К оглавлению

Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах нефтяных и газовых залежей

В. Ф. Никонов

Тяжелые углеводороды (ТУ) постоянно сопутствуют нефтям и не образуются в заметных количествах в современных илах и угольных пластах, поэтому их считают прямыми показателями нефтегазоносности. Однако, несмотря на поисковое значение ТУ, в геологической литературе не встречается детальный анализ распределения их в газах нефтяных и газовых месторождений и соотношения между ними (Тяжелые углеводороды в газах часто определяются лишь в сумме, что затрудняет их изучение.). Нами собраны анализы газов нефтяных и газовых залежей СССР, а также некоторых зарубежных месторождений [1-8 и др.].

В газах нефтяных и газонефтяных залежей ТУ присутствуют постоянно, причем в нефтяных залежах, как правило, их больше. Общее содержание ТУ наиболее часто составляет от 20 до 40%. Этана содержится обычно 6-20%. Примерно в таких же количествах присутствует пропан. С увеличением числа углеродных атомов гомологов метана концентрации их по сравнению с более простыми возрастают. Отношение этана к пропану колеблется от 0,6 до 2,6. Основному количеству газов нефтяных и газонефтяных залежей свойственны отношения этана к пропану от 0,6 до 1,3 и редко более 2. Отношение этана к бутану колеблется от 0,7 до 4. Часто бутана больше, чем этана. Отношение этана к сумме остальных тяжелых компонентов не более 1,3.

Тяжелые углеводороды присутствуют почти во всех залежах газа. Лишь около 5% газовых пластов практически не содержат их. Концентрации гомологов метана изменяются в довольно широких пределах от тысячных долей процента до 30%. Содержание тяжелых от 1% и выше свойственно примерно 70% газовых залежей, а в трети их более 5% ТУ. Следует учитывать, что в некоторых случаях высокое количество ТУ в газовых залежах может быть связано с влиянием расположенных ниже или рядом нефтяных месторождений [6]. Именно это сглаживает различие в концентрациях гомологов метана в газовых и нефтяных залежах.

Для газовых залежей, как и для нефтяных, характерно следующее. Если в них встречен этан, то присутствуют и более тяжелые компоненты - пропан и бутан. Эта закономерность нарушается очень редко. В газовых залежах содержание ТУ относительно этана с увеличением числа углеродных атомов прогрессивно уменьшается в отличие от нефтяных залежей. Пропана в газах примерно в 2,5 раза, бутана в 5-20 раз, а пентана и более тяжелых в 20- 30 раз меньше, чем этана. Из всех газов, в которых определялись пентан и высшие газообразные углеводороды, последние в количестве от тысячных долей процента до 1 %, редко больше, присутствуют в 80% случаев.

Из 100 газовых залежей, в которых определены этан и пропан, в 98 отношение этана к пропану составляет 1,3 и более (рис. 1). Отношение от 2 до 6 свойственно более 70% залежей, в которых обнаружены оба газа. Около 70% всех газовых залежей имеют отношение этана к бутану больше 5. В 82% залежей, в которых определялись пропан и бутан, отношение их от 1 до 3. Отношение наиболее легкого из гомологов метана - этана к сумме всех более тяжелых для 70% газовых залежей выше 4,3. Чаще всего оно колеблется от 1,5 до 3,5.

Отмеченные особенности (постоянное присутствие всех гомологов метана, определенные соотношения между ними, несмотря на значительные колебания абсолютного содержания ТУ в различных залежах) показывает, что отдельные компоненты газов генетически связаны между собой. Количество ТУ, особенно их соотношения, можно использовать в качестве поисковых признаков, а также для выяснения некоторых вопросов генезиса нефти и газа. Если по абсолютному содержанию ТУ в газах нефтяных сравнительно с газовыми залежами принципиальной разницы нет (хотя в общем газовые залежи содержат меньше ТУ), то по соотношениям гомологов метана они различны, что можно рассматривать как диагностический признак. Например, отношение этана к пропану и этана к остальным тяжелым для нефтяных залежей почти всегда меньше 1,3, а для газовых оно больше.

Отношения между тяжелыми углеводородными газами следует рассматривать как один из интересных критериев на нефть и газ. Некоторые исследователи [9, 10 и др.] установили, что по мере удаления от залежей содержание ТУ уменьшается (Эта закономерность свойственна и газовым месторождениям Западно-Сибирской низменности.). Из углеводородных газов на наибольшие расстояния от залежи распространяется лишь метан. С удалением от залежи величины отношения между тяжелыми компонентами возрастают из-за меньшей подвижности углеводородов с усложнением молекул, а также в связи с меньшим содержанием более тяжелых газов. Они различны для газоносных и негазоносных площадей.

В большинстве газоносных и нефтегазоносных районов содержание ТУ увеличивается с глубиной. Для нефтяных месторождений это явление описано [11]. Намечалось оно и для газовых месторождений [12]. Однако в отдельных газоносных областях содержание ТУ с глубиной не повышается.

