К оглавлению

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

 

Таблица 1

№ 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

438-480

I

VI. 49

97,9

0,09

0,05

0,12

0,1

1,65

0,26

0,53

0,562

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

400-466

I-II

III. 49

98,9

0,13

0,15

0,02

0,05

0,75

0,30

0,8

0,559

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.