Условия газоносности месторождений Куйбышевского Поволжья
К. Б. АШИРОВ, С. П. МАКСИМОВ
Закономерности газоносности в ряде мест определяются условиями формирования нефтяных месторождений, с которыми они генетически связаны. В этом отношении Куйбышевское Поволжье является весьма благоприятным объектом, так как благодаря сравнительно хорошей его изученности здесь выявлено большое число нефтяных и газонефтяных месторождений, отличающихся разнообразием геологических условий. Этому благоприятствует и различие условий газонасыщения нефтей, приуроченных практически ко всему разрезу палеозоя.
В настоящей статье рассматривается зависимость состава растворенных газов от некоторых геолого-промысловых условий.
Анализ газов, выделяемых из глубинных проб нефти методом контактного дегазирования, производился при помощи низкотемпературной ректификации с применением прибора Норзе для определения водорода, углекислого газа и сероводорода. Газы, растворенные в пластовых водах, выделялись из проб воды, отобранных глубинным двухклапанным пробоотборником системы инженера Горояна, путем выпуска газа через газосепаратор в газгольдер и анализировались на приборе Норзе.
Максимальная насыщенность нефтяными газами приконтактного слоя пластовых вод доказана исследованиями А.Н. Козина, К.И. Мжачиха [4], А.А. Черепенникова [7] и Е. И. Суханкина [6].
В законтурных скважинах газонасыщенность резко снижается. Характерно, что в приконтактном слое воды имеется высокое содержание азота, которое увеличивается в законтурных водах, где снижается доля углеводородов и углекислоты.
А.Н. Козин и К.И. Мжачих [4] приводят данные об изменении газовых факторов и состава газов в пластовых водах в зависимости от давления.
Например, в Покровке в законтурной скв. 21, пробуренной на пласт Б2, в пробе с глубины 1685 м (давление 181.2 ат) газовый фактор равен 0,262 м3/м3, в состав газов входят углеводороды 44,4-46,6% и азот 53,4- 55,6%; в пробе с глубины 1185 м (давление 123,4 ат) газовый фактор 0,232 м3/м3, углеводородов 56,5%, азота 43,4%; в пробе с глубины 685 м (давление 66,6 ат) газовый фактор 0,202 м3/м3, углеводородов 52,1%, азота 47,9%.
Таким образом, при движении глубинных вод вверх происходит их разгазирование; при этом в первую очередь будет выделяться азот и лишь затем метан и далее остальные углеводородные газы. Это подтверждается составом газов, растворенных в кунгурских водах, в которых углеводороды значительно преобладают над азотом.
Состав газов в законтурных скважинах девона и карбона Зольного оврага весьма сходен, что согласуется и с близкими значениями у них давления насыщения. А это в свою очередь доказывает, что различие в насыщении вод газами происходит за счет нефтяных залежей. Исходный же состав газов пластовых вод девона и карбона, видимо, весьма близок.
Рассмотрим закономерности изменения состава газов, растворенных в нефтях, газовых шапках и газовых залежах.
Характерна закономерность изменения газонасыщенности нефтей пласта Б2 месторождений Самарской Луки. Здесь в направлении с востока на запад - от Зольного оврага к Сызрани - в залежах пласта Б2 увеличивается удельный вес нефтей. Исключение в общей закономерности представляют нефти Яблонового оврага, сильно утяжеленные по сравнению с нефтями Березовки и Карлово-Сытовки [5].
В соответствии с качеством нефтей, естественно, находится и количество растворенного в нефтях газа. Так, если в Зольном овраге нефть пласта Б2 имеет максимальный газовый фактор 100 м3/т, то на западе - в Губино и Сызрани - газовый фактор снижается до 5-10 м3/т.
В соответствии с качеством нефти и количеством растворенного в ней газа находится и такой показатель, как давление насыщения.
К сожалению, на Самарской Луке имелась возможность определить давление насыщения в залежах пласта Б2 только в Зольном овраге, Стрельном овраге и Карлово-Сытовке. Но и на их примере подтверждается зависимость давления насыщения от количества растворенного газа в соответствующей по качеству нефти.
Данные, приводимые в табл. 1 и 2, показывают закономерности изменения состава растворенных газов в зависимости от качества нефтей и давления насыщения [8, 9, 10].
