Изменение химического состава природных газов месторождений Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба
А. И. ИВАНОВ
В последнее время опубликован ряд работ [1, 2, 3, 4, 7, 8, 10, 11] посвященных изучению природных газов, их химического состава, закономерностей изменения, распределения по площади и глубине и др. Интерес к этим вопросам вполне понятен, так как на основании изучения химического состава газов отдельных месторождений можно получить весьма ценные данные, позволяющие судить о направлении миграции газа, условиях формирования его залежей, закономерностях распределения последних, генезисе газа и т. п.
Естественно, что вопрос об изменении состава газа в газовых залежах со временем имеет большое практическое и теоретическое значение. Между тем в литературе этому вопросу не уделялось должного внимания. Более того, некоторые авторы [4], не располагая достаточным количеством данных, особо подчеркивают «общность газов чисто газовых месторождений, практически не изменяющихся от времени разработки залежи».
В результате тщательного изучения химического состава природных газов газовых залежей Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба (см. рисунок) установлено, что состав газов изменяется со временем в процессе эксплуатации месторождения в течение нескольких лет. Особенно хорошо это видно на примере газового месторождения Опары, эксплуатируемого с 1940 г.
Из различных скважин и горизонтов месторождения и в различное время отобрано и проанализировано несколько десятков проб газа. Из некоторых скважин (3, 7а, 14а, 5а, 15, 25, 23, 40) с одних и тех же глубин пробы отбирались дважды - в 1949 г. и в 1958 г. или 1956 г. Результаты этих анализов приведены в табл. 1.
Из приведенных данных видно, что газы, отобранные из одной скважины с одной глубины, но в разное время, всегда имеют различный химический состав. Причем различия эти строго определенного характера. Так, во всех пробах, отобранных в 1958 г. или 1956 г., по сравнению с пробами, отобранными в 1949 г., сумма тяжелых углеводородов меньше в два и даже в три раза. Во всех без исключения более поздних пробах газа наблюдается увеличение содержания метана в среднем на 1,5%. Везде, где имеются данные, наблюдается увеличение в газе углекислоты со временем и уменьшение азота. Несколько уменьшается удельный вес газа, резко увеличивается (нередко в несколько раз) отношение этана к сумме остальных тяжелых углеводородов. Этот коэффициент для чисто газовых залежей почти всегда более 1,3, а для нефтяных меньше 1,3 [9]. В настоящее время для Опарского месторождения этот коэффициент больше 1,3, т. е. он как бы показывает, что месторождение чисто газовое. В прошлом же этот коэффициент иногда был и меньше 1,3.
Такие же изменения химического состава газа можно заметить и на других газовых месторождениях Внешней зоны Предкарпатского прогиба, где отбирались пробы в разное время (Угерско - скв. 101, 108а, 1086, Косов - скв. 10 и др.). При этом некоторые гомологи метана в составе газов в более поздних пробах отсутствуют, в то время как определенное количество их содержалось в ранних пробах.
А.К. Карпов [3] утверждает, что «состав газов чисто газовых месторождений не изменяется по времени разработки» и приводит средний химический состав газов некоторых залежей Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба. Анализы проводились, видимо, в разное время до 1957 г. Даже средний состав газа по анализам 1958-1960 гг. отличен от данных А.К. Карпова. Так, для Дашавы среднее содержание метана в газе А.К. Карпов дает 98,3%. Теперь же оно составляет от 98,7% (залежь A1) до 99,54 (средний горизонт). Сумма тяжелых углеводородов по А.К. Карпову 0,57%, в настоящее время 0,43%, содержание углекислого газа соответственно 0,1 и 0,2- 0,54%, удельный вес газа - 0,562 и 0,557.
Еще более существенное изменение химического состава газа со временем наблюдается на Угерском месторождении. Если среднее содержание метана здесь по А. К. Карпову составляет 98,3%, то в настоящее время оно превышает 99,2%. Сумма тяжелых углеводородов соответственно - 1,0 и 0,29-0,40%, содержание углекислоты - 0,1 и 0,12-0,41%, удельный вес - 0,566 и 0,557.
