовых и извлекаемых запасов пентанов и вышекипящих соединений.

Основные защищаемые положения:

I. Установление геохимических закономерностей изменения углеводородного состава газоконденсатных систем с применением комплекса физико-химических и ядерно-физических методов. 2. Выделение перспективных зон с учетом формирования залежей определенного углеводородного состава. 3.Выявление факторов, обусловивших дифференциацию углеводородов. 4. Способы прогнозной оценки характера флюидов по углеводородному и фракционному составу жидкой фазы. 5. Графо-аналитические методы определения молекулярной массы конденсатов и плотности метаново-нафтеновых углеводородов в малых навесках.

Реализация работы. Основные результаты исследований внедрены в производственном объединении "Полтаванефте-газгеология" Мингео УССР при обосновании кондиций газа и конденсата и подсчете их запасов целого ряда газоконденсатных месторождений Днепровско-Донецкой впадины.

Основные положения диссертации доложены и обсуждены на республиканских конференциях: "Вклад молодых ученых в повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ" (г.Львов, 1981 г.), 2-й конференции молодых ученых института геологии и геохимии горючих ископаемых АН УССР (г.Львов, 1981 г.), на заседаниях секции Ученого совета и НТО Черниговского отделения УкрНИГРИ (1980-1983 гг.), на заседаниях НТС объединения "Полтав-нефтегазгеология" (1983 г.).

Фактический материал. В основу диссертации положены результаты проведенных автором экспериментальных исследований физико-химических свойств, компонентного и группового углеводородного состава 350 проб конденсатов по 32 га-зоконденсатным месторождениям Днепровско-Донецкой впадины за период с 1970 по 1983 гг., а также хроматографических исследований нормальных и изопреноидных алканов в 42 пробах конденсатов. Обобщены и проинтерпретированы материалы спектрометрических исследований конденсатов по 10 многопластовым месторождениям региона. Для решения основных задач по теме диссертации использованы материалы геологических и термодинамических исследований, а также данные по составу пластовых газов по 350 газокон-денсатным объектам Днепровско-Донецкой впадины.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук О.В.Барташевич за всестороннюю помощь цри выполнении работы, а также благодарит кандидатов геолого-минералогических наук Ю.А.Арсирия, А.Я. Ларчен-кова, Е.К.Гончарова, А.Е.Лукина, В.Я.Синицына, А.К.Дыпко и кандидатов технических наук А.И.Дзюбенко, Н.В.Щукина за ценные советы и помощь при написании диссертации, сотрудников лабораторий битуминологии ВНИЙНГГ и исследования газоконденсатных флюидов 40 УкрНИГРИ за помощь в цроведении анализов и оформлении работы.

I. СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Расширяющееся освоение глубокопогруженной части осадочно- ^ го чехла связано с открытием все большего числа газоконденсатных залежей. Многочисленные факты свидетельствуют о том, что на значительных глубинах газоконденсатные месторождения преобладают над нефтяными. Подобная закономерность установлена во многих нефтегазоносных провинциях мира и, как правило, носит региональный характер. Так, по данным А.Г.Дурмишьяна [ез] на территории северо-западного борта Ю?кно-Каспийской впадины (суша и море) 24 из 31 залежей на глубинах ниже 3000 м являются газоконденсат-ными и только 7 - нефтяными и нефтегазовыми. В США на глубинах 5000 м и более 68% приходится на газовые и газоконденсатные залежи и только 32% - на нефтяные, в то время как в вышележащем разрезе отмечается обратная зависимость. В пределах побережья Мексиканского залива на глубинах, превышающих 2400 м, 54% составляют газовые и газоконденсатные месторождения. Глубже 3000 м их количество возрастает до 63%.

По особенностям фазового состояния пластовых систем газоконденсатные месторождения занимают промежуточное положение между нефтяными и газовыми. В отличие от последних в пластовых газах газоконденсатных залежей в растворенном состоянии находится определенное количество бензиновых, а зачастую и более высо-кокипящих соединений. Причем, пластовые газы газоконденсатных месторождений содержат в своем составе жидкие углеводороды (пентаны и более высококипящие соединения) в состоянии так называемого ретроградного (или обратного) испарения.

Не останавливаясь подробно на теоретических положениях по этому вопросу, следует подчеркнуть, что ретроградные процессы, характерные лишь для сложных многокомпонентных смесей, могут протекать только при повышенных давлениях в довольно узкой термодинамической области вблизи критической точки. Явления обратного испарения и конденсации, обусловливающие надкритические фазовые переходы, возможны между максимальным давлением (криконденбарой) и наивысшей температурой (крикондентермой), при которых могут существовать жидкая и газовая фазы. В реальной геологической обстановке образование природных газоконден-сатных систем связано с процессами изотермического ретроградного испарения жидких углеводородов при давлениях выше критических. Снижение пластового давления в результате, например, подъема территории, а также другие факторы (диффузионное рассеивание газообразных углеводородов, промышленная разработка месторождений на режиме естественного истощения и т.д.) обусловливают выпадение конденсата в пласте в силу проявления изотермической ретроградной конденсации.

Ретроградные явления впервые были отмечены французским физиком Л.Нальете в 1870 г. при физических исследованиях смеси воздуха и углекислоты под значительным давлением. Эти же явления изучил и описал немецкий химик В.Куенен, который и ввел термин "ретроградная" конденсация. Существование ретроградных процессов в недрах земли одним из первых установил американский исследователь В.Воуген, который в 1936 г. на примере ряда месторождений пришел к выводу, что углеводородная смесь газокон-денсатных залежей находится в пласте в единой газовой фазе. Им же впервые установлено, что резкое снижение дебитов жидкой фазы и рост газовых факторов при разработке подобных залежей связаны с явлениями ретроградной конденсации.

Чтобы представить сложность явлений, обусловливающих обраг зование и существование газоконденсатных систем в природных условиях, достаточно указать, что константы фазовых равновесий газоконденсатных систем в недрах зависят от большого числа переменных: пластового давления и температуры, углеводородного состава газообразной и жидкой фаз, их соотношения, литологии пород и степени их увлажненности и т.д.

Теоретические основы фазовых равновесий углеводородных систем, качественные и количественные стороны термобарических условий перехода жидких углеводородов в газовую фазу, комплекс вопросов гидро- и термодинамического, геохимического и геолого-промыслового характера изучались многими зарубежными и отечественными исследователями. Сущность вышеуказанных проблем достаточно подробно изложена в работах З.С.Алиева, А.С.Великовского, М.И.Гербер, Г.Р.Гуревича, М.Ф.Двали, А.Г.Дурмишьяна, Ю.В.Жел-това, Т.П.Жузе, М.А.Капелюшникова, И.Р.Кричевского, Ю.П.Коро-таева, A.JI.Козлова, А.Х.Мирзаджанзаде, М.С.Разамат, В.П.Савченко, Я.Д.Саввиной, Г.С.Степановой, И.С.Старобинца, В.А.Соколова, Э.С.Садых-Заде, О.Ш.Худякова, В.А.Чахмахчева, М.Х.Шахназарова, В.В.Юшкина, В.Воугена, В.Куенена, Д.Катца, Ф.Курата, В.Леси, Б.Сейджа и многих других.

Многочисленные исследования, посвященные выяснению основных закономерностей растворимости углеводородов в сжатых газах и сущности ретроградных явлений, выполнены в США и Канаде 126, 127, 128, 129] .

В СССР изучение газоконденсатных месторождений по существу началось немногим более четверти века назад. До этого (1939- 1950 гг.) в основном проводились исследования теоретического характера. Из числа обзорных работ наиболее значительной была книга одного из основоположников газового дела в стране М.Х.Шахназарова (1944). Принципиальное значение в дальнейшем имели экспериментальные работы М.А.Капелюшникова, Т.Д.%зе,С.Л.Закса, А.С.Великовского, Я.Д.Саввиной, Г.С.Степановой и др. [ю, 34, 35, 36, 59, 60, 87, 90, 91, 104, 105] , в которых не только изучен целый ряд бинарных и тройных систем метана с углеводородами различной природы, но и исследовано физическое состояние нефтегазовых систем при повышенных давлениях, показана возможность миграции и аккумуляции нефти путем переноса сжатыми газами, установлена растворимость нефти и ее отдельных компонентов в сжатых газах, проведено моделирование образования газоконденсатных залежей и т.д.

