Новые данные по газонасыщенности подземных водпродуктивных горизонтов Березовского газоносного района
Л.М. ЗОРЬКИН
Газонасыщенность подземных вод - один из основных гидрогеологических параметров при оценке перспектив газоносности недр. При этом наиболее важной задачей исследований является выяснение региональных закономерностей изменения состава и упругостей водорастворимых газов (артезианский и нефтегазоносный бассейн), а также локальных закономерностей (залежь - контурные воды). Указанные закономерности позволяют выяснить гидрогеохимические условия (обстановки) недр, характеризующиеся различной степенью смещения фазового равновесия [2, 3, 4]. Знать последнее крайне необходимо, так как различные обстановки имеют различные перспективы недр, а, следовательно, и различные показатели газоносности. Поэтому странно, что некоторые исследователи [6] при построении карт упругостей водорастворимых газов исходят из данных давлений в газовых залежах.
К настоящему времени по Березовскому газоносному району накоплено значительное количество фактических данных по газонасыщенности пластовых вод продуктивных горизонтов, которые позволяют выявить общие закономерности формирования залежей (гидрогеохимические обстановки) и произвести оценку перспектив газоносности территории.
Гидрогеологические исследования (испытание скважин) в районе проведены в основном Тюменским территориальным геологическим управлением (А.Д. Сторожев, Г.П. Быстров, В.Т. Головко и др.). В 1960 г. все данные по газонасыщенности были обработаны по методике ВНИИГаза автором при участии В.Т. Головко.
В Березовском районе небольшие газовые скопления приурочены к нижней песчаной пачке готерив-баррема (горизонт Н), а основные промышленные залежи - к песчаным отложениям келловея (базальный горизонт).
Газонасыщенность подземных вод горизонта Н
Состав растворенных газов в водах горизонта Н преимущественно метановый: содержание метана (в сумме с тяжелыми углеводородами) варьирует от 80 до 97% об. Тяжелые углеводороды в среднем составляют 0,2-0,4%, редко до 0,8%. Азота содержится от 1,5 до 18%; максимальные его количества приурочены к северу района. По генезису азот преимущественно биогенный. Содержание СО2 от долей до 2,3%, гелия 0,011-0,022%, аргона 0,021 - 0,054%.
Газонасыщенность вод варьирует от 279 до 1970 см3/л, возрастая с северо-запада на юго-восток; минимальные ее значения- на севере района, максимальные - в приконтактной части залежи на Деминской структуре.
Давления насыщения растворенных газов изменяются от 12 до 60 ат, возрастая с северо-запада на юго-восток (рис. 1).
На региональном фоне роста упругостей к центральным частям низменности выделяется Алясовско-Березовская зона повышенных упругостей, фиксирующая газовые залежи в горизонте Н (до 118,8 ат).
Максимальные значения упругостей газов здесь отмечаются у контактов залежей; при удалении от контура газоносности они снижаются.
Газонасыщенность подземных вод базального горизонта
Состав растворенных газов представлен преимущественно метаном и в меньшей степени азотом.
Содержание метана (в сумме с тяжелыми углеводородами) возрастает от 79 до 99,2%, с северо-запада на юго-восток. Минимальные его количества приурочены к северу района (Азово-Мужинский участок), ассоциируя с зоной гидрокарбонатно-натриевых вод современного промыва. На юго-западе (бассейн Северной Сосьвы) концентрации метана выше, чем на севере.
Количество тяжелых углеводородов в сумме редко достигает 2%, составляя в среднем 0,3-0,8%. Характерно, что максимальные содержания тяжелых углеводородов (до 2%) приурочены к наиболее погружным участкам района, расположенным ближе к областям генерации углеводородов (Шеркалы, Чуэль).
Содержание азота возрастает от долей до 20%, с юго-востока на северо-запад. По генезису азот преимущественно биогенный. Углекислый газ содержится от долей до 3%, гелий 0,018-0,034%, аргон 0,020-0,056%.