Такая же закономерность наблюдается на Косовском газовом месторождении. По А. К. Карпову метана в газе содержится здесь 98,5%, тяжелых углеводородов 0,40%, углекислоты 0,1%, удельный вес газа 0,561. В настоящее время эти величины соответственно равны - 98,8-99,9; 0,34% (при практическом отсутствии пропана и бутана); 0,26% и 0,558.
Аналогичные изменения в составе газа со временем наблюдаются и на других газовых месторождениях внешней зоны Предкарпатского прогиба.
Таким образом, химический состав газа в процессе эксплуатации месторождения изменяется в сторону увеличения процентного содержания метана, углекислоты, отношения этана к сумме остальных гомологов метана и уменьшения суммы тяжелых углеводородов, азота, удельного веса газа. Понятно, что при геохимическом изучении природных газов следует учитывать фактор времени отбора пробы газа, ибо пренебрежение этим показателем может привести к ошибочным выводам о характере распределения газов по площади и по разрезу, условиях формирования газовых залежей, направлении миграции газа и др.
Каковы же причины изменения химического состава природных газов в процессе эксплуатации месторождения? Вероятно, большую роль играет здесь изменение пластового давления в залежи в сторону его уменьшения. В этой связи интересно отметить, что в начальный период разработки некоторых газовых месторождений Внешней зоны (Бильче-Волица, Угерско, Рудки и др.) происходил вынос конденсата. В настоящее время он почти не выносится. Вероятно, при значительной величине пластового давления конденсат в газообразном состоянии выносится на поверхность и лишь при понижении давления в сепараторе он выпадает в виде жидкости. По мере падения давления в пласте конденсат, видимо, переходит в жидкое состояние и остается в пласте. Таким образом, можно объяснить некоторое уменьшение суммы тяжелых углеводородов в газе, что приводит к увеличению процентного содержания метана. Увеличение углекислоты в газах можно объяснить тем, что при уменьшении пластового давления она поступает в газовую залежь из подстилающей ее воды. Как известно, в составе водорастворенных газов углекислоты содержится нередко в десятки раз больше, чем в газах газоносных пластов. Так, в Дашаве в растворенном в воде газе содержится углекислоты от 2 до 9,2%, в Угерско - до 5,5% (скв. 7, 99а), в Рудках - до 16,7% (скв. 15) и т. д. Уменьшением в газе процентного содержания тяжелых углеводородов и увеличением метана можно объяснить некоторое уменьшение удельного веса газа, которое было бы еще большим, если бы в газе не увеличивалось содержание углекислоты. Что же касается уменьшения процентного содержания азота в газе со временем, то последний, по-видимому, имеет генетическую связь с тяжелыми углеводородами, на что указывает В.Ф. Никонов [9], С.П. Максимов и др. [7], и его количество в газе уменьшается параллельно с уменьшением гомологов метана.
Одной из причин изменения химического состава газа в процессе разработки газовых месторождений Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба является факт миграции газа, подтока его в ловушки. В процессе перемещения природного газа тяжелые углеводороды, входящие в его состав, сорбируются породами, в результате чего в газе увеличивается процентное содержание метана. Гомологи метана поглощаются породами в значительно больших количествах, чем сам метан [6]. Эксплуатация влечет за собой уменьшение давления в залежи, а уменьшение давления обусловливает подток газа в залежь.
Темпы падения пластового давления в залежах свидетельствовали о наличии в недрах Угерского месторождения значительно больших запасов газа, чем на Бильче-Волице. Эти месторождения взаимодействуют между собой, и здесь происходит переток газа из Бильче-Волицы в Угерско, количество которого по данным А.Л. Козлова и Б.М. Минского [5], составляет 200 млн. т3 в год.
