К оглавлению

Результаты комплексного изучения пластовых флюидов третичных отложений Ферганы

Х.А. РАБИНОВИЧ

В результате комплексного изучения некоторых физико-химических констант системы вода-газ-нефть-порода был выявлен ряд закономерностей, указывающих на тесную взаимосвязь перечисленных компонентов.

Ранее уже отмечалось, что тяжелые нефти контактируют с водами, в которых количество кислородсодержащих продуктов, таких как SO₄'', НСО₃', СО₃'', СО₂, NO₂', нафтеновые кислоты и др., высокое [4-6]. Легкие нефти связаны с водами, содержащими продукты восстановительной обстановки: NH₄, H₂S (свободный), тяжелые углеводороды. Особенно показательны в составе вод величины соотношений отдельных ионов (в эквивалентных количествах)

и частное от их деления

названное нами показателем К.

Показатель К в контурных водах независимо от глубины залегания пластов и их стратиграфического возраста обратно пропорционален удельному весу нефтей (рис. 1).

За контуром нефтеносности в водах накапливаются продукты окисления, поэтому К здесь резко уменьшается (рис. 2, табл. 1).

Таким образом, сопоставление состава вод, контактирующих с легкими и тяжелыми нефтями, а также сравнение вод, залегающих вблизи контура нефтеносности и в законтурной зоне, показывают, что их состав меняется одинаково в направлении накопления окисленных продуктов; иначе говоря, разрушение углеводородов нефти проходит через стадию их окисления и утяжеления.

Подобные данные были получены и для некоторых других месторождений.

Чем же объясняется наглядность в изменениях показателя К?

Известно, что с уменьшением динамики вод увеличивается их метаморфизация, т. е. в водах возрастает количество ионов кальция и вместе с тем снижается содержание щелочных продуктов. Поэтому показательуменьшается с уменьшением общей застойности водного режима. С увеличением застойности водного режима обычно возрастает содержание в водах ионов аммония и уменьшается содержание ионов SO₄''. Следовательно, показатель  в указанных условиях будет увеличиваться.

Таким образом, интенсивность восстановления нефти по показателю К согласуется с формулой окисления нефти по А.А. Карцеву [1]:

где MSO₄ - содержание сульфатов в водах; V - скорость движения вод; Q - размер нефтяной залежи; k₀ - коэффициент, зависящий от свойств нефти.

Если представить окисление нефти по нашим показателям, то получится:

Причем отношение, как уже отмечалось, увеличивается со скоростью движения вод (V), а содержание ионов аммония в основном возрастает в зависимости от мощности нефтяных залежей.

Преимущество этой формулы заключается в том, что все ионы и значения показателя К выражаются числовыми единицами, наглядно иллюстрирующими указанные выше положения; между тем у А.А. Карцева не все показатели можно выразить числовыми единицами, и его формула по существу ценна только с теоретической точки зрения.

Вторая особенность состава вод и нефтей, залегающих в третичных отложениях Ферганы, - накопление в них сероводорода в карбонатных коллекторах. До сих пор генезис сероводорода пластовых флюидов не ясен. Многие исследователи связывают его накопление с биохимическими процессами восстановления сульфат-ионов вод, причем предполагается, что эти процессы протекают при определенной оптимальной температуре (40-55 °С) и сравнительно невысокой солености воды (меньше 180 г/л) [2].

Однако в нефтегазоносных пластах Ферганской депрессии сероводород в водах обнаруживается при разных условиях: при малой минерализации вод (до 10 г/л Чонгара, Чемион, Ак-Сарай) и при высокой (более 180 г/л Палванташ, Хартум), а также при различных пластовых температурах (40-85° С).

Кроме того, наблюдалось, что нефти, контактирующие с водами, содержащими много сероводорода, более легкие, чем нефти, контактирующие с водами без сероводорода. Причем процент серы в нефтях в первом случае меняется незначительно (табл. 2).

Присутствие сероводорода на больших глубинах в концентрированных рассолах при высокой температуре, не благоприятной для жизнедеятельности современных форм десульфатизирующих бактерий, дает основание предположить, что сероводород образовался в древнее геологическое время - в период формирования и дальнейшей аккумуляции жидких углеводородов. В связи с чем он как резкий восстановитель способствовал образованию более легких нефтей.

Сохранность сероводорода и его соединений в палеогеновых отложениях глубоких горизонтов возможна при условии почти полного отсутствия движения вод и глубокой восстановленности среды.

Вместе с тем в Ферганской депрессии, как и в других районах, имеются тяжелые окисленные нефти, которым в некоторых случаях сопутствуют сероводородные воды (Шорсу IV, Чемион).

В этом случае для вод характерна высокая общая щелочность, а в некоторых коллекторах присутствие элементарной серы. При наличии в породах высоких количеств элементарной серы нефти бывают тяжелые и сернистые, что видно на примере месторождения Шорсу IV, из IV и VII горизонтов которого добывается аморфная сера (см. табл. 3). На остальных площадях сера в породах отсутствует.

Таким образом, на основании данных, приведенных в табл. 3, можно уверенно считать, что на всех указанных площадях, где эксплуатируется тяжелая нефть, происходили вторичные окислительные процессы, в результате которых в контурных водах накапливались щелочные продукты, а в породах при определенных условиях выпадала элементарная сера и в результате нефть осернялась.

Изменения в содержании сульфат-ионов в водах Ферганы подтверждены также теми же закономерностями, которые были установлены для многих районов [2, 3 и др.].