Газонасыщенность пластовых вод базального горизонта изменяется от 250 до 2360 см3/л: минимальная - на севере района, в зоне гидрокарбонатно-натриевых вод современного промыва, максимальная - на Чуэльской и Игримской разведочных площадях, содержащих газовые залежи при высокой закрытости структур. В региональном плане газонасыщенность возрастает с северо-запада на юго-восток; повышенное ее значение отмечено в приконтурных водах Березовско-Алясовского участка газовых залежей.
Упругость растворенных газов возрастает с северо-запада на юго-восток, от 12,8 до 175,5 ат (рис. 2). На общем фоне возрастания упругостей к центральным частям Западно-Сибирской низменности Березовская, Деминская и Алясовские залежи характеризуются иными закономерностями. Здесь на локальных участках газовых залежей упругость зависит от расстояния до контура газоносности. Характер этой зависимости наиболее детально изучен на Березовском и Деминском месторождениях.
Давление в Березовской залежи равно 125-129 ат. В скв. 34, расположенной в приконтактной зоне залежи на юго-западном крыле структуры, оно составляет 122,7 ат, т. е. весьма близко к давлению залежи. В скв. 8 на западном крыле структуры, в 1,2 км от контакта газ-вода, давление насыщения равно 91,6 ат. В скв. 5, еще более удаленной от контакта, оно снижается до 81,4 ат. В скв. 48 Тутлеймской площади к западу от Березовской залежи, в 13 км от контакта газ-вода, давление насыщения составляет всего 49,2 ат.
Давление в Деминской залежи равно 125-126 ат. В скв. 33, расположенной на юго-восточной периклинали структуры, в 1,2 км от контура газоносности, давление насыщения растворенных газов составляет 67 ат, а в скв. 19 на северо-северо-западном крыле, в 0,5 км от контакта, 116,5 ат.
Таким образом, Березовская группа залежей расположена на общем фоне недонасыщения подземных вод и имеет присущие для данных залежей гидрогеохимические условия.
В целом появление повышенных давлений насыщения на региональном фоне фиксирует газоносные структуры. Резкое повышение упругостей растворенных газов над фоновыми отмечено для скв. 104 Неремовской площади и скв. 67 и 68 Макаркинской площади, что дает возможность предположить здесь наличие небольших газовых скоплений.
В восточном направлении от Березовских дислокаций упругости продолжают возрастать, и обстановка Чуэльской залежи отличается от обстановки Березовских газоносных структур. Давление в Чуэльской залежи определено в 163-167 ат. Законтурные воды были исследованы по двум скважинам. В скв. 84 (южное крыло структуры) давление насыщения равно 175,5 ат, а в скв. 81 (северо-восточное крыло структуры) - 173 ат.
К переходному типу от Березовской к Чуэльской залежи относится Игримская залежь - давление в ней приблизительно равно давлению насыщения газа в пластовых водах базального горизонта.
Интересная закономерность выявляется при сравнении давлений насыщения с гидростатическими давлениями (рис. 3).
Чуэльская площадь, где давления насыщения превышают давление в газовой залежи, характеризуется превышением давления насыщения над гидростатическим. Здесь мы имеем дело как-бы с пересыщенным газовым раствором, где избыточный газ разгружается в структурах и на современном этапе геологического развития территории формируются газовые залежи.
В приконтактных участках Березовской, Деминской, Алясовских и Игримской залежей прослеживаются незначительные дефициты упругостей. В зону недонасыщенных газовых растворов в приконтурных участках разрушающихся газовых залежей попадают скв. 104 Неремовской площади и скв. 68 Макаркинской площади.
Большие дефициты упругостей наблюдаются на территориях, примыкающих к Мужинской приподнятой зоне (до 90 ат), причем значения их возрастают с юга, от Березовской структуры, на север, к Мужинскому Уралу.
Вторая зона максимальных дефицитов (140 ат) отмечается для Ляпинской впадины и примыкающих к ней участков Северо-Сосьвинского свода.
