УДК 553.982.2

В.Ф. Никонов

АНАЛИЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ПРОГНОЗАХ НЕФТЕ- И ГАЗОНОСНОСТИ

На примере Западно-Сибирской низменности.

Происхождение газообразных гомологов метана связано с углеводородами, образующими не только залежи нефти, но и газа [1], поэтому гомологи метана могут служить эффективными признаками нефтеносности и газоносности. Присутствие их, особенно в повышенных количествах, показывает, что в пределах данной области имеются залежи углеводородов. Однако по этим показателям трудно определить местонахождение залежей. Во-первых, содержание тяжелых углеводородов в законтурных газах зависит от геологических условий и времени формирования залежей и поэтому не всегда закономерно снижается с увеличением расстояния от места скопления нефти и газа. Во-вторых, во многих нефтегазоносных областях с увеличением глубины залегания пластов содержание тяжелых углеводородов увеличивается как в газах залежей, так и в газах, растворенных в водах [2-4], поэтому в приконтурной зоне залежи их может быть меньше, чем на расстоянии от нее, но на большей глубине. Тем не менее, вблизи залежей содержание тяжелых углеводородов, как правило, повышено относительно того количества, которое свойственно газам, растворенным в воде на той же глубине.

Следовательно, концентрации тяжелых углеводородов, превышающие обычный (фоновый) уровень, могут указывать на вероятную нефте- и газоносность. Аномальные концентрации тяжелых углеводородов можно определить при помощи графика зависимости содержания тяжелых углеводородов от глубины залегания пластов (см. рисунок). На рисунке изображен график, построенный по данным о Западно-Сибирской низменности. Из графика видно, что содержание тяжелых углеводородов в целом по разрезу увеличивается с глубиной. Газы газовых залежей и приконтурных зон, а тем более газы нефтяных месторождений, содержат повышенное количество гомологов метана относительно обычного, свойственного данным глубинам уровня, поэтому на графике точки, соответствующие таким газам, смещены вправо (Для газов нефтяных залежей характерны высокие концентрации тяжелых углеводородов (обычно больше 5-10%), поэтому на рисунке они не показаны.). Эти точки показывают концентрации тяжелых углеводородов выше уровня фона, что позволяет предполагать наличие залежей нефти и газа в районах распространения аномального содержания гомологов метана.

На графике влево от фоновых концентраций расположены точки, отвечающие более низкому, чем фоновое, содержанию тяжелых углеводородов. В районах, в которых распространены газы с дефицитом тяжелых углеводородов по отношению к фону, обнаружение залежей нефти и газа маловероятно.

Для различных по возрасту и глубине залегания пластов уровни фона различны. На одном и том же участке в одних пластах может быть дефицит тяжелых углеводородов, а в других - наоборот. Например, в Тобольском районе (см. рисунок) в юрских породах распространены газы с повышенным содержанием тяжелых углеводородов, а в готерив-барремских - с пониженным. В данном случае возможность обнаружения залежей в породах разного возраста, по-видимому, неодинакова. Там, где концентрации гомологов метана ниже уровня фона, залежей, вероятно, нет (В районах, в которых не наблюдается регионального распространения тяжелых углеводородов в отложениях, вмещающих залежь (например, в Газли), ореола вокруг залежи может не быть. Это возможно для молодых залежей, образовавшихся за счет нижележащих путем перетока.).

В отдельных нефтегазоносных областях содержание тяжелых углеводородов в газах увеличивается по мере увеличения глубины залегания одного и того же горизонта. В этом случае, если имеется достаточный материал, фоновые концентрации лучше определять отдельно для каждого горизонта (строить графики по горизонтам).

Из графика видно, что на глубинах менее 1000 м тяжелых углеводородов в газах нет, - они исчезают на глубине 1100-1000 м. Гомологи метана практически не встречаются в ощутимых количествах за пределами распространения первой от фундамента региональной глинистой покрышки юрско-валанжинского возраста. Обнаружение залежей на глубинах менее 1000 м в изученных районах низменности, по-видимому, маловероятно. Во всяком случае, они не могут иметь серьезного значения (Это заключение не касается северных и центральных районов низменности, слабо изученных в геологическом и геохимическом отношениях.).

Повышенное содержание тяжелых углеводородов на Тобольской, Михайловской и Челноковской площадях показывает, что в районе широтного течения Иртыша возможно наличие залежей нефти и газа.

В Западно-Сибирской низменности в пределах территории распространения газовых залежей содержание тяжелых углеводородов не падает ниже 0,8-1%. В районах, где их нет или мало, залежей нефти и газа не установлено. Такие территории расположены, например, в северном и западном направлениях от Березовской группы газовых месторождений и в пределах значительной территории Туринского выступа. Бурение, проведенное в большом объеме на многих площадях этой обширной структуры (Нижне-Троицкая, Зареченская, Владимировская, Назаровская, Кузнецовская, Миасская, Добринская площади), несмотря на близость Шаимского нефтеносного района не дало положительных результатов.