Наряду с экспериментальными и теоретическими работами, посвященными изучению поведения многокомпонентных углеводородных систем, решались многие методические вопросы, связанные с исследованием и разработкой газоконденсатных месторождений. Книга А.С.Великовского и В.В.Юшкина [п] явилась' по существу первой обобщенной работой теоретического, методического и экспериментального характера, послужившей основой для широкого изучения газоконденсатных месторождений в нашей стране.

Геолого-геохимические сведения о газоконденсатных залежах различных нефтегазоносных провинций СССР были опубликованы в работах А.Г.Дурмишьяна, С.Ф.Моисейкова, И.И.Нестерова, И.С.Ста-робинца, И.Д.Чапалы, В.А.Чахмахчева, Я.Д.Саввиной и др. [33, 74, 75, 88, 100, 112, ИЗ] .

В целом по имеющимся в литературе данным можно сделать ряд общих заключений о термодинамических и геолого-геохимических факторах, обусловливающих формирование и существование газоконденсатных залежей:

I. Существует связь газоконденсатных залежей с определенными интервалами глубин. При этом гипсометрический диапазон га-зоконденсатных залежей достаточно широк. В монографии И.С.Ста-робинца [юо] для газоконденсатных месторождений, расположенных в пределах крупных структурных элементов СССР, в качестве минимальных глубин дается 750-810 м (Среднеазиатская и Русская платформы), а максимальных - 4560-4600 м (Западная Туркмения, Апшеронский полуостров). А.Г.Дурмишьян [зз] приводит сведения об обнаружении в Азербайджанской складчатой области газоконденсатных залежей на глубинах 5000-5800 м. Максимальная глубина залегания известных газоконденсатных скоплений в пределах Днеп-ровско-Донецкой впадины составляет 5500 м (Котелевское месторождение) .

2. Термобарические пластовые условия газоконденсатных месторождений Советского Союза достаточно разнообразны. Минимальные давления и температуры составляют 9-10 МПа и 40-70°С, максимальные - соответственно 60 МПа и 145°С и выше 101 ] .

3. Потенциальное содержание пентанов и вышекипящих углеводородов (С^+) в пластовых газах изменяется в очень широких пределах: от единиц до тысячи и более граммов в одном кубичео ском метре газа (г/м ). На территории Днепровско-Донецкой впадины известны месторождения (Талалаевское, Артюховское, Матлаховское и др.), где потенциальное содержание конденсата о достигает 1000-1380 г/м . Многие авторы (Великовский A.C., Ста-робинец И.С., Федоров С.Ф, Чахмахчев В.А., Шнейдер Б.А. и др.) на основании статистического обобщения материала отмечают общую тенденцию увеличения содержания конденсата с ростом пластового давления и температуры. Вместе с тем в работах А.Г.Дурмишьяна , И.С.Старобинца [ 33, юо] приводится ряд примеров отсутствия такой закономерности, объясняемые авторами влиянием на содержание конденсата ряда других геологических и геохимических факторов.

В газоконденсатных месторождениях Днепровско-Донецкой впадины зависимость потенциального содержания углеводородов от начального пластового давления носит сложный характер и во многом зависит от типа залежи, наличия нефтяной оторочки, состава пластовых систем и ряда других факторов.

4. Состав пластовых газов газоконденсатных залежей весьма разнообразен. В подавляющем большинстве случаев их основной составляющей является метан. По данным Я.Д.Саввиной [88] в газоконденсатных системах ( по 45 месторождениям СССР ) содержание метана составляет 68-95%, гомологов метана - 4-25 %, сероводорода - 0-32$, азота - 0,2-7%, углекислого газа - 0,1-5 %, конденсата 0,4-9,8%. В настоящее время известны залежи с более значительным содержанием конденсата [29] , а также А^? » ^ и со2 [33, 100] .

5. Конденсатам свойственно значительное разнообразие углеводородного состава, особенно в содержании ароматических соединений, количество которых изменяется от 2 до 48 %. Большинство авторов отмечают закономерность возрастания плотности конденсатов и содержания в них нафтеновых и главным образом ароматических углеводородов с ростом глубины залегания, а, следовательно, и пластовых давлений в залежах. Одновременно с этим наблюдается утяжеление фракционного состава, увеличение выхода высококипящих фракций наряду с уменьшением содержания бензинов [33, 93, 98,' 99, 100, 109] . Однако по данным О.В.Бар-ташевич, Т.Д.Островской (1981 г.), в некоторых нефтегазоносных провинциях (Западно-Сибирская) имеет место закономерность иного характера: снизу вверх по разрезу возрастает концентрация нафтеновых углеводородов и параллельно увеличивается плотность конденсата.

В ряде регионов (Днепровско-Донецкая, Прикаспийская впадины и др.) в составе конденсатов обнаруживаются незначительные количества смол (реже асфальтенов), что, вероятно, связано с историей геологического развития территорий, условиями формирования залежей, отбора проб и т.д.

В основе генезиса газоконденсатных месторождений лежит явление растворения и переноса жидких углеводородов сжатыми газами. Для формирования и существования газоконденсатных залежей необходимо как достаточное количество газообразных углеводородов (повышенное отношение газ-жидкость), так и наличие источника жидкой фазы. С позиций органической теории происхождения нефти и газа в качестве источника газообразных и жидких углеводородов выступает органическое вещество пород, которое на высокой стадии катагенеза на больших глубинах может генерировать значительное количество газообразных и небольшую долю жидких углеводородов. Газонефтяные скопления в случае их переформирования при поступлении в залежь сжатых газов также являются источником жидких углеводородов, часть которых (в большинстве случаев бензиново-керосиновые фракции) переходит в газообразное состояние.

Экспериментальными работами, начатыми в 50-х годах в институте нефти АН СССР М.А.Капелюшниковым, Т.П.Жузе, С.Л.Зак-сом и продолженными в дальнейшем в ИГ и РГИ Т.П.Жузе, Г.Н.Юшкевич, Г.С.Ушаковой [34, 35, 36, 59, 60] , а также во ВНИИГазе А.С.Великовским, Я.Д.Саввиной [87, 90, 91] и др. исследователями, был установлен ряд особенностей растворения жидких углеводородов в сжатых газах и рассмотрены теоретические основы этого явления. Вышеназванными исследователями показано, что степень растворимости жидких углеводородов в сжатых газах зависит от многих факторов, а именно: давления, температуры, состава нефти и газа и их соотношения и т.д.

Изучение систем метана с углеводородами различного строения позволили Я.Д.Саввиной и А.С.Великовскому [90] сделать вывод о том, что при одинаковой молекулярной массе углеводородов, составляющих смесь с метаном, в последнем лучше всего растворяются парафиновые, затем нафтеновые и, наконец, ароматические углеводороды. При этом на степень перехода в газовую фазу углеводородов метанового ряда влияет не только молекулярная масса, но и их строение, то есть углеводороды изомерного строения при той же молекулярной массе имеют большую растворимость, чем углеводороды нормального строения.

Большое влияние на растворимость нефтяных углеводородов в сжатых газах оказывает как фракционный состав нефтей, так и содержание в газах гомологов метана. При равных термобарических условиях присутствие в нефти легких фракций облегчает растворение в С7латых газах более высококипящих компонентов. Аналогичное влияние оказывает и повышение концентрации газообразных гомологов метана, особенно высокомолекулярных, которые резко увеличивают растворимость жидких углеводородов в газе (Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С., 1953, 1954, 1957, 1972). Растворимость смол требует жестких термобарических условий и весьма высокой концентрации в газах гомологов метана. Экспериментальными исследованиями Т.П.Жузе, Л.В.Ковалева (1961, 1962 ) на примере двух нефтей установлено, что при Р = 65 МПа и X =Ю0°С в растворившихся в газе жидких углеводородах содержалось 6,1 и 10,0% смол при их содержании в исходных нефтях соответственно 9,4 и 10,4 %.