Приведенные данные по газонасыщенности пластовых вод продуктивных горизонтов Березовского газоносного района дают возможность выяснить гидрогеохимические условия формирования и сохранения газовых залежей, а также произвести оценку перспектив газоносности территории.
В значительной степени наши теоретические представления об условиях формирования газовых залежей и оценки перспектив газоносности тех или иных регионов базируются на установившихся положениях об условиях миграции газообразных углеводородов. Последние могут мигрировать путем диффузии от областей высоких концентраций к областям пониженных концентраций, в растворенном состоянии с потоками подземных вод и в виде свободных струйных потоков. Все три формы миграции наблюдаются в районе, однако основные массы газа перемещались подземными водами. Поэтому формирование и размещение залежей района определяются основными гидрогеологическими закономерностями Западно-Сибирского артезианского бассейна.
В течение длительной геологической истории Западно-Сибирского артезианского бассейна основными областями питания являлись складчатые обрамления юга и юго-востока низменности [1, 5]. Потоки подземных вод, поступающие с обрамлений, фильтруясь в недрах низменности, насыщались растворенными газами. Высокогазонасыщенные воды, двигаясь на север к областям разгрузки, попадали на склоны сводовых поднятий и при благоприятных условиях температур и гидростатических давлений формировали газовые залежи. По-видимому, залежи Березовского газоносного района формировались именно таким образом. Следует лишь иметь в виду, что до Северо-Сосьвинского свода достигала лишь незначительная часть потока. Основные же массы воды двигались восточнее. Последнее дает возможность предположить высокую газоносность территорий, расположенных к востоку от Березовского газоносного района.
При формировании Березовских залежей давления насыщения растворенных газов в подземных водах были выше или равны давлениям в газовых залежах. Однако в неоген-четвертичное время активизируется роль Урала, появляется дополнительная область питания на севере района - Мужинская приподнятая зона и Вайкарская терраса [7].
В настоящее время по пьезометрическим уровням отчетливо прослеживается уральский поток, который достигает Березовских залежей. Восточнее поток имеет северное и северо-восточное направление. Снижение упругостей при удалении от контуров газоносности Березовских залежей и объясняется поступлением геохимически активных вод с Урала.
Анализ развития Западно-Сибирского артезианского бассейна и данные по газо- насыщенности пластовых вод позволяют для базальных слоев мезозоя Березовского района выделить несколько принципиально различных гидрогеохимических обстановок, имеющих различные перспективы.
Обстановка не наступившего фазового равновесия в условиях гидрогеологической раскрытости пород наблюдается на северо-западе территории. Юго-восточная граница ее протягивается от устья р. Куноват к меридиональному отрезку р. Северная Сосьва, северо-западная граница - неясна. Обстановка характеризуется активным водообменом в условиях раскрытости пород с гидрокарбонатно-натриевыми азотно-метановыми водами. Упругость растворенных газов до 20 ат; дефициты упругостей - до 90-140 ат. Азот в подземных водах преимущественно атмосферного происхождения. Величина общей минерализации вод не превышает 200-250 мг-экв/л. Иод и бром в пластовых водах отсутствуют. В нефтегазоносном отношении площади малоперспективны.
Обстановка геохимической зрелости (фазовое равновесие смещено) наблюдается в полосе, протягивающейся с северо-востока на юго-запад, от Макаркинских структур к широтному отрезку бассейна р. Северная Сосьва. Обстановка характеризуется застойным водным режимом в условиях закрытости пород. Воды - хлоркальциевые, метановые, с общей минерализацией до 650 мг-экв/ л.
Содержание йода в пластовых водах не превышает 30 мг/л, брома 65 мг/л. В региональном плане упругость возрастает с северо-запада на юго-восток. В целом подземные воды недонасыщены газами. На региональном фоне газоносные структуры характеризуются резким возрастанием упругостей (дефициты упругостей отсутствуют лишь в приконтактных участках газовых залежей). Площади высокоперспективны в газоносном отношении. Поисковым признаком служит резкое возрастание упругостей растворенных газов к сводам структур.
