К оглавлению

Газоносность продуктивной толщи юго-восточной части Апшеронского архипелага

Ф.И. Самедов, Л.А. Буряковский

Месторождения юго-восточной части Апшеронского архипелага приурочены к брахиантиклинальным складкам, расположенным в общей антиклинальной зоне, протягивающейся с северо-запада на юго-восток, от к. Григоренко через о. Жилой, Грязевую Сопку, до Нефтяных Камней, на расстоянии более 50 км. Отдельные брахиантиклинали осложнены разрывами. Нефтяные залежи приурочены к песчаным пластам песчано-глинистой продуктивной толщи.

Нефти этих месторождений насыщены углеводородными газами; кроме того, здесь имеются и чисто газовые залежи.

Еще в прошлом веке было замечено, что на поверхности спокойного моря непрерывно выделяются пузырьки газа. Выделения газа иногда сопровождались выбросами грязи, пропитанной нефтью. Многие грифоны возникли в последнее время в процессе разбуривания месторождений.

На месторождении Нефтяные Камни в результате глубокого бурения и опробования скважин установлено, что горизонт КаС-3 на юго-западном крыле содержит только газ. В сводовой части горизонта КаС-2 этого же поля с самого начала разработки обнаружена газовая шапка в скв. 8, которая при опробовании фонтанировала газом. В других горизонтах газовые шапки не установлены. Помимо газа, находящегося в свободном состоянии, в пластахвсех горизонтов содержится значительное количество газа, растворенного в нефти. По данным исследования глубинных проб коэффициент растворимости в среднем равен 0,46 см3 /см3 ат.

Углеводородные газы месторождения Нефтяные Камни в основном метанового ряда. Попутные газы содержат примесь углекислого газа. Состав газов по горизонтам приведен в табл. 1.

В среднем природные газы Нефтяных Камней содержат метана от 68,14 до 96,72%, этана от 0,64 до 5,14%, пропана от 0,13 до 1,58%, бутана от 0,06 до 1,58% и высших углеводородов от 0,13 до 2,54%, или от 5 до 100 г/м3. Содержание углекислого газа по объему составляет от 1 до 23%. Удельный вес газа по воздуху колеблется от 0,5814 до 0,8846. Газы относятся к сухим, хотя некоторые анализы показывают содержание тяжелых углеводородов до 100 г/м3.

Газонасыщенность повышается с увеличением глинистости и с уменьшением песчанистости пород. Уменьшение мощности песчаных прослоев сопровождается изменением гранулометрического состава пород - увеличивается содержание фракции меньше 0,01 мм.

Подкирмакинская свита (ПК), например, содержит в среднем 65-70% песчаных пластов, причем около 20% этих песков составляет фракция меньше 0,01 мм.

Начальный газовый фактор по горизонту 35-40 м3/м3.

Кирмакинская свита (КС) характеризуется большим содержанием глинистых прослоев и очень тонким песчано-глинистым переслаиванием. Мощность отдельных пропластков 1 см. Песчаные прослои составляют не более 45-50% всей свиты, причем 25% в них фракции меньше 0,01 мм. Начальный газовый фактор по горизонту КС почти в 2 раза выше, чем по ПК свите и составляет 70-75 м3/м3.

В начале разработки залежи обеих свит находились в одинаковом энергетическом состоянии. Литологические особенности ПК свиты (преобладание в разрезе песков, хорошая их отсортированность и повышенная крупность зерен, обусловившие хорошую проницаемость) не способствовали аккумуляции в ней свободного газа, и последний благодаря своей большой подвижности мигрировал в КС, представленную тонким песчано-глинистым чередованием с большой поверхностью зерен.

Для месторождения Нефтяные Камни характерна смена нефтяной залежи КаС-2 газовой залежью на далеком юго-восточном погружении складки. От свода к периклинали уменьшается размер зерен и увеличивается глинистость коллектора, что ярко выражено в разрезе КаС-2, где в результате этого образовалась газовая залежь с незначительной нефтяной оторочкой в виде своеобразного шлейфа, спускающегося вниз по периклинали. Контур газоносности пересекает изогипсы пласта от более высоких отметок к пониженным. Подобная смена нефтяной залежи газовой наблюдается и в других горизонтах периклинальной части, но в них газ концентрируется ближе к своду и образует газовые шапки. Периклинальная часть складки представляет собой обособленную залежь.