В работе Я.Д.Саввиной и А.С.Великовского [91] изучено взаимное влияние углеводородов различной природы друг на дру га. Исследования двух тройных систем: метан - 2,2,3 - триметил-бутан -н-нонан и метан - 2,2,3 триметилбутан - бензол, первая из которых относится к группе парафиновых углеводородов, значительно отличающихся по температурам кипения (87°С и 150,7°С), а вторая - к углеводородам различных классов с близкими температурами кипения (87°С и 80,09°С), показали, что низкокипящий парафиновый углеводород триметилбутан увеличивает растворимость в метане высококипящего, а последний сникает растворимость в метане низкокипящего.

Определенное влияние на состояние газоконденсатных систем оказывают вмещающие их породы [ХЗО] . В частности, исследования сорбционной способности различных осадочных пород по отношению к углеводородам природных газов, выполненные И.С.Старо-бинцем и другими исследователями [ЮО] , показали, что при прочих равных условиях наилучшими сорбционными свойствами обладают алевролиты, значительно худшими - известняки и песчаники. Это позволило авторам высказать предположение о том, что при миграции конденсатного газа через вмещающие породы с большой удельной поверхностью существует значительная вероятность выпадения жидкой фазы и образования нефтяных залежей и оторочек конденсатного типа.

В связи с тем, что большинство открытых в настоящее время газоконденсатных залежей связано с нефтяными оторочками различных размеров, существенное внимание уделяется вопросу классификации пластовых углеводородных систем и определению типа залежи. Этой проблеме посвящен^ ряд работ А.С.Великовского, А.И.Гриценко, Ю.Л.Кэротаева, С.Л.Критской. Т.Д.Островской, М.С.Разамат, Г.С.Степановой, Я.Д.Саввиной [22, 23, 62, 63, 73, 79, 84, 89, 92, 106] .

Положительное решение вопроса классификации пластовых углеводородных систем, по мнению автора, нашло отражение в работах Ю.П.Коротаева, Г.С.Степановой, С.Л.Критской [62, 63] , где на основании целого набора признаков, характеризующих пластовую систему, дается правило для оценки типа залежи с качественной и количественной стороны.

На период последних двух-трех десятилетий приходятся и наиболее крупные исследования по химии и геохимии нефтей и конденсатов, условиям формирования газоконденсатных залежей, установлению закономерностей пространственного распределения углеводородов в недрах земли и т.д. Работы Ал.А.Петрова по химии алканов и нафтенов [80, 81] , а также исследования, выполненные в СССР А.И.Богомоловым, Т.А.Ботневой, Э.К.Брянской, А.Ф.Добрян-ским, В.В.Ильинской, Г.И.Сафоновой, И.С. Старобинцем, В.А.Чах-махчевым и другими исследователями [б, б, 8, 31, 45, 53,95, 99, 100, 114] , а за рубежом А.Бестужевым, Р.Мартином и др. [4, 70, 125] , сыграли важнейшую роль в познании химической сущности природных углеводородных систем, методики исследования составляющих их компонентов, выявлении характера процессов, приводящих к изменению их состава и т. д. х Стремление к изучению индивидуальных соединений определило применение в нефтяной геологии хроматографического и ряда других физико-химических методов, таких как, например, инфракрасная спектроскопия, практическое использование которой для решения геохимических задач стало возможным после исследований, проведенных Е.А.Глебовской [18]

Метод газожидкостной хроматографии позволяет изучить углеводородный состав флюидов и, в частности, содержание и концентрационное распределение нормальных и изопреноидных алканов. Развитие представлений о распределении н-алканов как в органическом веществе пород, так и в составе нефтей и конденсатов различных нефтегазоносных провинций СССР нашло отражение в работах О.В.Барташевич, М.И.Гербер, В.В.Ильинской, К.Ф.Родио-новой, Г.И.Сафоновой [з, 16, 45, 65, 85, 95] и др. Изучению индивидуального состава н-алканов отдельных фракций нефтей и конденсатов некоторых месторождений Днепровско-Донецкой впадины посвящен^ ряд работ Е.Ф.Шевченко, Э.В.Боярской [lI9, 120] и др. Стремление исследовать вещество в его естественном состоянии без предварительной термической обработки послужило основой для разработки О.В.Барташевич и др. [з, 71, 72] комплексного метода исследования углеводородных флюидов, включающего наряду с хро-матографическим применение методов инфракрасной спектроскопии и ядерного магнитного резонанса высокого разрешения.

Вопросы геохимии и формирования углеводородных и, в частности, газоконденсатных залежей являются одними из сложнейших и наименее изученных. Решению этих проблем посвящены работы А.С.Великовского, А.Г.Дурмишьяна, А.Л.Козлова, Я.Д.Саввиной, И.С.Старобинца, И.Д.Чапалы, В.А.Чахмахчева, С.Ф.Федорова и др. [33, 52, 61, 98, 99, 100, 101, 102, 108, 109, ИЗ, 114, Иб] .

Аспекты формирования газоконденсатных залежей Днепровско-Донецкой впадины тесно увязываются с общими проблемами формирования нефтегазовых скоплений в регионе. Несмотря на относительно высокую степень изученности, единой точки зрения или научно обоснованной концепции по данной проблеме нет. Разные авторы объясняют закономерности размещения нефтяных и газовых залежей по различным схемам.

Н.С.Шатский наряду с другими исследователями еще в тридцатые годы связывал основные перспективы нефтегазоносности региона с солянокупольными структурами. По мере накопления данных бурения вопросу закономерностей пространственного размещения зале?кей нефти и газа посвящалось все большее число работ. Наряду с рассмотрением отдельных аспектов этой проблемы (Козлов В.П., Токарев JI.В., 1961; Марковский Н.И. 1962 и др.) в работах Н.Ш.Балуховского (1958), Г.Н.Доленко [32] и др. исследователей предпринимались попытки ее всестороннего изучения.

И.Г.Баранов, О.А.Пархомовский и Л.П.Швай [2, 118] , отводя главную роль при формировании нефтегазовых скоплений вертикальной миграции по тектоническим нарушениям и разломам в предпалео-геновое и более позднее время, выделяли нефтяную, нефтегазовую и газовую (снизу вверх) зоны, погружающиеся в юго-восточном направлении.

Региональный характер внутрипластовой миграции и второстепенную роль вертикальной, имеющей место лишь при переформировании залежей в пределах локальных структур, отмечают Ю.А.Арсирий (1963), В.А.Витенко (1964), Л.М.Самцова (1962) и др. Некоторые исследователи считают, что газовые месторождения юго-восточной части региона сформировались в результате латеральной миграции газов из Донбасса, образовавшихся там при метаморфизме углей (Балуховский Н.Ш., 1959; Носенко Б.М. и др., 1965). Этой концепции, по мнению В.М.Завьялова и др., противоречат многие факты и прежде всего неполная идентичность углеводородного ( и неуглеводородного) состава газов угольных шахт и месторождений впадины. Трудно также объяснить таким способом образование га-зоконденсатных месторождений Машевско-Шебелинского района [38].

В.А.Витенко, Р.М.Новоселецкий и Л.П.Швай [l4] объясняют распределение нефтяных и газовых месторождений дифференциальным улавливанием углеводородов в последовательной цепи ловушек за счет дальней боковой миграции с юго-востока на северо-запад.

Многие исследователи отводят основную роль при формировании месторождений нефти и газа во впадине вертикальной миграции углеводородов, увязывая ее с вопросами о влиянии разломной тектоники на размещение нефтегазовых скоплений. При этом, по мнению ряда авторов, приуроченность месторождений нефти и газа к разломам является непременным условием их образования. Наиболее полно это направление разработано в институте геологии и геохимии горючих ископаемых АН УССР. Исходя из концепции минерального синтеза углеводородов в условиях астеносферы, Г.Н.Доленко, С.А.Варичев, Б.М.Валяев, Н.А.Кудрявцев, В.Б.Порфирьев, Э.Б.Чекалгак [9, 32, 64, 82, 117] и др. определяющую роль в формировании и размещении месторождений нефти и газа отводят внутримантийным разломам.

На тяготение нефтяных и газовых месторождений к разломам указывают и другие исследователи. По мнению В.Ы.Созанского

97] месторождения группируются либо вокруг выступов фундамента, либо вдоль региональных продольных разломов в кристаллическом основании.

