К оглавлению

УДК 552.578.1:622.031.3(476)

Фазовые соотношения углеводородных компонентов в пластовых системах Припятского прогиба

К. М. Обморышев, А. В. Кудельский, М. А. Рынский

Среди основных показателей состояния углеводородов в пластовых условиях важнейшими являются: давление насыщения, состав и соотношение фаз и газовый фактор.

В ряде работ Аллена и Слоана, посвященных классификации углеводородных систем и рассмотренных в работе [4], показано, что при содержании газа до 550-600 м3/м3 система, безусловно, является пластовой нефтью. При содержании газа от 550-600 м3 до 1000-1200 м3 на 1 м3 жидкой фазы (по определениям, приведенным к атмосферным условиям) система может находиться в зависимости от состава и температуры как в жидком, так и в газообразном состоянии, а при газовом факторе не ниже 1000-1200 м3/м3 - только газоконденсатном. При величине газового фактора выше 100 000 м3/м3 залежь характеризуется как газовая.

В разрезе девонских отложений Припятского прогиба промышленные месторождения нефти выявлены в основном в его северо-восточной части. Нефтяные залежи залегают на глубине от 1980 до 3350 м и приурочены к задонско-елецким (межсолевым), воронежским, семилукским, саргаевским, пашийско-кыновским (подсолевым) карбонатным и терригенным отложениям. Незначительные скопления нефти известны в наровских терригенных и внутрисолевых хемогенных образованиях данково-лебедянской толщи. Наиболее распространенным типом коллектора для карбонатных пород является порово-кавернозно-трещинный, а для терригенных - поровый, реже порово-трещинный.

С Припятским прогибом связан крупный бассейн подземных вод, в разрезе которого выделяются два гидрогеологических этажа. Верхний охватывает мезозойско-кайнозойские, пермские, каменноугольные и частично надсолевые верхнедевонские отложения и по характеру динамики, создания и распределения напоров подземных вод относится к квазиартезианским бассейнам. Область питания гидравлически единого карбон - пермь - мезозойско- кайнозойского водоносного комплекса расположена в пределах Украинского и Белорусского кристаллических массивов, Полесской седловины, а для верхних мел-четвертичных горизонтов, кроме того, и на площади Припятского прогиба. Местная разгрузка водоносного комплекса связана с долиной р. Припять и ее притоками. Региональная разгрузка осуществляется на юго-востоке прогиба в долину р. Днепр и Днепровско-Донецкую впадину.

Нижний гидрогеологический этаж, в объеме которого выделяются водоносные комплексы подсолевых и межсолевых карбонатно-терригенных отложений, а также водоупорные нижняя и верхняя соленосные толщи по своей гидродинамической характеристике является разрушенным древним элизионным бассейном. Для этого бассейна характерно отсутствие современных внешних и внутренних областей инфильтрационного питания [1].

В целом для Припятского прогиба устанавливается прямолинейная зависимость изменения пластовых давлений от глубины Н залегания водоносных комплексов [5], причем для межсолевого комплекса уравнение регрессии имеет вид Рпл = 0,123*Н - 2,4; для подсолевого Рпл = 0,122*Н - 27 (см. рисунок, а). Значения пластовых давлений для этих водоносных комплексов группируются вдоль прямых, что свидетельствует в настоящее время о гидродинамической обособленности межсолевых и подсолевых отложений. Аналогичная закономерность в распределении начальных пластовых давлений в зависимости от глубины установлена и для нефтяных залежей обоих комплексов. Так, для межсолевого комплекса эта закономерность описывается уравнением прямой Рпл = 0,125*Н - 1,5; а для подсолевых Рпл = 0,164*Н - 155.

Минерализация подземных вод и рассолов межсолевых и подсолевых девонских отложений изменяется от 110 до 437 г/л, состав их хлоридный натриевый и кальциевый.

Рассолы отличаются слабой подвижностью и, судя по результатам общегидрогеологических и гидрогеохимических исследований [3], формирование их на современном этапе связано не с гравитационным перемещением воды как растворителя, а с диффузивным и конвективным массопереносом.

Газовый состав рассолов девонских отложений углеводородный, углеводородно-азотный, реже азотно-углеводородный и в единичном случае углекисло-углеводородно-азотный (табл. 1).