Состав газов залежей пласта Б2 месторождений Самарской Луки неодинаков.
Так, если газы Зольного и Стрельного оврагов довольно близки по составу, то газ Карлово-Сытовки от них резко отличается.
Обращает внимание исключительно низкое содержание в газах Зольного и Стрельного оврагов азота и повышенное содержание метана. Содержание этана, пропана и бутана в них обычное.
Количество и состав газов нефтей пласта Б2 в остальных месторождениях очень разнообразны. Как правило, нефти удельного веса выше 0,850 имеют пониженный газовый фактор по сравнению с более легкими нефтями.
Наблюдается прямая зависимость между содержанием в нефтях светлых фракций и количеством растворенного метана. Чем выше содержание светлых, тем больше в составе газов метана. При снижении содержания метана в газе возрастает доля тяжелых углеводородов.
Низкое содержание азота можно объяснить следующим.
В Зольном овраге в начальную стадию разработки давление насыщения равнялось пластовому (117 ат), что характеризовало полную газонасыщенность нефти. При этих условиях уже небольшой избыток газа образует над залежью газовую шапку. Наличие в нефти избытка газа приводит к выделению из нее в первую очередь наиболее трудно растворимого компонента - азота.
Данные разработки Зольного оврага подтверждают, что первоначально в своде пласта Б2 была небольшая газовая шапка, так как сводовые скв. 17 и 99 некоторое время давали газ, а скв. 12 и 19 - нефть с весьма высоким газовым фактором - до 700 м3/т и выше. Следовательно, избыточный газ, в первую очередь азот, был удален из залежи при образовании газовой шапки.
Кроме того, можно предположить об имевшей место деазотизации залежи и в прошлом. Как известно, в Зольном овраге на поверхности имеется месторождение гудронных песчаников, приуроченных к отложениям средней юры. В последнее время доказано наличие в девоне Зольного оврага дизъюнктивных нарушений [2], которые явились причиной снижения пластового давления, вследствие чего из залежи выделилось значительное количество азота.
В табл. 3 приведены данные общей характеристики девонских нефтей и состава растворенных газов.
Аналогично нефтям карбона в девоне также наблюдается снижение газовых факторов в более тяжелых нефтях; при этом давление насыщения обычно зависит от количества и состава растворенных газов, степени разрушенности и состава нефти, пластового давления и температуры.
Наиболее отчетливо эта зависимость видна при сопоставлении нефтей султангуловских с мухановскими. Газ из султангуловской нефти обогащен азотом, имеет меньше метана и этана и более высокое содержание пропана, бутана, пентана и высших. В нефтях Муханова весьма резко нарастает с глубиной газовый фактор, что соответствует снижению их удельного веса, уменьшению смолистости и увеличению содержания светлых фракций.
Нефти Жигулевского месторождения по сравнению с султангуловскими по составу растворенных газов занимают промежуточное положение между султангуловскими и мухановскими нефтями.
Итак, намечается строгая зависимость газового фактора, а отсюда и давления насыщения от качества нефтей, причем у залежей с тяжелой нефтью, как правило, газовые факторы меньше и соответственно ниже давление насыщения. При этом наблюдается, что в составе газов из залежей с тяжелой нефтью возрастает содержание азота, снижается содержание метана, повышается содержание тяжелых углеводородов. Указанная зависимость наблюдается при сравнении состава газов девонских нефтей Султангулова и Муханова.
Интересный пример представляет нефть залежи пласта А4 башкирского яруса Покровского месторождения. Из табл. 4 видно, что нефть пласта А4 исключительно легкая, имеет резкое отличие по своим параметрам от нефти пласта Б2 нижнего карбона, а по удельному весу и содержанию светлых фракций аналогична девонским нефтям Зольного оврага. Характерно, что в составе газов, растворенных в нефтях пласта А4 Покровки и пласта Д1 Зольного оврага, содержание азота и метана совершенно одинаково (табл. 3).
При рассмотрении условий газонасыщения нефтей, залегающих в кунгурских отложениях перми, а также состава растворенных в них газов следует обратить внимание на ряд наблюдаемых здесь особенностей (см. табл. 5 и 6).
