К оглавлению
Изучение
газов, растворенных в пластовых водах месторождений Ферганы
В. Е. НАРИЖНАЯ
Для выявления
возможности использования растворенных газов как нефтепоискового показателя в
условиях Ферганского нефтегазоносного района в ЦНИЛе объединения Средазнефть
было проведено сопоставление состава свободно выделяющихся (попутных,
спонтанных) и растворенных в воде газов законтурных и обводнившихся при
эксплуатации скважин в нефтяных месторождениях с газами непродуктивных пластов.
Газы опробовались
обычными методами в основном в наземных условиях для получения сопоставимых
образцов из скважин и источников, а также из-за невозможности глубинного отбора
в ряде случаев ввиду агрессивности пластовых вод и глубиннонасосной эксплуатации
обводнившихся скважин. Сопоставление свободно выделяющихся и растворенных в
воде газов показало их однородность, особенно азотно-углеводородного состава в
случае отсутствия нефти, и несопоставимость попутных газов, особенно
неуглеводородной их части, с газами, извлеченными из водонефтяной эмульсии. Это
связано с большими различиями коэффициентов растворимости компонентов газа в
воде и нефти. Так, например, в газе скв. 52 месторождения Андижан содержание
сероводорода и углекислого газа в попутном газе составляет 5,2%, а в
растворенном в воде - 38,5%, количество азота соответственно 4,95 и 23,3%.
Основные закономерности
изменения состава газа выявлялись главным образом для газов, растворенных в
воде, так как именно они встречаются вдали от зоны нефтеносности.
Экспериментальный
материал показал, что состав растворенных газов в основном зависит от степени
гидрогеологической сохранности залежи (месторождения закрытые и открытые),
литологических особенностей продуктивного пласта (карбонаты, песчаники) и степени
активности в пласте процесса десульфатизации, т. е. реакции между сульфатами
вод и углеводородами с образованием сероводорода и углекислого газа (а также
гидрокарбонатов в воде).
Изменение состава газа по
мере удаления от контура нефтеносности для месторождений, разделенных на группы
с приблизительно общим комплексом перечисленных факторов, происходит следующим
образом.
1. В карбонатных
коллекторах закрытых месторождений (V и VI пласты Палванташа, V и VII пласты
Андижана, ляканская свита Северного Риштана, VII пласт
Избаскента), залегающих на средних и значительных глубинах (700-2200 м) на
контакте с водами средней и высокой минерализации (1200-6200 мг-экв/кг), при
удалении до 600 м и, по-видимому, даже более от водонефтяного контура
изменяется в основном лишь углеводородный состав газа. Вблизи контура (в 100-200
м от него) этот состав облегчается (молекулярный вес углеводородов понижается
до 17-17,5) и при дальнейшем удалении от зоны нефтеносности практически не
изменяется. Общее количество углеводородов сохраняется весьма высоким (90-
97%), а азота, напротив, низким и лишь иногда повышается до 10, редко до 15%
(см. рис. 1, а). Такими, например, оказались растворенные
газы V пласта Восточного Избаскента, где впоследствии была выявлена
промышленная нефтеносность.
Повышенное содержание
азота в газах этой группы структур приурочено к непродуктивным горизонтам; так,
газ непродуктивной нижней пики VII пласта Майли-Су содержит 30% азота.
2. В карбонатных
коллекторах открытых месторождений (V пласт Чимиона и Чангырташа) на глубинах
270-600 м на контакте со средне- и маломинерализованными водами (750-1000
мг-экв/кг) при удалении от зоны нефтеносности происходит резкое возрастание
содержания азота за счет углеводородов приблизительно со скоростью 25% на
каждые 100 м. Возможно, это возрастание связано с выработанностью структур, на
которых опробовались газы.
3. В песчаных коллекторах
закрытых месторождений (III пласт Андижана, XVI и XVII пласты Северного
Риштана, II пласт Нефтеабада, III пласт Ак-Мечети), залегающих на средних
глубинах (700-1800 м) и отличающихся средне- и высокоминерализованными водами
(750-5300 мг-экв/кг), изменение состава газа приблизительно такое же, как и в
карбонатных пластах. Однако для некоторых образцов (особенно по III пласту)
отмечается большее содержание азота (до 10-15%) уже в самой приконтурной зоне;
при удалении от контура дальнейшее возрастание количества азота идет медленно,
так же как и в карбонатных коллекторах.