В составе газовых смесей растворенных в рассолах подсолевых карбонатно-терригенных образований содержатся: метан (20-89) (Здесь и далее в объемных процентах), этан (0,13-10,7), пропан (до 1,60), бутан (до 0,86), пентан (до 0,27), углекислый газ (0,7-16,8), водород (0,036-11,28), азот (1,68-75,0), гелий (0,04-0,85), аргон (до 0,17).

Близки по составу подсолевым отложениям газовые смеси, растворенные в рассолах межсолевого комплекса (см. табл. 1). Вместе с этим, для них свойственны более узкие, чем для подсолевых, пределы содержаний в (%): азота 1,37-28,0, водорода до 16,5, гелия до 0,70 и более широкие - аргона до 0,2.

В газовой фазе рассолов весьма показательным является отношение содержания метана к сумме тяжелых углеводородных газов СН4/∑ТУ. В общем случае этот параметр для газовых смесей, растворенных в рассолах межсолевых отложений, укладывается в пределы 3,25-30,2, а для подсолевых - 9,9-35,7. При условии примерного равенства концентраций гомологов метана в составе растворенных газов обоих водоносных комплексов (см. табл. 1) относительно высокие величины СН4/∑ТУ контролируются глубиной залегания водоносного комплекса и не зависят от возраста вмещающих пород.

Общая концентрация растворенных газов в рассолах девонских отложений изменяется от 100 до 590 см3/л. Давления насыщения невысокие (29-198 кгс/см2) и, как правило, намного ниже пластовых (табл. 2).

Потенциальные возможности формирования газовых месторождений за счет разгазирования подземных вод реализуются в водонапорных системах при условии Рнас/Рпл> 1 и высокой газонасыщенности вод. Вместе с тем общеизвестно, что наибольшей концентрацией растворенных газов отличаются сравнительно маломинерализованные подземные воды бассейнов с достаточно интенсивным водообменом [2].

Высокоминерализованные воды и крепкие рассолы в отличие от маломинерализованных вод характеризуются при прочих равных условиях (давление, температура) низкой растворимостью углеводородных газов. Даже предельно газонасыщенные крепкие рассолы содержат только незначительные концентрации углеводородов, что определяет их низкие потенциальные возможности, как источника формирования газовых месторождений за счет разгазирования. На этом основании по В.Н. Корценштейну [2] водонапорные системы, содержащие крепкие рассолы, относятся к газофобным. К газофобным системам следует относить и пластовые воды Припятского прогиба, в пределах которого, судя по низким давлениям и коэффициентам (Рнас/Рпл) газонасыщения крепких малоподвижных рассолов, нельзя рассчитывать на обнаружение крупных газовых месторождений, образовавшихся за счет водорастворенных углеводородов (см. табл. 2).

Более вероятной представляется возможность формирования свободных скоплений газа за счет дегазации нефтей. В составе попутных газов нефтей Припятского прогиба содержится 30-66% метана и 12- 69% его более тяжелых гомологов (см. табл. 1). Среди тяжелых газообразных углеводородов подсолевых нефтей преобладают этан и пропан (в среднем соответственно 43 и 32% от суммы С2-С6), содержание бутанов 2-15% и высших 1-3,5%. Попутные газы подсолевых нефтей отличаются невысоким содержанием СО2 (0,2-1,3%), азота (до 3,7%) и редких (см. табл. 1).

В составе тяжелых газообразных углеводородов нефтей из межсолевых отложений, в отличие от подсолевых попутных газов, превалирует пропан, содержание которого относительно ∑ТУ составляет в среднем 39%, резко уменьшается доля этана (в среднем 28%). Абсолютное содержание этих компонентов в составе газовых смесей соответственно составляет 5-31,6 и 1,2-18%, бутанов 5,0-18,5%, пентанов и высших 1,36-4,2% (см. табл. 1).