В западной части Западно-Сибирской низменности в свободно выделяющихся газах подобная закономерность отмечается почти по каждой скважине и средним подсчетам содержания ТУ по стратиграфическим единицам (рис. 2 и таблица). При этом вниз по разрезу содержание ТУ увеличивается независимо от геохимических особенностей пород, содержания Сорг и битумов и наибольшего значения достигает в угленосной свите и продуктивной толще, к которым приурочены газовые месторождения, Мулымьинское месторождение нефти и ее проявления (Большой Камень, Назино и др.). По площади максимальные содержания ТУ в общих чертах также свойственны области распространения отмеченных отложений.

Следовательно, для каждого нефтегазоносного района, возможно, для пород только определенного возраста, в зависимости от состава газов и нефтей и геологических условий, нужно ориентироваться на те или иные величины отношений, из которых наиболее приемлемы, видимо, этан/пропан, пропан/бутан и этан/сумма остальных ТУ. Необходимо учитывать, что на отношения ТУ влияют условия отбора проб.

На рис. 3 видна еще одна интересная особенность в распределении ТУ в газах газовых залежей - зависимость от содержания азота. Наименьшее количество гомологов метана наблюдается в газах с низким содержанием азота. При концентрациях последнего более 13% малые количества ТУ почти не встречаются, что создает впечатление о их генетическом родстве (увеличение содержания азота и ТУ с глубиной в попутных газах нефтяных месторождений показано С.П. Максимовым и др., [11]). Это еще раз подтверждает мнение некоторых исследователей о том, что азот, во всяком случае основная его часть, в залежах имеет нефтяную природу и увеличение его количества в газах глубоких горизонтов нельзя рассматривать только как отрицательный показатель нефтегазоносности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Карпов А.К. Химическая характеристика природных газов Ставрополья, Украины и Сталинградской области. Газовая промышленность, № 7, 1957.

2. Карпов А.К. Химическая характеристика природных газов Поволжья, юго- восточной части Татарии, Западной Башкирии и районов Севера. Газовая промышленность, № 10, 1957.

3. Свищев М.Ф. Перспективы газоносности Оренбургской области. Газовая промышленность, № 4, 1957.

4. Евдокимов В.А. Характеристика газов и нефтей. Кн. «Геология и нефтеносность Тимано-Печорской области». Тр. ВНИГРИ, выл. 133. Ленгостоптехиздат, 1959.

5. Дикенштейн Г.X. и др. Газлинское газонефтяное месторождение. Гостоптехиздат, 1959.

6. Аширов К.Б., Максимов С.П. Условия газоносности месторождений Куйбышевского Поволжья. Геология нефти, 1958, № 2.

7. Высоцкий И.В. Основы геологии природного газа. Гостоптехиздат, 1954.

8. Старобинец И.С. Характеристика попутных газов Прибалханского района Западной Туркмении. Тр. Туркм. фил. ВНИИ, т. 1, 1957.

9. Белякова Е.Е. Нефтепоисковое значение подземных вод и растворенных в воде газов по данным исследований в районе Самаро-Камского междуречья Волго-Уральской нефтеносной области. Материалы ВСЕГЕИ, нов. сер., вып. 15. Гостоптехиздат, 1956.

10. Митгарц Б.Б. Нефтепоисковое значение состава подземных вод по данным исследований в Фергане. Материалы ВСЕГЕИ, нов. сер., вып. 18. Госгеолтехиздат, 1956.

11. Максимов С.П. и др. Закономерности изменения состава попутных газов по стратиграфическому разрезу. Геология нефти и газа, 1959, № 1.

12. Могилевский Г.А. Некоторые закономерности распределения углеводородных газов и азота в продуктивных газонефтяных пластах и вмещающих породах. Кн. «Происхождение нефти и газа». Гостоптехиздат, I960.

Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция ТГУ

Таблица

Интервал, м	CH4	С2Н6	С3Н3	C4H10	ТУ	СО2	N2
Михайловская скв. 1
1069-1073	92,05				_	0,79	7,16
1240-1250	92,77	-	-	-	-	1,23	6,00
1435-1440	96,54	0,30	0,06	-	0,36	2,73	0,37
1660-1663	93,76	0,64	0,07	-	0,71	1,29	4,24
1697-1701	90,62	0,59	0,23	0,10	0,92	1,99	6,47
1810-1830	92,80	1,66	0,65	0,24	2,55	1,30	3,35
Уватская скв. 3
2094-2096	88,07	0,06	0,01		0,07	1,77	8,07
2236-2240	88,60	0,11	0,02	-	0,13	1,50	9,77
2470-2472	89,60	0,47	0,11	0,01	0,59	0,55	9,26
2854-2866	75,94	1,68	0,18	0,09	1,95	-	22,11
2873-2879	68,21	2,36	0,47	0,22	3,05	0,52	28,22
Тобольская скв. 4
1717-1720	90,89	0,24	0,06	0,05	0,35	3,05	5,71
1819-1822	96,95	0,45	0,34	0,03	0,82	0,84	1,39
2021-2025	92,45	1,26	0,37	0,08	1,71	0,50	5,34
2229-2232	88,73	1,02	0,88	0,44	1,54	1,25	8,08

Рис. 1. График отношения этана к пропану по газовым и нефтяным месторождениям.

Рис. 2. Диаграммы средних концентраций С_орг., битумов, средних соотношений этих компонентов и тяжелых углеводородов в мезозойских толщах западной части Западно-Сибирской низменности.

Рис. 3. График содержания тяжелых углеводородов в зависимости от количества азота в газе.