Как видно из табл. 5, нефти кунгура, как правило, относительно легкие - удельного веса 0,83-0,85, хотя в ряде случаев (Садки и др.) нефть тяжелая.
На некоторых месторождениях, например в Восточной Черновке, Коханах, Садках, Кожемяках, Городецкой, Михайловской и др., кунгурские нефтяные залежи имеют газовые шапки.
Однако в ряде случаев кунгурские залежи недонасыщены газом, благодаря чему давление насыщения в них ниже начального пластового давления.
Объяснить это обстоятельство довольно трудно. По-видимому, либо определение давления насыщения производилось после некоторого периода эксплуатации при режиме растворенного газа, либо необходимо допустить частичную дегазацию залежей при кратковременном снижении в них давления в связи с появлением в структурах слабо проводящих разломов или сообщающейся с поверхностью системы трещин.
Особенностью газов кунгурских залежей является отсутствие в них азота или незначительное его содержание, а также сравнительно высокое содержание метана.
Несомненно, что отсутствие азота связано с низким пластовым давлением в кунгурских залежах, почему он как наиболее трудно растворимый газ выделился в свое время из нефтей и мигрировал вверх.
При наличии в кунгурских нефтяных залежах газовых шапок в их газе азот обычно присутствует. Например, в Восточной Черновке в растворенном в нефти газе азота нет, тогда как в газовой шапке его 6%, а также высоко содержание метана - следующего за азотом газа по трудности растворения. Сказанное подтверждается опытами ступенчатого разгазирования нефтей, проведенными в Гипровостокнефти под руководством Г.В. Черченко [8, 9, 10].
Так, при разгазировании нефти пласта ДII Муханова от давления насыщения 125 ат до 20 ат газовый фактор снизился с 121 м3/т до 42,5 м3/т. Следовательно, в результате снижения давления с 125 до 20 ат из тонны нефти выделится 78,5 м3 газа. При этом если в нефти при 125 ат в составе растворенного газа азота было 1,51%, то в газе, выделившемся из нефти при снижении давления до 20 ат, содержание азота поднялось до 7,2%. Соответственно содержание метана в выделившемся газе поднялось до 68,8% против 25,27% в исходной нефти.
Закономерность изменения состава нефтяных газов при снижении пластового давления подтверждается составом газов газовых залежей, обычно приуроченных к отложениям калиновской свиты верхней перми и располагающихся над залежами нефти в кунгуре (см. табл. 7).
Как и следовало ожидать, в газах калиновской свиты содержание азота значительное. Характерно, что в газе, растворенном в нефти Калиновско-Новостепановского месторождения, где пластовое давление к моменту отбора проб было ниже 20 ат, азот отсутствует, а в газовой шапке его 14,2 % .
Столь же высоко содержание в газах калиновской свиты и метана: 79% в Калиновке и 80,9% в Яблоне.
Из табл. 5, 6 и 7 видно, что в Садках, где нефть в кунгуре довольно тяжелая, имеется газовая шапка, в которой очень высоко содержание азота (30,8%) и метана (64,8%). В газовой залежи калиновской свиты Садков азота также много (39,1%).
Аномалия Садков, видимо, объясняется следующим. Как известно, здесь имеется крупный дизъюнктивный разлом, полость которого на глубину нескольких сотен метров заполнена асфальтитом [1].
Интересно, что асфальтит имеет удельный вес меньше единицы и плавает в воде, что связано с насыщенностью его пузырьками газа. Следовательно, при подъеме глубинной нефти по разлому происходила ее дегазация, причем в первую очередь выделились азот и метан.
После закупоривания разлома загустевшей нефтью выделившийся газ, обогащенный азотом и метаном, вновь скопился в калиновской свите в газовую залежь, которая поэтому и отличается столь своеобразным составом.
Избыток азота в газовой шапке кунгурской залежи Садков можно объяснить как показатель наличия в более глубоких отложениях нефтяных залежей, которые аналогично Зольному оврагу также подвергались дегазации при образовании разлома.