Очевидно, на тех структурах низменности, где после испытания одной-двух скважин выяснится отсутствие тяжелых углеводородов в газах, бурение нужно прекращать.

Следует подчеркнуть, что наши рекомендации применимы лишь к нефтегазоносным областям с региональным распространением гомологов метана в составе газов газовых и нефтяных залежей, а также за их пределами (в составе водорастворимых газов), как, например, на Западно-Сибирской низменности.

В зонах развития разломов и трещиноватых пород в верхних горизонтах могут встречаться повышенные количества тяжелых углеводородов в газах, не связанных непосредственно с залежами в этих отложениях. Количество тяжелых углеводородов, если они имеются в приконтурной зоне, не всегда равномерно уменьшается по мере удаления от залежи. Углеводородные газы, связанные своим происхождением с залежью, но находящиеся за контуром, могут быть в результате вторичных процессов разбавлены азотом, углекислым и другими газами, проникающими иногда из других пластов или образующимися при процессах, не имеющих отношения к нефти. Такое явление, очевидно, наблюдается на Мулымьинском месторождении нефти, где имеется резкая разница в составе газов западного (углеводородные) и восточного (углекислые) крыльев.

Таким образом, повышенное содержание тяжелых углеводородов в отдельных случаях может быть обусловлено различными причинами, а вблизи нефтяных и газовых залежей, которым свойственно присутствие этих компонентов, содержание гомологов метана не всегда высокое. Например, у контура залежи Мулымьинского месторождения нефти суммарное количество тяжелых углеводородов в газах колеблется от 0,86 до 4% и более (табл. 1).

В пределах непродуктивных площадей концентрации этих компонентов фоновые, а иногда и больше (2-3%). Следовательно, по абсолютному содержанию тяжелых углеводородов не всегда можно правильно судить о перспективах того или иного района, так как для залежи сравнительно с рассеянными углеводородами характерно не только скопление высокого количества углеводородов, но и иной их качественный состав.

Предложенные нами в качестве поисковых показателей отношения между тяжелыми углеводородами [1-2] отражают качественный состав нефтяных компонентов. Они закономерно уменьшаются при приближении к контуру за счет увеличения в этом направлении количества углеводородов с более сложным строением. Даже в неуглеводородном газе с низким содержанием гомологов метана (скв. 46) отношение, например, этана к сумме остальных тяжелых углеводородов низкое, характерное для газов нефтяных залежей и приконтурных зон (1,3 и меньше). Других закономерных изменений в составе газов по мере удаления от контура не отмечено, кроме некоторого повышения содержания метана. Отношение метана к азоту в этом направлении возрастает, что подтверждает непригодность применения его в качестве признака нефтегазоносности в том плане, как это рекомендуют В.Б. Торгованова, М.С. Гуревич и др. [5], ибо содержание тяжелых углеводородов обнаруживает некоторую связь с количеством азота [1, 6].

Для газов, которым на графике соответствуют точки, расположенные вправо от фоновых концентраций, отношение С₂/тяжелые, углеводороды, как правило, меньше, чем для газов, характеризующих фоновое и более низкое содержание.

Таким образом, суммарное количество тяжелых углеводородов с учетом их фонового содержания и особенно соотношения тяжелых углеводородов между собой могут быть эффективными признаками залежей нефти и газа не только в региональном плане, но и при оценке перспектив отдельных участков крупных геологических структур.

Как видно из табл. 1 и 2, наиболее удобными для практики нефтепоисковых работ могут быть отношения С₂/С₃ и С₂/тяжелые углеводороды, и особенно последнее, так как оно включает в себя, с одной стороны, компонент (этан), содержащийся в наибольших количествах по сравнению с другими тяжелыми углеводородами и, следовательно, определяющийся с небольшой погрешностью, а с другой стороны, сумму остальных метановых гомологов, на которой мало сказывается несовершенство разделения компонентов при анализе. Надо учитывать, что при определении отношений особенно сложных гомологов метана (от бутана и выше) будут сказываться погрешность анализа и условия отбора проб (противодавление на устье скважины, температура), поэтому большое внимание следует уделять отбору и хранению проб, а определения газовых компонентов должны иметь достаточную точность. Кроме того, нужно иметь в виду, что в пластовых условиях отношение между этаном и другими тяжелыми углеводородами несколько иное, чем в свободно-выделяющихся при атмосферном давлении газах, так как этан лучше растворим в воде.