Приведенная краткая характеристика попутных газов во многом условна, поскольку состав выделенных из нефти газовых смесей в значительной мере контролируется условиями сепарации, продолжительностью эксплуатации нефтяного пласта и т. д. Однако некоторые общие черты распространения и геохимии нефтяных газов из проанализированных материалов все же возможно установить. В частности, соотношение метана и более тяжелых углеводородных газов увеличивается с глубиной и не зависит от возраста вмещающих нефтяные залежи отложений (см. рисунок, б). Так, для подсолевых отложений Речицкого (интервалы глубин 2617-2759 м) и межсолевых отложений Осташковичского (интервал глубин 2625-2734 м) месторождений содержание метана находится соответственно в пределах от 51,1-55,1 до 51,7- 54,2% и тяжелых углеводородных газов в пределах от 40,4-47,8 до 43,6-47,9%, а отношение величины СН4 к ∑TУ отражает существующую термодинамическую обстановку и согласуется с известными законами об увеличении содержания метана сростом давления и температуры. При этом средние значения отношения нормальных бутана и пентана к изомерам практически равны для залежей в подсолевых и межсолевых отложениях. Рассмотренные три показателя совместно указывают на возможное формирование нефтяных залежей в Припятском прогибе преимущественно за счет вертикальной миграции.

Выше было показано, что значения начальных пластовых давлений в нефтяных залежах группируются вдоль двух прямых и возрастают с глубиной залегания. Начальные пластовые давления в нефтяных залежах во всех случаях больше условного гидростатического давления в законтурной области (на одной и той же глубине). Причем величина избыточного давления снижается с приближением к водо-нефтяному контакту. Отмеченное избыточное давление формируется за счет разницы в значениях плотности воды и нефти в пластовых условиях.

Ризб= h*(dв-dн)/10,

где h - расстояние от ВПК до точки замера давления; dв и dн - соответственно плотность воды и нефти.

Выявленные в настоящее время промышленные скопления нефти и попутного газа в Припятском прогибе находятся в однофазовом начальном состоянии: все нефти недонасыщены газом, а давления насыщения всегда ниже пластовых (табл. 3). Общая газонасыщенность нефтей в основном изменяется от 39,4 до 113,9 м3/т (изредка достигая 259,2-276,3 м3/т) и увеличивается с ростом глубины залегания нефтяных залежей и давления насыщения. Эмпирическая зависимость между газосодержанием Г нефтей и давлением насыщения Рн имеет криволинейный характер и описывается следующим уравнением: Г=Рн(0,0025Рн+0,57).

Более выпуклую форму параболической кривой имеет зависимость изменения газонасыщенности нефтей от глубины их залегания (см. рисунок, в). Несмотря на наблюдающееся увеличение газонасыщенности, давлений и коэффициентов газонасыщения нефтей с глубиной, их общая недонасыщенность свидетельствует об отсутствии необходимых условий для формирования скоплений свободного газа на глубинах до 3800-4000 м. В этой связи обращает на себя внимание пересечение кривых на графике (см. рисунок, в) в точке, отвечающей глубине 3800 м и газовому фактору примерно 550 м3/т.

Общеизвестно, что предельным случаем однофазной системы нефтяной залежи является залежь нефти с давлением насыщения, равным пластовому. Для определения глубины, где наиболее вероятно выполнение такого равенства, применительно к условиям Припятского прогиба М.А. Рынским [5] построен график зависимости R=f(H), где R-коэффициент, отражающий дефицит давления насыщения Рнас на глубине Н, который равен

R = (Рпл - Рнас)/Рпл,

Когда давление насыщения равно нулю, тогда R = 1; в том случае, когда Рнас->Рпл, тогда R->0. При R=1 нефти практически лишены растворенного газа. При R=0 наступает критическая граница фазового равновесия системы, выше которой газ, очевидно, начнет выделяться в свободную фазу, образуя газовые шапки. Дальнейшее увеличение давления и температуры (особенно температуры) уже ведет к формированию газоконденсатных залежей. На рисунке, г, экстраполируя кривую R=f (Н), видно, что выделение газа в свободную фазу может начаться с глубины 3750-3800 м. В результате анализа графиков, изображенных на рисунке, в, г можно оценить и верхний предел значений газового фактора, равный 500-600 м3/т, выше которого избыточный газ пойдет на формирование газовой шапки.

Таким образом, в условиях Припятского прогиба на глубинах свыше 3800 м достаточно обоснованно можно ожидать вскрытия нефтяных залежей с небольшими газовыми шапками. К районам, где имеются необходимые условия для существования подобных залежей, относится участок Шатилковской депрессии, примыкающий к северной прибортовой зоне, а также наиболее погруженные части Копаткевичской, Василевичской, Мозырской и Буйновичско-Ельской депрессий. На глубинах более 5000 м при высокой температуре газ газовых шапок может обладать газоконденсатной характеристикой, особенно если нефть будет содержать значительные количества бензино-керосиновых фракций.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Богомолов Г.В., Козлов М.Ф., Кудельский А.В., Матвеева Л.И. О поровых растворах Припятского нефтегазоносного бассейна. Докл. АН БССР, 1970, № 8.