Дело в том, что в газах газовых шапок кунгурских залежей содержание азота сравнительно невелико. Так, в Восточной Черновке азота в газовой шапке всего 6%, против 39% в Садках. Если учесть, что довольно тяжелая кунгурская нефть Садков была дегазирована, то вряд ли она могла вновь создать газовую шапку. Поэтому можно предполагать, что во вторичном образовании газовой залежи в калиновской свите и особенно газовой шапки в кунгуре участвовали неизвестные нам пока залежи нефти в карбоне и девоне.
Наличие непрерывного процесса газообразования в недрах и особенно в небольших нефтяных оторочках, имеющихся практически во всех газовых залежах, подтверждается тем, что, несмотря на непрерывную утечку из них газа, залежи до сих пор не исчезли. В случаях же их разрушения, что произошло при разломе структуры в Садках, залежи даже способны восстанавливаться вновь.
Существование утечки газа из газовых залежей подтверждается работами Л.П. Задова и С.Я. Вайнбаума [3], проследившими характер изменения окраски пород над газовыми залежами, связанного с восстановлением углеводородами окисных соединений.
На основании рассмотренных в статье данных представляется возможным сделать следующие основные выводы.
Обогащенность приконтактного слоя пластовых вод растворенными углеводородами связана с непрерывным процессом изменения состава нефти.
Газонасыщенность нефтей, а также связанные с ней показатели - газовый фактор и давление насыщения - не зависят от возраста вмещающих пород, а определяются величиной пластового давления и степенью изменения залежей.
Остаточное содержание азота и метана в растворенном в нефти газе характеризует степень разгазирования нефти.
Газовые залежи в калиновской свите в большинстве случаев могут рассматриваться как газовые шапки, оторванные от нижележащих нефтяных залежей в кунгуре.
Происходящая миграция избыточных газов из нефтяных залежей кунгура в калиновскую свиту, а также последующая их утечка до поверхности подтверждаются многочисленными газопроявлениями из татарских отложений при бурении.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. К вопросу о завершении разведки Садкинского газо-нефтяного месторождения. Нефт. хоз., № 8, 1950.
2. Аширов К.Б. О наличии дизъюнктивных дислокаций на одной из структур Жигулевского вала. Нефт. хоз., № 7, 1956.
3. Задов Л.П., Вайнбаум С.Я. Цветность пород как нефтепоисковый признак. Нефт. хоз., № 8, 1952.
4. Козин А.Н., Мжачих К.И. Состав газов пластовых вод нефтяных месторождений Куйбышевской области. Труды ин-та Гипровостокнефть, вып. 1 Гостоптехиздат, 1957.
5. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефт. хоз., № 10, 1954.
6. Суханкин Е.И. Газы, растворенные в девонской воде. Башкирская нефть, № 3, 1947.
7. Черепенников А.А. Материалы к геохимическому изучению природных газов некоторых месторождении нефти Куйбышевской области и Тат. АССР. Сб. статей под редакцией З.Л. Маймин «Об условиях образования нефти». Труды ВНИГРИ, нов. сер., вып. 82, 1955.
8. Черченко Г.В. Газы нефтяных месторождений Среднего Поволжья. Труды ин-та Гипровостокнефть, вып. 1, Гостоптехиздат, 1957.
9. Черченко Г.В. Исследование изменения плотности пластовых нефтей Среднего Поволжья от глубины залегания и геологического возраста вмещающих пород. Труды ин-та Гипровостокнефть, вып. 1. Гостоптехиздат. 1957.
10. Черченко Г.В. Результаты исследования физических и физико-химических свойств нефтей Среднего Поволжья. Труды ин-та Гипровостокнефть, вып. 1. Гостоптехиздат, 1957.