В то же время В.В.Глушко, Е.К.Гончаров , Б.П.Кабышев, В.А.Старинский, А.Ф.Шевченко и др. [19, 21] считают, что приуроченность месторождений нефти и газа к разломам не является универсальной, а носит скорее всего опосредствованный характер. Эти воззрения, по нашему мнению, являются более приемлимыми, так как основываются на статистических данных, показывающих отсутствие значимой связи между глубинными разломами и распределением продуктивных и непродуктивных структур. Являясь путями миграции углеводородов и в этом плане необходимым условием формирования месторождений, разломы и разрывы в то же время не проявляют генетической связи со скоплениями углеводородов.

Ряд исследователей объясняет существующую зональность в распределении нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей в регионе различными геотермическими условиями. В частности, Р.М.Новоселецкий и др. [15] утверждают, что газоконденсатные залежи приурочены к тем частям впадины, где отложения со средним или высоким (более 1,5%) содержанием захороненного органического вещества погружены на глубины с температурой выше 100-120°С, а значительная часть осадочных образований находится в жестких термобарических условиях с температурой выше 2Ю°С и пластовым давлением более 100 МПа.

Вопросам закономерностей размещения залежей нефти и газа в регионе посвящен ряд работ В.М.Завьялова [37, 38] и др. , в которых наряду с доминирующей ролью вертикальной миграции большое внимание уделяется влиянию слабопроницаемых толщ на распределение углеводородов по разрезу.

Б.П.Стерлин и др. [107] формирование зональности нефте-газонакопления во впадине объясняют этапностью изменения тектонического режима, убыванием в направлении на северо-запад от Донбасса интенсивности тектонических процессов, приведших к уменьшению в том же направлении пластовых температур, количества и амплитуды региональных и локальных перерывов и т.д.

В последние годы наиболее полные исследования по закономерностям размещения и формирования залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине выполнены во ВНИГНИ С.П.Максимовым и др. [бв] , В.Д.Гончаренко и др. [20 , 40] и в УкрНИГРИ Е.Ф.Шевченко и др. [78] , Б.П.Кабышевым и др. [13] .

При выяснении вопросов об условиях формирования нефтяных и газовых месторождений разными исследователями высказывались .различные представления о путях миграции углеводородов. Отдельные авторы являются сторонниками только вертикальной миграции, другие признают решающее значение латеральной миграции, а третьи допускают возможность проявления миграций обоих видов [lio] . В частности, В.И.Савченко в работе [94] вьщеляет несколько зон нефтегазонакопления, характеризующихся преобладанием вертикальной или латеральной миграции углеводородов. В.А.Витенко, Б.П.Кабышев считают, что образование залежей в нижнем карбоне происходило в палеозойское время за счет собственных источников углеводородов под действием преимущественно внутрипластовой миграции из более погруженных зон генерации, а формирование углеводородных скоплений нижнепермско- верхнекаменноугольных отложений завершилось не раньше конца мезозойской эры и обусловлено преимущественно вертикальной миграцией из нижнекаменноугольного продуктивного комплекса. Средний карбон по условиям формирования залежей занимает промежуточное положение [12] .

В вопросе о времени формирования нефтяных и газовых скоплений в Днепровско-Донецкой впадине до настоящего времени нет единого мнения [lio] . С нашей точки зрения, правы те исследователи, которые связывают тектонически активные периоды в регионе с появлением благоприятных условий для переформирования и возникновения новых скоплений углеводородов за счет их миграции из более глубоких горизонтов и районов генерации.

В последние годы большое внимание уделяется выявлению зависимости распределения углеводородных скоплений различного фазового состояния от генетических особенностей органического вещества производящих толщ. Наиболее детальные исследования в этом направлении проведены коллективам! сотрудников УкрНИГРИ (Боярская Э.В., Габинет JI.M., Иванец Н.И.,Шевченко Е.Ф. и др.) [43, I2l] и УкрНИИГаза (Джамалова Х.Ф. ,Жабрев И.П., Лапчин-ский Ю.Г., Литвин C.B. и др. ) [24, 42, 66, 67] .

П.Ш.Шпак в своих работах отмечает приуроченность большинства месторождений нефти и газа (около 80%) к впадинам по кристаллическому фундаменту или их склонам, а наблюдаемое размещение скоплений углеводородов по их фазовоьодг состоянию объясняет в основном типом органического вещества в нефтематеринских породах и степенью катагенеза [123, 124] .

В разрезе палеозойских отложений впадины нефтегазогенери-ругощими считаются образования нижнего и среднего карбона. Ниж-непермско-верхнекаменноугольные отложения на больше^ части территории впадины лишены производящих толщ и лишь на юго-востоке региона нижняя часть верхнекаменноугольных образований попадает в зону главной фазы нефтеобразования (по Вассоевичу Н.Б.) [17] .

Нижне-среднекаменноугольные отложения, характеризующиеся гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым типами органического вещества, в различных тектонических зонах впадины находятся на стадиях среднего и позднего катагенеза, а в юго-восточной части достигли стадии раннего метагенеза. Таким образом, в рассматриваемом регионе осадочные породы по их формационному составу, содержанию, типу и степени метаморфизма рассеянного органического вещества способны генерировать как газообразные, так и жидкие углеводороды.

Процессы формирования и распределения газоконденсатных залежей, тесно связанные с образованием углеводородных скоплений иных фазовых типов, тем не менее имеют свои особенности, обусловленные специфическими условиями, необходимыми для их образования, о чем говорилось выше. Несмотря на широкое распространение газоконденсатных залежей в Днепровско-Донецкой впадине, вопросам условий формирования этого типа скоплений углеводородов посвящено сравнительно немного работ.

До сих пор мало внимания уделялось геохимическим особенностям изменения углеводородного состава конденсатов по разрезу и площади региона, а также вопросам геохимических закономерностей распределения углеводородов по разрезу многопластовых месторождений.

В связи со слабой изученностью данного вопроса в настоящей работе детально рассмотрены геохимические закономерности изменения состава пластовых газов и газовых конденсатов в пределах газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Днепровско-Донецкой впадины для оценки перспектив нефтегазонос-ности на больших глубинах.

Заключение диссертации по теме «Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых», Кайева, Ирина Васильевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. С помощью физико-химических и ядерно-физических методов впервые для Днепровско-Донецкой впадины получен комплекс геохимических параметров углеводородного состава газоконденсатных систем многопластовых месторождений.

На основании результатов исследования свыше 300 газоконденсатных и нефтегазоконденсатных объектов более чем на 30 разведочных площадях установлен сложный характер распределения углеводородов в цределах отдельных месторождений, тектонических зон и всего региона. В направлении с юго-востока на северо-запад и от южной прибортовой зоны к северной углеводородный состав пластовых газов и растворенных в них конденсатов заметно усложняется, что, по-видимому, связано с влиянием нефти на формирование и переформирование газоконденсатных залежей.

2. По результатам спектрометрических и хроматографических исследований конденсатов показано, что: а) независимо от стратиграфической принадлежности залежей преобладающими компонентами углеводородного состава конденсатов являются нормальные и разветвленные алканы, на длину ряда которых и распределение отдельных соединений с ростом их молекулярной массы наряду с термобарическими пластовыми условиями влияют особенности формирования месторождений и, в частности, контакт конденсатного газа с нефтью в настоящее время или в геологическом прошлом; б) наиболее характерной особенностью изменения углеводородного состава конденсатов снизу вверх по разрезу впадины является увеличение содержания и упрощение структурных характеристик ароматических и нафтеновых соединений при переходе к турнейсконижневизейскому продуктивному комплексу. В составе конденсатов заметно возрастает количество бензола, толуола, ксилолов, цикло-гексана и метилциклогексана. В то же время в распределении н-ал-канов максимум во многих случаях смещается с фракции C^-Cg на фраКЦИЮ Cg-Cg.

3. В соответствии с установленными в работе закономерностями изменения углеводородного состава газоконденсатных систем показано, что газоконденсатные флюиды турнейско-нижневизейского и верхневизейско-серпуховского продуктивных комплексов - в северной прибортовой зоне, турнейского, верхневизейско-серпуховского и верхнекаменноугольно-нижнепермского - в центральной зоне грабена и турнейского, верхневизейского и серпуховско-балжирского

- в южной прибортовой зоне отличаются различными газоконденсат-ными характеристиками.