Это явление, возможно, оказывает некоторое влияние на соотношение гомологов в залежи и за контуром.

В заключение можно заметить, что отсутствие гомологов метана в газах горизонтов, залегающих на глубинах менее 1000-1100 м, указывает на то, что нефтеобразование в этих породах не происходило, так как тяжелые углеводороды являются неотъемлемой частью нефтяных компонентов.

В породах выше региональной покрышки залежи нефти и газа могут быть только вторичные.

ЛИТЕРАТУРА

1. Никонов В.Ф. Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах газовых и нефтяных залежей. Геология нефти и газа, 1961, № 8.

2. Никонов В.Ф. О тяжелых углеводородах в газах западной части Западно-Сибирской низменности. Нов. нефт. техн., сер. геол., № 5, 1959.

3. Старобинец И.С., Зевелева А.З. К характеристике природных газов Западного Узбекистана. Узб. геол. журн., № 6, 1960.

4. Бакли С.Е., Xоккот К.Р., Таггарт М.С. Распределение растворенных углеводородов в глубинных водах. Распространение нефти. Гостоптехиздат, 1961.

5. Толстихин Н.Л., Гуревич М.С. и др. Гидрогеология. В кн. «Спутник полевого геолога-нефтяника», т. 2. Гостоптехиздат, 1954.

6. Никонов В.Ф. О зависимости состава газов газовых залежей от глубины их залегания. ДАН СССР, т. 147, № 3, 1962.

НВ НИИГГ

Таблица 1

Положение скважины относительно залежи	Номер скважины и интервал	Состав газа, % об.
		СН4	С2H6	C3H8	С4Н10	С5Н12	С6Н14 +вв	сумма тяжелых углеводородов	азот	СО2	С2Н6/ тяжелые углеводороды
В контуре залежи	Скв. 11, 1472-1486 м	77,6	9,31	6,68	2,53	0,99	0,33	19,83	1,57	0,27	0,9
То же	Скв. 3, 1450-1500 м	42,7	13,11	25,26	-	14,68	-	52,95	6,67	1,81	0,3
У контура	Скв. 37, 1492-1505 м	79,9	4,10	3,79	2,76	1,43	0,39	12,47	6,11	1,50	0,5
То же	Скв. 46, 1518-1521 м	10,8	0,40	0,23	0,23	Следы		0,86	0,25	88,10	0,9
»	Скв. 39, 1489-1505 м	87,1	2,39	1,35	0,44	0,16	-	4,34	6,67	1,81	1,2
В 0,5 (?) км от контура	Скв. 45, 1504-1508 м	84,2	0,86	0,36	0,18	0,23	0,08	1,71	8,25	0,25	1,0
В 2,5 км от контура	Скв. 10, 1515-1528 м	86,5	2,50	1,03	0,30	0,09		3,92	6,80	1,50	1,1
В 4 км от контура	Скв. 13, 1609-1605 м	89,0	0,98	0,48	0,14	0,04		1,64	6,45	2,70	1,5
В 8 км от контура	Скв. 20, 1398-1428 м	91,9	0,70	0,16	0,09	0,09		1,04	5,9		2,1
То же	Скв. 44, 1470-1481 м	90,3	1,90	0,40	0,14	0,05		2,49	6,93	0,25	3,2

¹ Здесь под тяжелыми углеводородами понимается сумма гомологов метана без этана.

Таблица 2

Положение скважины относительно залежи	№ скв.	С2/С3	С2/С4	С3/С4	С2+С3/С4+С5
В контуре залежи	11	1,4	3,6	2,6	4,5
То же	3	0,6	-	-	-
У контура	37	1,1	1,4	1,4	1,9
То же	46	1,7	1,7	1,0	2,7
»	39	1,8	5,4	2,3	6,2
В 0,5 км от контура	45	2,4	4,8	2,0	3,0
В 2,5 км »	10	2,4	8,3	3,3	8,1
В 4 км »	13	2,0	7,0	3,4	8,1
В 8 км »	20	4,4	4,7	1,9	4,7
То же	44	4,7	13	2,8	12

Рисунок График зависимости содержания тяжелых углеводородов от глубины залегания пласта.

а - содержание тяжелых углеводородов в газах газовых залежей (в нефтеносных пластах тяжелых углеводородов обычно не менее 5-10%); б-содержание тяжелых углеводородов на непродуктивных площадях.

Площади, на которых встречены очень низкие концентрации тяжелых углеводородов на больших глубинах: 1 -Усть-Ляпинская, 2 - Владимирская, 3 - Полуйская, 4-Тобольская, 5 - Бронниковсквя, 6 - Уватская. Влево от оси ординат нанесены нулевые содержания гомологов метана.