Гипровостокнефть
Таблица 1 Характеристика нефтей, пластовых давлений, давления насыщения и газовых факторов залежей пласта Б2 месторождений Куйбышевского Поволжья (данные Г.В. Черченко)
|
Месторождение |
Начальное пластовое давление, ат |
Удельный вес нефти |
Давление насыщения, ат |
Газовый фактор, м3/т |
|
Карлово-Сытовка |
116 |
0,852 |
43,0 |
15 |
|
Стрельный овраг |
111 |
0,848 |
98,5 |
89 |
|
Зольный овраг |
117 |
0,839 |
117,0 |
100 |
|
Покровка |
173 |
0,855 |
64,5 |
30,5 |
|
Радаевка |
140 |
0,897 |
64,0 |
29 |
|
Серные воды |
132,5 |
0,896 |
- |
19,4 |
|
Якушкино |
128,7 |
0,894 |
52,9 |
21,2 |
|
Муханово, I пласт |
236 |
0,850 |
50,0 |
37 |
Таблица 2 Состав газов, растворенных в нефтях угленосного горизонта нижнего карбона месторождений Куйбышевского Поволжья (данные Г. В. Черченко)
|
Месторождение |
Пласт |
Компоненты газа, % объемн. |
|||||||
|
азот |
углекислый газ |
сероводород |
метан |
этан |
пропан |
изобутан и н-бутан |
пентан и высшие |
||
|
Карлово-Сытовка |
Б1+Б2 |
23,8 |
1.4 |
0.9 |
29.0 |
16,0 |
15.3 |
9,4 |
4,2 |
|
Стрельный овраг |
Б2 |
1.1 |
2.2 |
2.6 |
52.4 |
16.9 |
14.4 |
7,6 |
2.8 |
|
Зольный овраг |
Б2 |
4,0 |
2.8 |
1.1 |
43.0 |
19.0 |
17.9 |
8,6 |
3.6 |
|
Покровка |
Б2 |
15,7 |
0.9 |
0.2 |
36.6 |
18.6 |
17.1 |
8,2 |
2.7 |
|
Радаевка |
Б2 |
18,2 |
2.5 |
0.1 |
25.3 |
18.3 |
24.0 |
8,1 |
3.5 |
|
Серные воды |
Б2 |
21,6 |
1.9 |
5.0 |
29.6 |
13.0 |
16.9 |
8,6 |
3.4 |
|
Якушкино |
Б2 |
22,5 |
1.8 |
4.2 |
21.8 |
16,9 |
20.1 |
8,6 |
4.1 |
|
Муханово |
1 пласт |
8,3 |
1.5 |
2.4 |
28.5 |
21,2 |
24.0 |
8,6 |
5.5 |
Таблица 3 Характеристика нефтей, пластовых давлений, давления насыщения, газовых факторов и состава растворенных газов девонских залежей Куйбышевского Поволжья
|
Месторождение |
Пласт |
Начальное пластовое давление, ат |
Удельный вес нефти |
Давление насыщения, ат |
Газовый фактор, м3/т |
Компоненты газа. % объемн. |
|||||||
|
азот |
Углекислый газ |
сероводород |
метан |
этан |
пропан |
изобутан и н- бутан |
пентан и высшие |
||||||
|
Жигулевское |
Д0 |
173 |
0,856 |
58,9 |
34,7 |
9,9 |
0,3 |
Нет |
38,1 |
17,5 |
19,5 |
10,6 |
4,1 |
|
Жигулевское |
ДII |
180 |
0,852 |
66,0 |
48,0 |
8,0 |
0,7 |
Нет |
44,7 |
15,9 |
20,1 |
8,2 |
2,4 |
|
Зольный овраг |
дI |
180 |
0,807 |
80,0 |
111,0 |
5,8 |
0,1 |
Нет |
31,7 |
23,4 |
22,6 |
11,1 |
5,3 |
|
Султангулово |
дI |
235 |
0,884 |
73,2 |
30,0 |
16,5 |
0,1 |
Нет |
36,6 |
12,4 |
19,4 |
9,7 |
5,3 |
|
Муханово |
ДII |
316 |
0,841 |
123 |
120,0 |
3,0 |
0,5 |
Нет |
49,9 |
19,1 |
14,9 |
8,3 |
4,3 |
|
Муханово |
ДIII |
320 |
0,818 |
145 |
173,0 |
5,7 |
0,3 |
Нет |
48,5 |
19,7 |
14,7 |
7.2 |
3,9 |
|
Муханово |
ДIV |
325 |
0,807 |
203,3 |
288,2 |
4,5 |
0,5 |
Нет |
52,8 |