В процессе разработки в зависимости от различных физико-геологических условий (энергетических ресурсов, механизма движения флюида по пласту) меняется соотношение между нефтью и газом.

В однофазном состоянии пластовая нефть либо полностью насыщена газом, либо недонасыщена. Недонасыщенность нефтей определяется соотношением между жидкими и газообразными углеводородами, при котором растворение газа в нефти заканчивается при давлении ниже пластового. Под степенью недонасыщенности пластовой нефти понимается разность между пластовым давлением и давлением насыщения [1]. В начале разработки залежей нефти на Нефтяных Камнях степень недонасыщенности нефтей колебалась от 6 до 30 ат, газ был растворен в нефти и выделялся из нее лишь в стволе скважин выше фильтра. Высокое давление, существовавшее в начале вскрытия газонасыщенных нефтяных пластов, позволяло всем газам, кроме метана, углекислого газа и частично этана, удерживаться в растворе нефти. С падением давления в результате дренирования залежи в газовую фазу начинают переходить следующие по молекулярному весу и упругости пара углеводороды. Газ обогащается этаном, пропаном, бутаном и парами еще более высококипящих углеводородов. Вследствие этого удельный вес газа растет и становится переменной величиной, зависящей от продолжительности эксплуатации и темпов падения пластового давления.

В присводовых частях давление падает интенсивнее и, кроме того, нефти здесь менее пережаты, поэтому содержание метана увеличивается от свода к внешнему контуру залежи и в том же направлении уменьшается удельный вес газа, что подтверждается на примере ПК свиты (см. табл. 2).

Еще задолго до вскрытия нефтяной залежи присводовые части теряют газ, главным образом метан, в большем количестве, чем крылья. В результате перераспределения нефти и газа в пластовом резервуаре различие между частями залежи со временем должно стираться. Однако потеря на своде метана и его перемещение по пласту от контура к своду происходят одновременно, что, очевидно, приводит в конечном итоге к некоторому уменьшению содержания метана и увеличению удельного веса газа в присводовых частях залежи.

Получение на Грязевой Сопке фонтанов чистого газа при опробовании горизонтов ПК и КаС-3 в скважинах, расположенных в сводовой части, свидетельствует о том, что нефти этого месторождения насыщены газом, а в сводовой части имеется газовая шапка.

На месторождении о. Жилой газовые фонтаны получены из горизонта КаС-3 при опробовании трех скважин, расположенных на северо-восточном крыле, ближе к своду, в районе газовой шапки. Дебиты газов достигали 100-500 тыс. м3/сутки, буферное давление было около 100-200 ат. ПК и КаС, нефтеносные на этом месторождении, насыщены газом. Газовые факторы соответственно 50 и 90 м3/м3. В табл. 3 приведены характеристики газов месторождения о. Жилого. Газы отдельных горизонтов имеют сходный состав так же, как газ о. Жилого отличается от газа Нефтяных Камней лишь меньшим содержанием тяжелых углеводородов, начиная с пропана. Если на месторождении Нефтяные Камни среднее содержание высших равно 40 г/м3, то на о. Жилой - всего 26 г/м3. Удельный вес газа о. Жилого в среднем 0,6798, что на 0,0057 выше удельного веса газа Нефтяных Камней.

В общем при погружении шарнира антиклинальной зоны Апшеронского архипелага с северо-запада на юго-восток повышается содержание газа в нефтяных залежах до полной замены нефтяных залежей газовыми (рис. 1); этим, по-видимому, объясняется установленное уменьшение удельных весов нефтей продуктивной толщи Апшеронского архипелага в направлении с северо-запада на юго-восток [2]. Таким образом, перспективы Апшеронского архипелага, особенно Апшеронского порога, как района со значительными залежами газа, возрастают. По мере продвижения разведочных работ на юго-восток должны быть обнаружены значительные газовые залежи.