4. На основании результатов экспериментальных исследований предложены и внедрены в производство способы прогнозной оценки типа углеводородной залежи по распределению в жидкой фазе групп нормальных алканов, соответствующих 50-ти градусным интервалам температур кипения, и особенностям фракционной разгонки конденсатов в высокотемпературной области (200-350°С).

5. На основании математической обработки фактического материала предложен и внедрен в производство графо-аналитический метод ускоренного определения молекулярной массы конденсата.

С целью определения плотности деароматизированных углеводородов, используемой при расчете группового состава бензиновых фракций, предложен и внедрен в производство расчетный метод, рекомендуемый к применению в тех случаях, когда навеска вещества недостаточна для экспериментального изучения.

6. По результатам исследования газоконденсатных систем более 150 газоконденсатных залежей отмечена тенденция к снижению о содержания конденсата в пластовых газах до 100 г/м и ниже при достижении Пластовых давлений, превышающих 55 МПа. При этом для месторождений юго-восточной части грабена концентрация конденсата повсеместно ниже 100 г/м3.

7. Показано, что на углеводородный состав конденсатов наравне с термобарическими и иными геолого-геохимическими факторами значительное влияние оказывает характеристика флюидоупоров. По мере увеличения диффузионной проницаемости перекрытий наряду с изменением фазового состояния залежей и их переходом от чисто газоконденсатных к газоконденсатонефтяным и нефтегазокон-денсатным усложняется и углеводородный состав конденсатов.

8. На основании комплексных геохимических исследований газоконденсатных систем вццелены зоны для поисков газоконденсатных залежей с различным потенциальным содержанием конденсата и дана дифференцированная прогнозная оценка газоконденсатных характеристик наиболее перспективных районов и литолого-стратиграфичес-ких комплексов, что повышает геологическую изученность региона в целом и достоверность оценки перспектив нефтегазоносности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Кайева, Ирина Васильевна, 1984 год

1. Баранов И.Г., Пархомовский O.A.,

2. Ш в а й Л.П. Некоторые закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений в Днепровско-Донецкой впадине. -В кн.: Вопр.геол. нефтегазоносн. районов Украины. М., 1963, с. 10-26.

3. Барташевич О.В., Ермакова В.И., М е л а-медова B.C., Чуткерашвили С.Е. Спектрометрическая и хроматографическая характеристика нефтей и конденсатов некоторых месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1972.-88с.

4. Бестужев М.А. Углеводороды нефти. В кн.: Основные аспекты геохимии нефти.-М.: Недра, 1970, с.83-110.

5. Богомолов А.И., Шиманский В.К., Происхождение легких метановых углеводородов нефтей в свете закономерностей их состава. Геохимия, 1966, № I, с. II5-I2I.

6. Ботнева Т.А., Сафонова Г.И., Смирнов а Л.В. Геохимическая информативность индивидуального состава углеводородов бензиновых фракций нефтей. Геология нефти и газа, 1978, № 4, с. 35-39.

7. Б р а н д Дж. Применение спектроскопии в органической химии.-М.: Мир, 1967. 192 с.

8. Брянская Э.К., Оленина Э.К., Петров

9. Ал.А. Анализ прямогонных бензинов методом газожидкостной хроматографии с применением капиллярных колонок. В кн.: Методы анализа органических соединений нефти, их смесей и производных. М.: Наука, 1969, с. 7-21.

10. ВаляевБ.М. О характере связи скоплений углеводородов в осадочных породах с разломами фундамента. В кн.: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Киев, Наук.думка, 1975, с.152-157.

11. В е л и к о в с к и й A.C., Степанова Г.С., Выборнова Я.И. Фазовые равновесия бинарных смесей метана с углеводородами нормального парафинового ряда. Газовая промышленность, 1964, № 2, с. 1-6.

12. Велико вс кий A.C., Ю ш к и н В.В. Газоконденсатные месторождения. М.: ГОСИНТИ, 1959. - НО с.

13. В и т е н к о В.А., К а б ы ш е в Б.П. История развития и нефтегазоносность структур Днепровско-Донецкой впадины. М.: Недра, 1977. - 192 с.

14. В и т е н к о В.А., Новоселецкий P.M.,

15. Ш в а й Л.П. Некоторые вопросы формирования нефтяных и газовых залежей Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Тектоника и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины. Киев: Наук.думка, 1966, с. 28-35.

16. Геотермические условия формирования нефтяных и газоконденсатных залежей в Днепровско-Донецкой впадине / P.M.Новоселецкий, А.Ю.Полутранко, Е.П.Савка, Д.В.Шарун.

17. Нефтяная и газовая промышленность (Киев) 1981, № 2, с. 8-II.

18. Герб ерМ.И. Сравнение углеводородного состава битумоидов и нефтей мезозойских отложений Западной Сибири.

19. В кн.: Миграция нефти и газа и газожидкостное равновесие в газонефтяных системах при высоких давлениях. М., 1972, с. 23-31.

20. Главная фаза нефтеобразования / Н.В.Вассоевич, Ю.И.Корчагина, Н.Т.Лопатин, В.В.Чернышев. Вестн. Моск. гос. ун-та. Сер. геол. № 6, 1966, с. 6-27.

21. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геологии. JI.: Недра, 1971. - 187 с.

22. Г л у ш к о В.В., Старинский В.А. О влиянии разломной тектоники на размещение месторождений нефти и газа в Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области. Геологический журнал АН УССР, 1978, т. 38, № I, с. 38-45.

23. Гончаренко Б.Д., К у л а е в а Т.И., Сабанеев Н.С. Тектонические критерии нефтегазоносности ДЦв. Тр. ВНИГНИ, 1980, вып. 218. Тектон. критерии нефтегаз. террит. СССР, с. 57-73.

24. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Ю ш -к и н В.В. Определение типа залежи. Нефтяное хозяйство, 1981, № 3, с. 40-43.

25. Гриценко А.И., Саввина Я.Д., Ю ш к и н В.В. Определение типа залежи по данным исследования продукции скважин с большим содержанием высококипящих углеводородов. Нефтяное хозяйство, 1971, № 8, с. 40-43.

26. ДзюбенкоА.И. Изучение термодинамического состояния углеводородных систем газоконденсатных и нефтегазоконден-сатных месторождений центральной части Днепровско-Донецкой впадины. Дис.канд.тех.наук. - Чернигов, 1980. - 182 с.

27. Дзюбенко А.И., К а й е в а И.В. Определение наличия нефтяных оторочек по фракционному составу конденсата.- Реф. инф. ВНИИЭгазпрома. Сер. : Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1979, № 2, с. 25-27.

28. Дзюбенко А.И., К а й е в а И.В. Закономерности физико-химических свойств конденсатов центральной части Днепровско-Донецкой впадины. ЭИ ВНИИЭгазпрома. Сер.: Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1980, № 5, с. 11-18.

29. Дзюб енко А.И., К а й е в а И.В. Особенности компонентного состава конденсатов месторождений Днепровско-Донецкой впадины. ЭИ ВНИИЭгазпрома. Сер.: Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1981, № 18, с. 5-7.

30. Дзюбенко А.И., Кутневич Г.С. Новый тип пластовых углеводородных систем в Днепровско-Донецкой впадине.- Реф. инф. ВНИИЭгазпрома. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1978, № б, с. 3-9.

31. Дзюб енко А.И., Ю ш к и н В.В. Моделирование фазового равновесия пластовых углеводородных систем критического состояния. Реф.инф. ВНИИЭгазпрома. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1980, .Г° 9,с 7-14.

32. Добрянский A.Ö>. Химия нефти. Л.: Гостоптех-издат, 1961. - 221 с.

33. Дурмиш ьянА.Г. Газоконденсатные месторождения.- М.: Недра, 1979. 333 с.

34. Ж у з е Т.П., Ушакова Г.С., Юшкевич Г.Н. Влияние высоких давлений и температур на содержание и свойства конденсата в газовой фазе газонефтяных месторождений. Изв. АН СССР. Сер.: Геохимия, 1962, № 8, с. 689-697.

35. Ж у з е Т.П., Ушакова Г.С., Юшкевич Г.Н. Общие закономерности поведения газонефтяных систем на больших глубинах. Докл. АН СССР, 1963, т. 152, № 3, с. 713-716.