19,3 |
12,5 |
6,5 |
3,9 |
Таблица 4 Сопоставление характеристик нефтей и газов пластов А4 и Б2 Покровского месторождения (данные Г. В. Черченко)
|
Пласт |
Начальное пластовое давление, ат |
Удельный вес нефти |
Давление насыщения, ат |
Газовый фактор, м3/т |
Содержание, % объемн. |
|||||||
|
азот |
углекислый газ |
сероводород |
метан |
этан |
пропан |
изобутан и н- бутан |
пентан и высш |
|||||
|
А4 средний карбон |
117 |
0,805 |
56 |
64,5 |
5,8 |
0,5 |
0,4 |
31,7 |
17,9 |
21,5 |
16,3 |
5,9 |
|
Б2 нижний карбон |
173 |
0,855 |
64 |
30,5 |
15,7 |
0,9 |
0,5 |
36,5 |
18,5 |
17,0 |
8,1 |
3,6 |
Таблица 5 Физико-химическая характеристика нефтей кунгура месторождений Куйбышевского Поволжья
|
Месторождение |
Начальное пластовое давление, ат |
Пластовая температура, град. |
Удельный вес нефти |
Давление насыщения, ат |
Газовый фактор, м3/т |
|
Муханово . |
43 |
18 |
0,842 |
18 |
38 |
|
Восточная Черновка . |
57 |
17,5 |
0,833 |
57 |
59,8 |
|
Коханы . . |
54,6 |
17,9 |
0,841 |
44 |
60 |
|
Яблоня . . |
55 |
20 |
0,859 |
43 |
49 |
|
Жуково . . |
58 |
20 |
0,840 |
48 |
58,3 |
|
Садки . . . |
55 |
20 |
0,9136 |
- |
- |
Таблица 6 Состав газов, растворенных в кунгурских нефтях месторождений Куйбышевского Поволжья (данные Г. В. Черченко)
|
Месторождение |
Компоненты газа, % объемн. |
|||||||
|
азот |
углекислый газ |
сероводород |
метан |
этан |
пропан |
изобутан и н-бутан |
пентан и высш |
|
|
Муханово |
Нет |
0,7 |
0,3 |
37,0 |
19,1 |
20,5 |
14,1 |
5,6 |
|
Восточная Черновка (растворенный газ) |
Нет |
0,6 |
Нет |
55,9 |
15,3 |
14,3 |
9,5 |
4,4 |
|
Восточная Черновка (газовая шапка) |
6,0 |
0,2 |
0,2 |
85,0 |
5,7 |
1,9 |
0,6 |
0,4 |
|
Коханы |
Нет |
Нет |
Нет |
51,5 |
19,9 |
16,2 |
8.6 |
3,8 |
|
Яблоня |
Нет |
0,3 |
1,0 |
52,5 |
18,0 |
16,2 |
8,8 |
3,2 |
|
Жуково |
3,7 |
0,3 |
0,6 |
47,0 |
16,7 |
15,4 |
9,5 |
6,8 |
|
Садки (из газовой шапки) |
30,8 |
0,5 |
Нет |
61.8 |
1,4 |
1,4 |
1,0 |
0,6 |
Таблица 7 Состав газов газонефтяных и газовых месторождений, приуроченных к отложениям калиновской свиты верхней перми (данные С.И.Еремина, М.Д. Штофа, Г.В. Черченко и В.И. Устенко)
|
Месторождение |
Условия нахождения газа в пласте |
Компоненты газа. % объемн. |
|||||||
|
азот |
углекислый газ |
сероводород |
метан |
этан |
пропан |
изобутан и н-бутан |
пентан и высш |
||
|
Муханово |
Газовая залежь |
15.0 |
0,8 |
0,5 |
75,6 |
3,5 |
2,1 |
1.3 |
1,2 |
|
Яблоня |
То же |
15.5 |
0,7 |
0,8 |
80,9 |
1,4 |
0,4 |
|
0,3 |
|
Садки |
То же |
39.1 |
Нет |
Нет |
58,0 |
1,7 |
0,7 |
0.4 |
0,3 |
|
Калиновско-Новостепановское |
Газовая шапка |
14.2 |
0,2 |
1,0 |
79.0 |
2,1 |
2,1 |
0,9 |
0,4 |
|
То же |
Газ, растворенный в нефти |
Нет |
1,2 |
5,7 |
58.1 |
19,5 |
9,4 |
4.4 |
1,7 |