Перспективы Апшеронского архипелага, как района с большими запасами газа, требуют решить задачу транспортировки газа с морских месторождений на сушу, что может быть осуществлено при помощи подводных газопроводов. По-видимому, более рационально использовать газ на месте его добычи.

В попутных газах, аккумулированных в коллекторах продуктивной толщи юго-восточной части Апшеронского архипелага, преобладает метан. С увеличением содержания метана (Содержание метана берется в объемных процентах.) удельный вес уменьшается (рис. 2) по формуле:

С увеличением содержания углекислого газа удельный вес газа растет по формуле:

Если газ не содержит посторонних примесей, то, зная его удельный вес, можно по формулам (1) и (2) ориентировочно определить состав газа в объемных процентах. По содержанию метана и углекислого газа можно найти суммарное содержание тяжелых углеводородов по формуле:

Содержание высших углеводородов, начиная с пентана, может быть пересчитано из объемных процентов  на содержание в граммах на 1 м3 Q по формуле:

В недрах Апшеронского архипелага заключены значительные запасы газа, имеются большие перспективы обнаружения залежей газа и в пределах Апшеронского порога. В связи с этим следует увеличить объем разведочных работ на газ и поставить исследовательские работы для выяснения условий эксплуатации газовых залежей, транспортировки и использования газа.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.

2.     Самедов Ф.И., Буряковский Л.А. Характеристика нефтей продуктивной толщи юго-восточной части Апшеронского архипелага. АНХ, № 8, 1958.

НПУ Гюргяннефтъ

 

Таблица 1

Гори зонт

Количество анализов

Содержание, % объемн.

Удельный вес по воздуху

Высшие, г/м3

метан

этан

пропан

бутан

высшие

CO2

НКП

2

89,72

3,24

1,26

1,11

1,18

3,49

0,6382

47,4

КС

1

81,84

1,25

0,35

0,21

0,35

16,0

0,7283

12,6

ПК-1

4

81,29

2,20

0,91

0,75

0,85

14,0

0,7366

30,3

ПК-2в

4

82,36

2,50

0,91

0,86

1,37

12,0

0,7217

53,3

ПК-2Н

4

88,00

2,80

0,71

0,39

0,65

7,6

0,6616

25,3

КаС-1

2

91,33

2,18

0,63

0,53

1,01

4,32

0,6424

39,4

КаС-2

1

94,28

1,16

0,87

1,16

1,16

1,37

0,6227

46,4

КаС-3

1

87,44

2,76

0,88

0,50

1,76

6,61

0,6884

70,4

КСа-н

5

92,88

2,14

0,67

0,43

1,04

2,84

0,6269

40,0

 

Таблица 2

№ скв.

Фильтр

Метан, %

Уд. вес

34

542-536

68,14

0,8838

62

695-690

68,67

0,8763

77

851-845

77,70

0,7781

13

921-918

77,11

0,7742

73

913-909

85,85

0,6425

59

967-965

80,68

0,7573

17

963-960

88,84

0,6678

55

256-1244

94,26

0,5972

 

Таблица 3

Гори зонт

Количество анализов

Содержание, % объёмн.

Удельный вес по воздуху

Высшие, г/м3

метан

этан

пропан

бутан

высшие

со2

ПКн

2

87,80

1,74

0,12

0,06

0,12

9,8

0,6592

4,46

ПК пн

2

83,76

2,59

0,16

0,16

0,74

12,6

0,7084

28,7

КаС

4

88,00

2,26

0,37

0,48

0,93

7,8

0,6718

35,9

 

Рис. 1. Карта размещения нефтяных и газовых залежей в горизонте КаС-3 юго-восточной части Апшеронского архипелага.

1 - изогипсы по кровле ПК свиты; 2 - контур нефтеносности; 3 - контур газоносности; 4 - диапировое внедрение; 5 - залежь нефти; 6 - залежь газа; 7 - тектонические нарушения.

 

Рис. 2. Зависимость удельного веса газа от содержания метана и углекислоты.