Высокое содержание азота
(более 50-60%) в растворенных газах этой группы месторождений, по-видимому,
следует считать отрицательным признаком нефтеносности, таковы газы XVIII пласта
Ходжи-Османа, пестроцветной свиты Шор-Су, XIV пласта Ходжиабада и др. (рис. 2). Отрицательная оценка этих пластов подтвердилась и
результатами опробования.
Таким образом, и в
карбонатных, и в песчаных коллекторах высокое содержание углеводородов (80-95%)
является благоприятным показателем нефтеносности, но не всегда промышленной.
Так, например, в VII пласте Восточного Избаскента, несмотря на благоприятный
состав газа, промышленная нефтеносность не была установлена (хотя и наблюдались
незначительные нефтепроявления).
4. В песчаных коллекторах
открытых месторождений (III пласт Чангырташа и Теке-Беля) на небольших глубинах
(300-700 м) па контакте со средне- и маломинерализованными водами (140-2800
мг-экв/кг) значительное содержание азота (30-50%) отмечается уже вблизи зоны
нефтеносности и особенно у выхода на дневную поверхность (до 60%), однако
возможно и здесь, так же как и в карбонатных коллекторах, это связано с
выработанностью указанных залежей.
Содержание азота в этих,
а также в выработанных закрытых залежах повышается настолько близко от зоны
нефтеносности, что на том расстоянии, где обычно отмечается облегчение
углеводородов, они уже исчезают и создается впечатление отсутствия их
облегчения. Поэтому сочетание высокого содержания азота и неестественно
высокого молекулярного веса углеводородов, по-видимому, должно отвечать весьма
малым залежам нефти; это действительно и наблюдается, например, в меловых
отложениях Нефтеабада (см. рис. 2).
5. В карбонатных
коллекторах закрытых месторождений (V, VII и VIII пласты Палванташа, V и VII пласты Андижана, V + VI и VII пласты Шор-Су, ляканская
свита Северного Риштана) на средних глубинах на контакте со средне- и
высокоминерализованными водами, аналогичными водам первой группы, но с высокой
сульфатностью (5-40 мг-экв/кг) наблюдается активный процесс десульфатизации. В
некоторых случаях он охватывает весь пласт (VIII пласт Палванташа), в других -
отдельные его участки (V пласт Палванташа, ляканская свита Северного Риштана).
Газы, растворенные в
воде, в этих случаях (см. рис. 1,б), как в приконтурной
зоне, так и в удалении от нее, отличаются высоким содержанием сероводорода (до
95-98%) (Следует отметить, что в свободно выделяющихся газах,
особенно в попутных, его содержится гораздо меньше.) и небольшим количеством углеводородов, сравнительно
тяжелых.
В значительном удалении
от зоны нефтеносности содержание сероводорода падает за счет возрастания
углекислого газа; у выхода пласта на дневную поверхность в составе газа
возрастает количество азота и углекислого газа за счет сероводорода и
углеводородов.
Развитию процесса
десульфатизации, как было показано для ферганских месторождений, обычно
благоприятствует активное воздействие высокосульфатных контурных вод на
углеводородную залежь (например, в узких залежах VIII пласта Палванташа и V
пласта западного блока Андижана); он наблюдается также и в газовых залежах с
узкой нефтяной оторочкой (ляканская свита Северного Риштана) или без нее (VII и
VIII пласты Ак-Сарая). В последних двух
случаях сероводород попадает в газовую залежь.
На основании этих данных
было сделано предположение, что в VII пласте разведочной площади Северный Сох,
отличающемся значительным содержанием сероводорода в газовых скважинах (до 1,5-2%),
нефтяная оторочка узкая - недостаточная для изоляции газовой залежи от
проникновения в нее газов процесса десульфатизации. Это предположение
подтвердилось при дальнейшей разведке этой площади.
6. В карбонатных
коллекторах открытых месторождений (V пласт Чангырташа и Чимиона), залегающих
на небольших глубинах (250-400 м), процесс десульфатизации происходит также на
контакте с высокосульфатными водами, при этом в продуктах реакции преобладает
сероводород при большей минерализации воды (в Чангырташе) или содержатся равные
количества углекислого газа и сероводорода при малой ее минерализации (в
Чимионе).
Изучение газов последних
двух групп площадей, а также отсутствие сероводорода в горизонтах, где нет хотя
бы остаточной нефтеносности (см. рис. 2), дает основание
считать сероводород в составе растворенного газа в условиях Ферганы прямым показателем
нефтеносности. Однако при этом надо учитывать, что сероводород - продукт
процесса подземного окисления углеводородов, правда, наименее разрушительного,
и в закрытых условиях, по-видимому, даже приостановившегося; последнее
подтверждается отсутствием сульфатвосстанавливающих бактерий, а также высоким
содержанием в воде сульфатов (хотя и пониженным по сравнению со среднепластовым
значением согласно уравнению реакции десульфатизации). Современный процесс
десульфатизации с образованием сероводорода, к сожалению, в Фергане наблюдается
лишь на выработанных залежах и поэтому установленные для них закономерности
могут быть нетипичными.