Залежи в данной обстановке уже сформировались, разрушаются же они весьма медленно.
Обстановка геохимической молодости (наличие фазового равновесия) охватывает бассейн р. Казыма, Полноватский и Игримский участки и характеризуется застойным водным режимом при высокой закрытости пород. Воды - хлоркальциевые и гидрокарбонатно-натриевые, метановые, с региональным фоном отсутствия дефицитов упругостей и с пересыщенными газовыми растворами. Общая минерализация вод, содержание брома и йода аналогичны второй обстановке. Площади высокоперспективны в газоносном отношении. Залежи формируются и в настоящее время. На юго-западе территории наблюдаются переходные черты (Игримская залежь) от геохимической обстановки зрелости к обстановке молодости.
Обстановка не наступавшего фазового равновесия в условиях высокой закрытости пород охватывает погруженные части Атлымской ступени и Ханты-Мансийской впадины. Воды - хлоркальциевые и гидрокарбонатнонатриевые, метановые. Имеющийся азот преимущественно биогенного происхождения. Поступающие из недр Западно-Сибирской низменности воды - высокогазонасыщенные, однако этого недостаточно для выделения газа в свободную фазу, так как значения гидростатических давлений и температур велики. Те же воды, попадая в менее высокотемпературные участки, могут формировать газовые залежи. Площади перспективны преимущественно в нефтеносном отношении.
ЛИТЕРАТУРА
1. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности (под ред. Н.Н. Ростовцева). Труды ВСЕГЕИ, 1958.
2. Козлов А.Л. О закономерностях формирования и размещения газовых залежей. Гостоптехиздат, 1959.
3. Корценштейн В.Н. О механизме формирования газовых залежей Ставрополья. «Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений». Изд. АН СССР, 1958.
4. Лондон Э.Е., Зорькин Л.М., Васильев В.Г. Принципы оценки перспектив газоносности по составу и упругости газов, растворенных в подземных водах. Геология нефти и газа, 1961, № 3.
5. Маврицкий Б.Ф. Об истории развития Западно-Сибирского артезианского бассейна и перспективы его нефтегазоносности. Геология нефти, 1958, № 4.
6. Ростовцев Н.Н. Условия формирования газовых залежей в Березовском районе Западной Сибири. Труды СНИИГГИМСа, вып. 17, 1961.
7. Рудкевич М.Я., Зорькин Л. М. Перспективы нефтегазоносности Приуральской части Западно-Сибирской низменности. Советская геология, № 2, 1961.
ВНИИгаз
Рис. 1. Схема упругостей растворенных газов в водах готерив-баррема (горизонт Н). Сост. Л.М. Зорькин и Г.К. Дулевич, 1960 г.
I - пункты опробования водоносного горизонта; 2 – изолинии упругостей, ат; 3 - открытые газовые залежи; 4 - предполагаемые газовые залежи; 5 - зона отсутствия коллекторов горизонта Н.
Рис. 2. Схема упругостей растворенных газов в водах базального горизонта. Сост. Л.М. Зорькин и В.Т. Головко, 1960 г.
1 - пункты опробования горизонта; 2 - изолинии упругости, ат; 3- газовые залежи: I -северо- Алясовская, II - Юшно-Алясовская, III - Деминская, IV - Березовская, V - Пахромская, VI - Чуэльская, VII - Тугиянская, VIII - Игримская; I - предполагаемые залежи: IX - Макаркинская, X - Неремовская.
Рис. 3. График дефицитов упругостей растворенных газов в водах базального горизонта. Сост. Л.М. Зорькин, 1961 г.
1 - зона пересыщенных газовых растворов; 2 - зона недонасыщенных газовых растворов в приконтурных участках разрушающихся газовых залежей; 3 - зона высоконедонасыщенных газовых растворов Северо-Сосьвинского свода и Атлымской ступени; 4 - зона высоконедонасыщенных газовых растворов Ляпинской впадины и смешных территорий Северо-Сосьвинского свода.