Как показывают результаты исследования пород продуктивных горизонтов, нахождение гипсов и ангидритов в породах сопровождается повышением содержания ионов SО₄ в воде. Так, в водах VIII пласта

Ферганской депрессии, сложенного,. как правило, известняками и доломитами с прослоями гипсов и ангидритов, содержание ионов SО₄ повышенное, причем количество серы в нефтях этого пласта остается невысоким (до 1%).

Резкое уменьшение ионов SО₄ в водах IV пласта, сложенного песчаником, сопровождается накоплением в породах значительных количеств пирита (FeS₂), которое увеличивается в зоне нефтеносности и уменьшается вне ее (табл. 4).

Можно предположить, что резкое уменьшение ионов SO₄ в водах при контактировании их с нефтью связано с процессами десульфатизации вод. Образующийся при этом сероводород шел на восстановление окислов железа, содержащихся в породах [1, 3]. Однако, как отмечалось ранее, этот процесс протекал в древнее геологическое время, а сейчас в гидрогеологически закрытых структурах не наблюдается, иначе сероводород, связав и восстановив все железо, находящееся в породах, стал бы накапливаться в водах.

Накопление карбонатов щелочных земель в пластовых водах обычно связано с гидрогеологической раскрытостью структуры, причем пористость и проницаемость коллекторов в некоторых случаях резко повышаются. По-видимому, здесь имеют место вторичные процессы разрушения цемента терригенных пород, вследствие накопления углекислоты, повышающей растворимость карбонатов (табл. 5).

ЛИТЕРАТУРА

1. Карцев А. А. О причинах закономерностей распределения свойств нефтей в месторождениях Апшеронского полуострова. Нефт. хоз., № 9, 1951.

2. Козлов А. Л. Проблема геохимии природных газов. Гостоптехиздат, 1950.

3. Сулин В. А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.

4. Равикович X.А. Новые гидрохимические нефтепоисковые показатели. Азерб. нефт. хоз., № 2, 1957.

5. Равикович X.А. О взаимосвязи между составом пластовых вод и нефтей. Бюлл. научно-технической информации, № 1, Ташкент, 1959.

6. Равикович X.А. Вопросы подземного окисления углеводородов. Геология нефти и газа, 1960, № 1.

Среднеазиатский филиал ВНИИгаза

Таблица 1 Сопоставление основных показателей в контурных водах и удельного веса нефтей III пласта площади Южный Аламышик

Участок	Количество проб	Сумма солей в водах, г/кг			К	Удельный вес нефти
Западный (воды контурные)	8	83	0,47	0,0035	135	0,842
Северо-восточный (воды законтурные)	10	84	0,038	0.0055	7	0,885

Таблица 2 Зависимость между удельным весом нефтей, содержанием в них серы и наличием в водах сероводорода

Место отбора пробы	№ скважины	Пласт	Глубина отбора, м	Содержание H2S, мг/л	Удельный вес нефти	Содержание серы в нефти, %
Андижан (западный блок)	36	V	710	440	0,836	0,30
То же	61	V	776	1371	0,820	0,48
Андижан (восточный блок)	102	V	827	Нет	0,869	0,28
Андижан (западный блок)	70	VII	790	467	0,834	0,35
То же	69	VII	735	Нет	0,863	-
Северный Сох	19	VIII	1525	1122	0,846	0,65
То же	10	VIII	1483	Нет	0,865	0,24

Таблица 3 Сопоставление общей щелочности и сероводорода в контурных водах с удельным весом и сернистостью нефтей

Место отбора пробы	№ скважины	Пласт	Содержание
			в воде		в нефти
			Н2S, мг/л	Общая щелочность, мг-экв/кг	удельный вес	серы, %
Андижан	61	V	1371	2,5	0,820	0,48
То же	70	VII	467	0,9	0,834	0,35
Палванташ	234	VIII	329	0,2	0,834	0,18
Шорсу IV	1	IV	12	12,1	0,903	1,07
То же	15	VII	742	14,4	0,884	1,17
	56	II	-	3,1	0,855	0,36
Чонгара	11	IV	-	30,6	0,863	0,18
Чемион	75	V	221	16,0	0,867	0,10

Таблица 4 Содержание пирита и SO₃ в породах IV пласта на площади Северный Сох

скважины	Интервал отбора, м	Результаты испытания пласта	Содержание, %
			SO3	FeS2
12	1337-1339	Нефть безводная	0,20	89,4
31	1462-1466	Нефть с водой	0,10	30,2
2	1353-1357	Законтурная вода	Не определялось	4,8

Таблица 5 Сопоставление содержания НСО₃' ионов в воде с общей пористостью коллекторов (пласт VII)

Место отбора образцов воды и породы	Глубина, м	НСO3, мг-экв/кг	Общая пористость, %
Южный Аламышик	540	1,4	14
Палванташ	720	0,8	5
Гальча	560	16	23

Рис. 1. Кривая изменения удельного веса нефтей в зависимости от величины К в подземных водах.

Площади: 1 -Хартум, VIII пласт, скв. 1; 2 - В. Ауваль, V пласт, скв. 22; 3 - Ханкыз; VIIIa пласт, скв. 2; 4-Ханкыз, VIIa пласт, скв. 4; 5 -то же, II пласт, скв. 2; 6 -В. Ауваль, VIII пласт, скв. 23; 7 -то же, скв. 22.

Рис. 2. Изменение показателя К в зависимости от расстояния от контура нефтеносности в водах VIII пласта месторождения Северный Сох.