7. В некоторых открытых
структурах на малых глубинах (250-500 м), на контакте с маломинерализованными
практически бессульфатными водами (0,5-5 мг-экв/кг SO4**, растворенные в воде газы отличаются высоким
содержанием углекислого газа (до 60-97%) как вблизи зоны нефтеносности, так
сравнительно и далеко (до 1 км) от нее (см. рис. 1, в). Это явление отмечается
и в карбонатных коллекторах (V пласт Теке-Беля и Майли-сая), и в песчаниках (IV
пласт Чонгары и Яркутана).
Таким образом, появление
в растворенном газе углекислого газа в указанных условиях является
положительным показателем нефтеносности, но не прямым, как
сероводород, так как он встречается и в ненефтеносных горизонтах (см. рис. 2), и гораздо менее благоприятным, чем последний.
Углекислый газ показывает большую степень геохимической разрушенности
углеводородной залежи, чем сероводород. Процесс подземного окисления
углеводородов здесь, очевидно, идет до конца, так как сульфаты в водах
практически отсутствуют. Залежи нефти в таких структурах обычно отличаются
сравнительно малой промышленной ценностью.
Значительное содержание
углекислого газа, появляющегося в условиях, резко отличных от рассмотренных
выше, по-видимому, не связано с нефтеносностью. Так, например, газопроявление в
юрских отложениях Чонгары (см. рис. 2), где высокое его
содержание сочетается с высокоминерализованными сульфатными водами и встречено
на большой глубине, т.е. в условиях, обратных рассмотренным выше для нефтяных
месторождений, по-видимому, не связано с нефтеносностью.
На ферганских
месторождениях не прослеживается отмечаемая рядом авторов взаимосвязь между
содержанием биогенного азота и отношением Не/Ar
и степенью удаленности опробуемой точки от зоны нефтеносности. Повышенные
значения обоих показателей отмечаются для некоторых попутных газов и особенно
для свободных газов; в газах, растворенных в воде, оба показателя, особенно
отношение He/Ar резко
уменьшаются как в зоне нефтеносности, так и за ее пределами. Это уменьшение,
очевидно, связано с различием коэффициентов растворимости редких газов в воде и
в нефти и обычно не превышает указанных различий. Подобная же разница
получается при опробовании попутного или спонтанного и растворенного газов в
одной и той же скважине. Так, например, в скв. 115 Чангырташа отношение He/Ar в попутном газе равно 0,23, а в
растворенном в воде 0,009. Наконец, высокие значения указанных выше показателей
отмечаются в некоторых бесперспективных площадях (Айритан, Чуст-Пап, Наманган).
Таким образом,
использование биогенного азота и отношения He/Ar как поисковых показателей в условиях ферганских
месторождений невозможно, они могут лишь служить показателями сохранности уже
имеющейся залежи. Так, высокие значения их в попутных газах месторождения
Палванташ сочетаются с закрытым характером структуры.
В горизонтах, не
связанных с нефтеносностью, встречены преимущественно азотные газы (см. рис. 2). В поверхностных газах источников часто содержится
также и углекислый газ, причем преимущественно в маломинерализованных водах с
относительно высоким содержанием сульфатов и гидрокарбонатов.
Появление наряду с
углекислым газом сероводорода или даже преобладание сероводорода отмечается в
газах родников, приуроченных к нефтеносным горизонтам (V+VI пласт Шор-Су), или
имеющих связь хотя бы с остаточной нефтеносностью (VII пласт Сары-Камыша, V
пласт Кара-Дарьинской антиклинали).
Состав «бесперспективных»
газов указывает на широкую распространенность биохимических процессов, что
проявляется в наличии в газах углеводородов и продуктов их разрушения
(углекислого газа и сероводорода). Содержание углеводородов в газах
увеличивается по мере приближения от более молодых к палеогеновым (т. е. к
наиболее продуктивным) отложениям и далее вновь уменьшается при переходе к
меловым и юрским отложениям.
Изучение растворенных
газов как возможного нефтепоискового показателя следует продолжить для
выявления закономерностей изменения их упругости.
Узбекский филиал ВНИИГаза