36. Ж у з е Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М.: Недра, 1981. - 163 с.

37. Завьялов В.М. 0 формировании залежей нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Генезис нефти и газа.

38. М.: Недра, 1967, с. 615-620.

39. Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепровско-Донецкой впадине.- М.: Недра, 1973. 119 с.

40. Закономерности изменения состава пластовых газов газоконденсатных месторождений, образовавшихся в результате вертикальной миграции / Г.С.Степанова, М.И.Слободекий, А.Е.Лукин, В.Н.Левашев. Геология нефти и газа,1982, № I,с. 50-54.

41. И в а н е ц Н.И., Шевченко Е.Ф., Боярская Э.В. 0 диагностике нефтепроизводящих отложений Днепровско-До-нецкой впадины. Геология нефти и газа, 1973, № 10, с. 52-58.

42. Изо прено и д н ы е углеводороды в нефтях / М.И. Красавченко, А.А.Михновская, Н.В.Никитова и др. Нефтехимия, т. 9, № 5, 1969, с. 651-655.

43. Ильинская В.В. Особенности углеводородного состава нефтей палеозойских отложений ДЦв. Труды ВНИГНИ, вып. 206, 1978, с. 76-80.

44. Инструкция по комплексному исследованию газови газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. - 300 с.

45. Исследование газоконденсатных скважин на месторождениях треста "Харьковнефтегазразведка" для подсчета запасов конденсата (отчет), тема 95-ч, инв. № 808. Черниговское отд. УкрНИГРИ, Дзюбенко А.И., Хорошун Н.П., Кайева И.В., Чернигов, 1973. 101 с.

46. Исследо вание углеводородных систем газоконденсатных месторождений треста "Харьковнефтегазразведка" для обоснования подсчетных параметров запасов конденсата (отчет), тема ЮЗ-ч, инв. № 936, Черниговское отд. УкрНИГРИ, Дзюбенко А.И.,

47. Хорошун Н.П., Кайева И.В., Чернигов, 1975. 104 с.

48. Кайева И.В. Особенности распространения газоконденсатных месторождений Днепровско-Донецкой впадины. Львов, 1982, с. 39-46. Рукопись предст. ИГ и ГГИ АН УССР. Деп. в ВИНИТИ 8 дек. 1982 г., № 5994-82.

49. Кайева И.В., Дзюбенко А.И. Некоторые закономерности газоконденсатных залежей Днепровско-Донецкой впадины.- Львов, 1981 г., с. 26-31. Рукопись предст. УкрНИГРИ. Деп. в ВИНИТИ 6 авг. 1982 г., № 4353-82.

50. Кайева И.В., Дзюбенко А.И. О возможных направлениях использования конденсатов Днепровско-Донецкой впадины.- Реф.инф. ВНИИЭгазпрома. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, 1982, № 8, с. 20-22.

51. КалинкоМ.К. Геологические условия формирования газоконденсатных залежей различных генетических типов. Тр. ВНИГНИ, 1982, вып. 240. Геохимия и методы исследования конденсатов, нефтей и органического вещества горных пород, с. 5-17.

52. Капелюшнико в М.А., Ж у з е Т.П., 3 а к с С.Л. Исследование критических условий в системе нефть-газ и влияние на них пород пласта. Изв. АН АзССР, 1953. - 273 с.

53. Капелюшников М.А. К вопросу о миграции и аккумуляции рассеянной нефти в осадочных породах. Докл. АН СССР, 1954, т. 99, № 6, с. 1077-1078.

54. Ко зло в А. Л. Размещение газоконденсатных залежей в нефтегазоносных бассейнах и критерии определения перспективнефтегазоносности. Сов.геология, 1975, № 5, с.19-29.

55. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская СЛ. Классификация газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по составу пластовой смеси. Газовая промышленность, 1974, № 9, с. 23-24.

56. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская C.JI. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях. Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 35-40.

57. Кудр я в ц е в H.A. Глубинные разломы и нефтяные месторождения. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 220 с.

58. К характеристике парафиновых углеводородов органического вещества пород и нефтей методом газожидкостной хроматографии / К.Ш.Родионова, В.В.Ильинская, С.П.Максимов, М.С.Телкова. Геология нефти и газа, 1968, № 12, с. 34-38.

59. Максимов С.П. ,Лоджевская М.И. Состояние изученности условий формирования газоконденсатных месторождений в СССР и за рубежом. Тр. ВНИГНИ, 1980, вып. 219, Особенности формирования газоконденсатных месторождений, с. 3-37.

60. Мартин Р., Винтере Д., Вильяме Д. Распределение углеводородов в составе нефти и ее генезис. В кн.: Мат-лы У1 Междунар. нефт. конгресса (Франкфурт-на-Майне, 1963 г.), М., 1964, с. 38-78.

61. Меламедова B.C., Л е р м а н А.Б. Методика геохимического изучения состава конденсатов и нефтей с помощью газожидкостной хроматографии. Реф. инф. ВНИИЭгазпрома. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и морских месторождений, 1983, № II, с. 5-7.

62. Методические рекомендации по использованию комплекса физико-химических методов исследования органического вещества пород в нефтяной геохимии / В.И.Ермакова, В.С.Меламедова, Б.И.Петраш, И.С.Саркисян. М.: ВНИИЯГГ, 1979. - 42 с.

63. Моисейков С.Ф., Толстенев B.C., С е р -гиенкоС.Р. Нефти и конденсаты Туркмении. М.: Недра, 1971. - 352 с.

64. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири.- М.: Недра, 1971. 460 с.

65. Нефтепродукты. Методы испытаний, часть I. М.: Стандарты,1977. - 337 с.

66. Новоселецкий Г*Мм В и т е п к о В|АМ 11 олутранко А.Ю. Особенности распространения и условия формирования газоковденсатных залежей Украины. Тр. ВНИГНИ, 1980, вып. 219. Особенности формирования газоконденсатных месторождений, с. 176-188.

67. Определение закономерностей изменения состава углеводородных систем с целью оценки ресурсов нефтегазоносных горизонтов на больших глубинах (отчет), тема 12/39, инв. № 1146, Черниговское отд. УкрНИГРИ, Шевченко Новоселецкий Р.М.и др.,Львов, 1978. 203 с.

68. Отличительные признаки состава газов и конденсатов газоконденсатных залежей, контактирующих с нефтью

69. А.С.Великовский, А.К.Карпов, Я.Д.Саввина и др. Тр. ВНИИгаза, 1974, вып. I (часть 2), с. 164-166.

70. Петров Ал.А. Химия алканов. М.: Наука, 1974.- 244 с.

71. Петров Ал.А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971.- 384 с.

72. Порфир ь е вВ.Б. Опыт геологического анализа вопросов нефтеносности. В кн.: Проблема неорганического происхождения нефти. Киев: Наук.думка, 1971, с. 34-53.

73. Разамат М.С., Рамазанова Э.Э., Обручникова Л.В. Экспресс-метод для распознавания типа газоконденсатных месторождений. Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 60-63.

74. Родионова К.З?., Максимов С.П. Геохимияорганического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М.: Недра, 1981, - 366 с.

75. Руководство по анализу нефтей. JI.: Недра,1966. 299 с.

76. С а в в и н а Я.Д. Влияние давления и температуры на растворимость в газе углеводородов, образующих конденсат. Тр. ВНИИгаза, 1962, вып. 17, с. 209-214.

77. Саввина Я. Д. Газы и конденсаты месторождений природных газов СССР. Автореф. дис. д-ра reoл.-мин.наук. - М., 1970. - 34 с.

78. Саввина Я.Д. Соотношение изомерных и нормальных форм пентана для прогнозирования подстилающей нефти в газоконден-сатной залежи. Реф. инф. ВНИИгазпрома. Сер.: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1972, № 3, с.25-30.

79. Саввина Я.Д. , Великовский A.C. Влияние строения углеводородов на поведение их в бинарных системах с метаном. Тр. ВНИИГаза, 1962, вып. 17. Изучение газоконденсатных месторождений, с. 163-184.