Таким образом, газ в пределах Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба мигрирует в настоящее время, что является основной причиной некоторого изменения его химического состава.
Надо полагать, что в прошлом, в процессе миграции и формирования газовых залежей газ претерпевал такие же изменения. Поэтому, на основании данных о химическом составе газа, видимо, можно судить о направлении его миграции во время образования залежей в пределах того или иного региона. При этом, чем больше в газе процентное содержание метана и углекислоты, меньше в нем тяжелых углеводородов и азота и меньше его удельный вес, тем больший путь прошел газ, тем дальше от источника питания находится ловушка, которой он был уловлен. В табл. 2 приведены средние (по многочисленным анализам) химические составы газа основных залежей его Внешней зоны Предкарпатского прогиба.
Наименьшее процентное содержание метана наблюдается в газе Северо-Медыничского месторождения, здесь же отмечается наибольшее количество тяжелых углеводородов и азота, наибольший удельный вес газа и очень малое содержание углекислоты. К северо-западу и к юго-востоку от Северных Медынич процентное содержание метана в газе увеличивается, сумма тяжелых углеводородов и азота и удельный вес газа уменьшается, содержание углекислоты увеличивается (последняя закономерность, правда, не всегда четко прослеживается).
Таким образом, источник питания для большинства газовых месторождений Внешней зоны находился где-то в районе Северных Медынич, откуда газ мигрировал на северо-запад и юго-восток. При этом газ, видимо, перемещался в пределах Южно- Медыничского поднятия валообразного типа, осложненного Кавской, Северо-Медыничской, Рябчицкой, Рудковской, Судово-Вишнянской, Кохановско-Свидницкой локальными структурами, являющимися, таким образом, теми сообщающимися между собой ловушками, которые и аккумулировали газ. Мигрировавший из района Северных Медынич газ в юго-восточном направлении был аккумулирован ловушками Бильче-Волицы, Угерско и Дашавы. Формирование сарматских залежей газа Рудок и Кохановки-Свидницы связано, по-видимому, с вертикальной миграцией его из юрских отложений. Об этом говорит значительное увеличение процентного содержания метана в газе из сарматских отложений по сравнению с газом из юры, уменьшение суммы тяжелых углеводородов, азота, уменьшение удельного веса газа и др. (см. табл. 2).
Газовые месторождения юго-восточной части Внешней зоны, вероятно, имели свой источник питания, расположенный где-то в районе Кадобно-Грыновка. Так как условия миграции там были, очевидно, хуже, чем на северо-западе, то газ мигрировал в незначительных количествах. Это и является одной из причин того, что месторождения газа юго-восточной части зоны обладают значительно меньшими запасами.
Итак, в процессе эксплуатации газовых месторождений, как и во время их формирования, изменяется химический состав газа, благодаря чему можно определить направление его миграции. В пределах Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба можно указать два пункта: район газового месторождения Северные Медыничи и район месторождений Кадобно-Грыновка, откуда газ затем мигрировал в другие ловушки.
ЛИТЕРА ТУРА
1. Аширов К.Б., Максимов С.П. Условия газоносности месторождений Куйбышевского Поволжья. Геология нефти и газа, 1958, № 2.
2. Евдокимов В.А. Характеристика газов и нефтей. Кн. «Геология и нефтеносность Тимано-Печорской области». Тр. ВНИГРИ, вып. 133. Ленгостоптехиздат, 1959.
3. Карпов А.К. Химическая характеристика природных газов Ставрополья, Украины и Сталинградской области. Газ. пром., № 7, 1957.
4. Карпов А.К. Химическая характеристика газов Поволжья, юго-восточной части Татарии, Западной Башкирии и районов Севера. Газ. пром., № 10, 1957.
5. Козлов А.Л. и Минский Е.М. Взаимодействие газовых месторождений в процессе эксплуатации, Газ. пром., № 3, 1958.