80. Саввина Я.Д., Великовский A.C. Фазовые равновесия тройных углеводородных систем. Тр. ВНИИГаза, 1962, вып. 17. Изучение газоконденсатных месторождений, с. 197-202.

81. С а в в и н а Я.Д., Великовский A.C. Фракционный состав конденсата поисковый признак наличия в газокон-денсатном пласте оторочки конденсатного типа. - Газовое дело, 1968, №12, с. 10-14.

82. Саввина Я.Д., Великовский A.C. 0 причинах различия составов конденсатов. Газовое дело, 1970, № 3,с. 40-42.

83. Савченко В.И. Условия формирования и размещения залежей нефти и газа в Днепровской впадине. В кн.: Условияформирования и закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений на Украине. Киев. 1967, с. 12-19.

84. Сафонов аГ. И. Катагенетические изменения нефтей в залежах. М.: Недра, 1974. - 150 с.

85. С о, з а н с к и й В.И. Геология и генезис соленосных образований. Киев: Наук, думка, 1973. - 198 с.

86. С о з а н с к и й B.I, Законом1рност1 розмЬцення покла-д1в нафти I газу в Дн1провсько-Донецьк1й западин1. Док. АН УССР. Сер. Б, 1964, № 9, с. I2I3-I2I6.

87. СтаробинецИ.С. Геохимия нефтей и газов Средней Азии. М.: Недра, 1966. - 292 с.

88. СтаробинецИ.С. О геохимических критериях направления миграции. В кн.: Генезис нефти и газа. М., 1967, с. 459-467.

89. СтаробинецИ.С. Гео лого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974. - 149 с.

90. СтаробинецИ.С. Классификация газоконденсат-ных залежей, их нефтяных оторочек и конденсатов в связи с условиями формирования. Тр. ВНИГНИ, 1980, вып. 219. Особенности формирования газоконденсатных месторождений, с. 38-54.

91. СтаробинецИ.С. Распространение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек. Сов. геология, 1980, № I, с. 20-28.

92. СтаробинецИ.С. Геолого-геохимические особенности размещения и формирования состава глубокозалегающих залежей углеводородов. В кн.: Особенности формирования залежей нефти и газа в глубокозалегающих пластах. М.: Наука, 1980,с. IX4-I2I.

93. СтепановаГ.С. Растворимость метана в углеводородах различного строения. Газовое дело, 1970, № X, с.26-30.

94. Степанова Г.С., Выборнова Я.И. Фазовые равновесия бинарных смесей метана с нафтеновыми и нормальными парафиновыми углеводородами. Газовое дело, 1964, № 10, с.9-12.

95. Степанова Г.С., М о с и н а A.A. 0 закономерностях состава пластовых смесей глубокозалегающих нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Газовая промышленность, 1976, Ш II, с. 27-31.

96. Федоров С.&., Чахмахче в В.А. Новые данные о закономерностях формирования газоконденсатных залежей.- Нефтегазовая геология и геофизика, 1964, № II, с. II—15.

97. Федоров С.Ф., Чахмахчев В. А., Яков-л е в Б.М. Формирование нефтяных и конденсатных залежей в Западном Предкавказье. М.: Недра, 1968. - 127 с.

98. Формированиеи размещение залежей нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины / В.А.Витенко, С.П.Витрик, В.Г. Демьянчук и др. Киев: Техника, 1971. - 183 с.

99. X а н и н A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. - 366 с.

100. Чапала И.Д., Стояновская Л.И. Характеристика Среднеазиатских конденсатов. Газ.дело, 1965, № 10,с. З-б.

101. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Геохимические признаки различий газонефтяных и газоконденсат-ных систем. Тр.ВНЙГНИ, 1980, вып. 219. Особенности формирования газоконденсатных месторождений, с. I2I-I29.

102. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Крылова Т.А. Геохимические критерии оценки условий формирования газоконденсатных залежей. Геология нефти и газа, 1978,1. Я 2, с. 30-38.

103. Ч е к а л ю.к Э.Б. Термодинамические основы теории минерального происхождения нефти. Киев: Наук.думка, 197I.- 253 с.

104. Ш в а й Л.П. Тектонические нарушения основные пути вертикальной миграции углеводородов (на примере Днепровско-До-нецкой впадины). - Тр. ВНИГНИ, 1975, вып. 178, с. 255-264.

105. Шевченко Е.Ф., Боярская Э.В. Индивидуальный состав н-алканов газовых, нефтегазовых и нефтяных месторождений Украины. Химия и технология топлив и масел, № 2, 1975, с. 10-14.

106. Шевченко E.S., Боярская Э.В. Состав н-парафинов нефтей Украины. Нефтяная и газовая промышленность, № I, 1972, с. 45-47.

107. Шевченко Е.Ш., Г а б и н е т Л.М. Характеристика органического вещества по разрезу девонских отложений ДЦв.- В кн.: Вопросы геологии и нефтегазоносности УССР. Львов,1978, с. 91-97.

108. Ш н е й д е р В.А., В е л и к о в с к и й А.С. Особенности термодинамического состояния нефтегазоконденсатных месторождений Западной Туркмении. Газовая промышленность, 1968,10, с. 5-10.

109. Шпак П.Ф. Некоторые закономерности формирования и размещения скоплений УВ в Днепровско-Донецкой газонефтеносной области. Геология нефти и газа, 1983, № 7, с. 36-41.

110. Шпак П.®., Ткачишин С.В., М а н ю т а М.Г.0 размещении и условиях формирования месторождений нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине. Геология нефти и газа, 1981, № 9, с. 34-41.

111. В и г с i k R.J. Propertis of petroleum reservoir fluids. И.-Y.,.1957. 243 p.

112. К a t z D.I., К u r a t a P. Retrograde condensation. -Ind. Eng. Chem., vol. N 6, 1940, p. 817 827.

113. К a t z D.L., Cornell D., Vary J.A. Handbook of natural gas engineering. N. Y., McCrow-Hill Book Co., 1959, - 802 p.

114. P о s t о n R.S., Mc К e t t a J. Vapour-liquid equilibrium in the methane-n-hexane system and n-hexane-nitrogen. -J. Chem. Eng. Data, 1966, vol. 11, Ho. 3, p. 362 -364.

115. Prodany U.W., Williams B. Vapour-liquid equilibria in methane-hydrocarbon system. J. Chem. End. Data, 1971, vol. 16, No. 1, p. 1 - 6.

116. S i g m u n d P.M., Dranchuk P.M., M о rr e w N.R. , Purvis R.A. Retrograde condensation in porous medin. Soc. Petrol. Eng. J. 1973, 13, N 2, p. 93 104.1. ТЕКСТОВЫЕ ПРИДОЖЕНИЯ1. Состав пластовых газов1. СКВ.

117. Гори-! Интервал! Пластовые зонт !перфора-! уеловия ции, м ! р ! ^1. МПа оС ! !

118. Состав пластового газа, мольные %1. СН„ !4 {^б I1. С3Н8! и-С4Н10! н-С4Н101., ! % I1. Ы2+Iтг- 5 ! СОрг/м° ! редкие ! Л

119. СЕВЕРНАЯ ПРИБОРТОВАИ ЗОНА Анастасьевское месторождение

120. В-196 4546-4572 48, 7 120,1 60,95 10,89 6,66 0,91 1,93 12,66 1036,7 2,68 3,31

121. В-19в 4517-4523 49, 1 113,3 60,13 12,64 7,06 0,80 1,98 11,61 921,1 3,35 2,43

122. В-26 4800-4815 52, 8 125,0 74,62 10,91 4,37 0,36 1,14 5,71 320,8 1,61 1,291. Артюховское месторождение

123. ЗВ- -20+ 4110-4263 44, 9 III,I 61,74 11,83 7,86 0,82 2,88 12,00 917,9 1,18 1,691. В- -26

124. В-19 4060-4073 43, 5 115,0 57,96 10,68 7,74 0,97 2,03 14,77 1300,1 3,97 1,88

125. Ь-19а 4087-4097 45, 2 1X3,0 59,08 12,33 8,78 1,06 2,18 13,06 1046,7 1,76 1,75

126. В-19а 4102-4106 45, 6 113,6 62,56 12,94 8,17 0,96 2,32 11,31 915,8 0,16 1,59