6. Кулиш Ю.С. Сорбция углеводородных газов породами. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений. Труды ВНИИгаза, Гостоптехиздат, 1953.
7. Максимов С.П. и др. Закономерности изменения состава попутных газов по стратиграфическому разрезу. Геология нефти и газа, 1959, № 1.
8. Могилевский Г.А. Некоторые закономерности распределения углеводородных газов и азота в продуктивных газонефтяных пластах и вмещающих породах. Кн. «Происхождение нефти и газа». Гостоптехиздат, 1960.
9. Никонов В.Ф. Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах нефтяных и газовых залежей. Геология нефти и газа, 1961, № 8.
10. Трещина Н.И. Изучение нефтяных газов Терско-Дагестанской области. Труды ВНИГРИ, нов. серия, вып. 83, 1955.
11. Черепенников А.А. Материалы к геохимическому изучению природных газов некоторых месторождений нефти Куйбышевской области и Татарской АССР. Кн. «Об условиях образования нефти». Труды ВНИГРИ, нов. серия, вып. 82, 1955.
Институт геологии горючих ископаемых АН УССР
|
№ скв. |
Интервал |
Горизонт |
Дата отбора проб |
Состав газа, % об. |
|||||||||
|
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
С4H10 |
C6H12 |
CO2 |
N2 |
SТУ |
С2/SТУ |
Удельный вес |
||||
|
3 |
411-418 |
I |
VII. 49 |
98,2 |
0,16 |
0,04 |
0,07 |
0,1 |
1,65 |
0,27 |
1,45 |
0,561 |
|
|
3 |
411-418 |
I |
29. V. 58 |
99,9 |
0,05 |
- |
- |
0,03 |
0,1 |
- |
0,08 |
1,7 |
0,555 |
|
7а |
438-480 |
I |
VI. 49 |
97,9 |
0,09 |
0,05 |
0,12 |
0,1 |
1,65 |
0,26 |
0,53 |
0,562 |
|
|
7а |
438-480 |
I |
21. VII. 58 |
99,8 |
0,15 |
- |
- |
0,03 |
0,3 |
- |
0,18 |
5,0 |
0,555 |
|
14а |
417-447 |
I |
IV. 49 |
96,6 |
0,23 |
0,09 |
0,09 |
0,2 |
2,8 |
0,41 |
1,3 |
0,569 |
|
|
14а |
417-447 |
I |
21. VII. 58 |
99,8 |
0,08 |
- |
0,03 |
0,3 |
- |
0,11 |
2,7 |
0,555 |
|
|
5а |
400-466 |
I-II |
III. 49 |
98,9 |
0,13 |
0,15 |
0,02 |
0,05 |
0,75 |
0,30 |
0,8 |
0,559 |
|
|
5а |
400-466 |
I-II |
25. XI. 58 |
99,8 |
0,16 |
- |
0,03 |
0,4 |
- |
0,19 |
5,3 |
0,555 |
|
|
15 |
633-638 |
IV |
V. 49 |
97,9 |
0,28 |
0,06 |
0,14 |
0,05 |
1,58 |
0,48 |
1,4 |
0,564 |
|
|
15 |
633-638 |
IV |
21. VII. 58 |
99,8 |
0,15 |
- |
0,04 |
0,2 |
- |
0,19 |
3,8 |
0,553 |
|
|
25 |
603-612 |
IV |
II. 49 |
98,9 |
0,11 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,1 |
0,75 |
0,29 |
0,6 |
0,560 |
|
25 |
603-612 |
IV |
25. XI. 58 |
99,8 |
0,15 |
- |
- |
0,03 |
? |
- |
0,18 |
5,0 |
0,555 |