127. В-20 4115-4129 44, 9 113,3 65,75 9,63 5,60 0,59 1,50 13,71 1017,2 1,29 1,93

128. В-19+ 4004-4095 44, 7 112,3 57,87 12,32 8,02 0,79 1,91 12,63 1047,3 2,89 3,271. В-20

129. В-26 4221-4254 4Ь, 8 111,0 73,98 8,85 4,48 0,50 1,21 6,65 381,7 4,73 2,60

130. Талалаевское месторождение

131. В-26 3752-3763 40, 2 111,0 56,62 12,42 5,96 0,64 1,42 14,51 1108,6 6,11 2,27оо чл1. в1. Горизонт1. Интервал! Пластовые

132. Состав пластового газа, мольные %о 1Л.О • | { ! !ции, м | Р !МПа ! !СНД !СРН, !С !ор , 4 ! * ь ! 3Н8 !и"С4НЮ,!н- "С4НЮ |С5Н12+ 1 % ! г/мЗ ! N2+ ! ,! ! | редкие • со2

133. В-17 3507-3522 38,7 107,0'61,08 11,33 6,22 0,52 1,23 12,70 895,5 4,64 2,23• Матлаховское месторождение

134. В-17 3352-3363 35,7 100,0 45,73 17,44 11,78 1,16 2,72 15,04 1379,9 5,35 0,781. Гадячское месторождение

135. В-18 4780-4796 53,4 124,0 81,69 5,59 2,52 0,32 0,59 4,42 290,5 3,52 2,44

136. В-17 4656-4680 51,9 118,2 80,12 7,42 3,33 0,39 0,95 4,30 256,3 1,27 2,32

137. В-16 4602-4630 49,8 116,7 85,41 5,64 2,02 0,29 0,54 3,10 190,0 1,32 1,68

138. В-16 4607-4631 50,1 119,8 73,51 9,05 4,76 0,66 1,33 7,54 438,9 1,81 1,26

139. В-18 4770-4800 53,0 122,5 80,03 5,96 2,79 0,45 0,92 7,49 477,7 0,78 1,58

140. Новотроицкое месторождение

141. К-30 3292-3315 36,2 86,0 76,19 7,70 3,50 0,46 0,84 8,49 510,5 2,16 0,66

142. К-30 ■3327-3364 36,1 88,0 75,14 8,94 4,21 0,56 0,98 7,57 458,0 2,08 0,52

143. К-30 3285-3302 36,0 89,0 72,72 8,64 4,37 0,55 1,01 7,84 434,3 4,48 0,391. Рыбальское месторождение

144. В-14 3510-3550 96,0 89,90 2,97 1,52 0,22 0,56 3,74 205,7 0,42 0,69

145. В-16 3272-3286 33,0 86,4 83,39 6,27 3,08 0,37 0,88 4,64 202,7 0,76 0,61со стч! Гори' зонт

146. Интервал! Пластовые ! !перфора-!условия !

147. Состав пластового газа, мольные %{ \ | ! ЦИИ, М !—п- ! , МПа ! \ 1 ^6 {С3Н8 !И-С4Н10 ! !Н-С4Н ! !С Н 410! 5 12 | % ! г/м^ 1N 2+ -'.редкие |С02 1

148. В-17 3320-3355 36,3 91,6 84,19 5,44 2,39 0,29 0,59 5,78 359,7 0,78 0,54

149. В-17 3480-3493 35,0 93,0 78,82 7,64 3,34 0,44 0,82 6,50 368,7 1,51 0,93

150. В-20 3506-3515 38,8 92,3 82,35 5,54 2,66 0,21 0,45 7,66 485,7 0,14 0,99

151. В-21 3677-3713 39,7 102,9 79,91 6,92 3,17 0,25 0,70 7,98 444,7 0,46 0,61

152. Тимофеевское месторождение

153. В-16 3834-3866 42,3 99,0 83,23 5,06 3,14 0,42 0,76 4,54 253,1 2,10 0,76

154. В-17 3900-3942 41,9 97,7 82,51 5,45 а, 18 0,37 0,94 4,94 271,0 1,85 0,76

155. Т-1 4073-4137 45,3 98,4 81,30 5,54 2,54 0,43 1,01 6,33 374,4 1,82 1,03

156. В-16 3897-3933 42,4 95,4 75,44 7,55 4,01 0,57 0,94 8,61 590,1 2,75 0,13

157. Т-1 4180-4196 46,1 102,7 82,50 5,14 2,94 0,42 0,91 4,39 261,3 2,80 0,90

158. В-16 3850-3860;41,9 100,5 78,97 7,72 3,89 0,44 0,77 5,30 337,5 2,27 0,643867-3880

159. В-17 3916-3935 41,9 97,5 79,76 7,33 4,06 0,40 0,84 4,66 273,2 2,24 0,71

160. Т-1 4124-4141 45,3 102,0 81,20 6,54 2,90 0,36 0,74 4,36 250,8 2,90 1,00й -э1. Ш1 ¡Горизонт1. СКВ. | \

161. Н-5 15 В-16 17 Н-5 19 Н-5 23 Н-51. Шнтервал !перфорации, м {44608-46364610-46285390-54894685-47004640-46894632-46801. Пластовые условия

162. ЦЕНТРАЛЬНАЯ ЗОНА ГРАБЕНА Харьковцевское месторождение 71,72 7,86 5,34 0,80 1,52 55,28 12,91 11,50 1,40 2,46

163. В-16 4615-4630 61,2 120,6 8 В-17а4690-4760 51,9 118,1с0;3,40 0,90 2,45 1,00 0,80 0,700,434453-4630 50,2 112,0 81,10 6,50 3,10 0,50 0,80 5,80 382,9 1,30 0,706,90 519,0 1,60 1,2011,11 860,9 0,49 1,16 12,94 838,0 0,57 2,9400 V©

164. К0!.0 СКВ. Гори-! Инт ервал! Пл ас то вые зонт !перфора-!условия !ции, м ! р 1 + | ¡1Ша !°С' -1-1—:- Состав пластового газа, мольные %

165. СН4 !°2Н6 ! -- С3Н8 и-С4Н10|н-С4Н10 { \ С5Н12+ % ! г/м^ N2+ редкие со2

166. В-18 4786-4815 53,1 122,0 62,93 10,08 6,45 0,99 1,31 14,87 1206,7 0,43 2,94

167. В-17а 4715-4743 51,7 115,0 71,98 12,00 5,90 0,60 1,10 5,80 330,9 0,66 1,90

168. В-19 4880-4930 53,7 120,0 76,00 10,80 3,60 0,50 0,76 4,60 260,9 1,20 2,50

169. В-20 4996-5020 54,8 124,0 77,00 10,10 3,90 0,50 0,80 4,20 231,4 0,96 2,60

170. В-19 4635-4650 51,7 126,6 72,61 12,17 6,14 0,91 1,87 4,57 272,7 0,96 0,77

171. Распашновское месторождение

172. П-1 3764-3930 44,5 64,7 94,94 2,66 0,55 0,07 0,10 0,73 45,70 0,95

173. К-1 4037-4260 47,6 70,3 93,70 3,60 0,80 0,10 0,20 0,98 60,60 0,63 0,02,

174. К-1 4136-4260 47,9 74,1 91,80 4,30 1,10 0,20 0,30 1,00 64,5 1,30

175. Н-4 3815-3852 46,8 67,9 92,78 3,98 1,25 0,17 0,28 0,96 47,4 0,58

176. Н-б 4042-4085 94,06 3,38 0,75 0,10 0,17 0,78 37,3 0,90

177. П-1 3576-3610 46,5 62,6 94,18 2,63 0,66 0,10 0,19 0,90 50,4 1,34

178. К-2 4309-4334 48,7 82,6 93,50 3,50 0,90 0,20 0,20 0,90 48,2 0,74

179. К-2 4324-4338 43,2 74,8 92,50 4,30 0,90 0,10 0,18 0,89 50,8 1,03 0,051. Пластовые условия!

180. Гори-! ^теРвал скв ! {перфора-,зонт ¡ции, м1.! ! !

181. Состав пластового газа, мольные %1. Р>1. МПа ! !4.0р ! СН4 !С2Н6 !С3Н8 !И-С4Н1(!), I Г,С |