|
23 |
831-845 |
VI |
VII. 56 |
99,2 |
0,17 |
0,06 |
0,02 |
0,5 |
0,1 |
0,25 |
2,2 |
0,561 |
|
|
23 |
831-845 |
VI |
21. VII. 58 |
99,8 |
0,08 |
- |
0,03 |
? |
|
0,11 |
2,6 |
0,555 |
|
|
40 |
800-822 |
VI |
VI. 49 |
98,5 |
0,29 |
0,04 |
0,07 |
0,3 |
1,25 |
0,40 |
2,7 |
0,563 |
|
|
40 |
800-822 |
VI |
VII. 56 |
98,9 |
0,20 |
0,03 |
0,02 |
? |
0,2 |
0,25 |
4,5 |
0,561 |
|
Таблица 2
|
Месторождение |
Возраст отложений |
Состав газа, % об. |
||||||||
|
метан |
этан |
пропан |
бутан |
пентан |
сумма тяжел. углеводородов |
углекислый газ |
азот |
удельный вес по воздуху |
||
|
Кохановка- Свидница |
Юра |
98,39 |
0,13 |
0,10 |
0,23 |
0,05 |
1,28 |
0,5600 |
||
|
Кохановка- Свидница |
Сармат |
98,98 |
0,09 |
0,11 |
0,20 |
0,07 |
0,70 |
0,5571 |
||
|
Рудки |
Юра |
96,07 |
0,48 |
0,29 |
0,23 |
0,55 |
1,55 |
0,16 |
2,13 |
0,5860 |
|
Рудки |
Сармат |
98,64 |
0,17 |
0,08 |
0,07 |
- |
0,28 |
0,09 |
0,86 |
0,5613 |
|
Ходновичи |
Тортон |
98,10 |
0,12 |
0,07 |
0,07 |
0,26 |
? |
1,30 |
0,5640 |
|
|
Опары |
Сармат |
98,21 |
0,15 |
0,05 |
0,07 |
0,03 |
0,30 |
0,23 |
1,39 |
0,5702 |
|
Северные Медыничи |
Гельвет (?) |
94,89 |
0,72 |
0,58 |
0,42 |
0,43 |
2,15 |
0,10 |
2,80 |
0,5890 |
|
Бильче-Волица |
XVI горизонт в. мела |
97,57 |
0,24 |
0,10 |
0,06 |
0,07 |
0,47 |
0,31 |
1,65 |
0,5690 |
|
Угерско |
XVI горизонт в. мела |
99,22 |
0,22 |
0,02 |
- |
0,05 |
0,29 |
0,18 |
0,33 |
0,5577 |
|
Угерско |
Сармат |
99,36 |
0,20 |
0,03 |
0,01 |
0,16 |
0,40 |
0,20 |
- |
0,5573 |
|
Дашава |
Сармат |
99,43 |
0,21 |
0,04 |
0,01 |
0,17 |
0,43 |
0,32 |
- |
0,5570 |
|
Кадобно |
Тортон |
96,19 |
0,11 |
0,06 |
0,10 |
0,05 |
0,32 |
0,25 |
3,68 |
0,5701 |
|
Грыновка |
Тортон |
98,90 |
0,11 |
|
0,09 |
|
0,20 |
0,05 |
0,96 |
0,5590 |
|
Косов |
Тортон +сармат |
99,40 |
0,29 |
- |
- |
0,15 |
0,44 |
0,26 |
- |
0,5578 |
Рисунок Схема расположения газовых и нефтяных месторождений; Внешняя зона Предкарпатского передового прогиба.
I - газовые и нефтяные месторождения; II - тектонические разрывы; III - линия надвига внутренней зоны на внешнюю. Газовые месторождения: 1 - Ходновичское; 2 - Рудковское газовое; 3 - Мало-Горожанское; 4 - Опарское газовое; 5 - Северо-Медыничское; 6 - Бильче-Волицкое и Угерское; 7 - Дашавское; 8 - Кадобненское; 9 - Калушское; 10 - Грыновское; 11 - Косовское; 12 - Свидницко-Кохановское газонефтяное и 13 - Судово-Вишнянское нефтяное месторождение.