2.     Корценштейн В.Н. Растворенные газы водонапорной системы - основной источник промышленных залежей углеводородов. - В кн.: «Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности Русской платформы». Минск, «Наука и техника», 1971.

3.     Кудельский А.В., Козлов М.Ф. Геохимия, формирование и распространение иодо-бромных вод. Минск, «Наука и техника», 1971.

4.     Методическое пособие по отбору и анализу природных газов. Л., «Недра», 1969.

5.     Рынский М.А., Семенов Ю.В., Пахольчук А.А. Опыт работы по вскрытию, испытанию и оценке параметров карбонатных коллекторов. Минск, БелНИИНТИ, 1970.

ВНИГНИ, АН БССР, ИГиГ, трест Белнефтегазразведка

 

Таблица 1 Газовый состав рассолов и нефтей припятского прогиба

Отложения

Количество анализов

Состав газовой смеси, % объемн.

CH4/ТУ

CH4

C2H6

C3H8

С4Н10

C5H12

∑ТУ

CO2

Н2

N2

Не

Аr

Подсолевые

Водорастворенные газы

7

20,16-89,12

0,13-10,69

0,09-1,60

0-0,86

0-0,27

0,13-10,81

0,7-16,80

0,036-11,28

1,68-75,0

0,04-0,85

Следы- 0,17

9,9-35,7

Попутные газы

4

45,43-62,59

10,25-19,37

4,85-19,54

2,04-9,66

1,52-3,50

22,22-53,39

0,2-1,37

-

Следы-3,71

Следы-1,77

Следы- 0,043

0,85-2,72

Водорастворенные газы

Межсолевые

7

4,68-87,04

0,53-7,62

0,23-2,23

0-0,66

0-0,51

0,23-10,65

Следы-92,49

0-16,50

1,37- 28,0

Следы-0,705

Следы- 0,22

3,25-30,2

Попутные газы

8

30,66-66,23

1,28-18,18

5,10-31,61

5,02-18,51

1,36-4,22

12,84-69,0

Следы-1,46

Следы-1,05

0,56-20,73

Следы- 0,04

Следы- 0,051

0,44-5,15

 

Таблица 2 ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ РАССОЛОВ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА

Площадь

номер скважины

Интервал, м

Пластовое давление, кгс/см2

Газонасыщенность, см8/л

Давление насыщения, кгс/см2

Рнас/Рпл

Подсолевой водоносный комплекс

Давыдовская

5

3110-3118

346,0

222,0

79,2

0,27

Малынская

1

3316-3322

387,3

130,6

39,8

0,10

Межсолевой водоносный комплекс

Давыдовская

7

2840-2848

337,5

590,0

198,0

0,66

 

10

2857-2877

-

250,0

-

-

Сосновская,

19

2957-2973

350,0

106,0

29,8

0,08

Северо-Домановичская

6

2748-2770

322,8

164,0

75,2

0,23

 

Таблица 3 НАЧАЛЬНЫЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ, СТЕПЕНЬ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА

Площадь и номер скважины

Горизонт

Глубина, м

Пластовые условия

Плотность нефти, гс/см3

Газонасыщенность, м3/т

Рнас, ат

Рнас/Рпл

Дефицит давления газонасыщений, ат

давление, ат

температура, °С

пластовой

сепарированной

Подсолевые отложения

 

Речицкая, 6

Семилукский

2617-2759

279,0

63

0,7393

0,8369

88,0

105,0

0,37

174,0

» 7

»

2734-2751

287,0

63

0,7348

0,8448

113,9

103,2

0,36

183,8

» 9

»

2744-2792

287,0

66

0,7642

0,8442

103,5

101,0

0,35

186,0

Вишанская, 3

Воронежский

2734-2762

327,2

56

0,6710

0,8422

77,8

113,8

0,36

208,4

» 2

То же

2964-2981

337,0

60

0,7560

-

85,0

92,8

0,27

244,2

» 5

Семилукский

2969-2985

361,5

58

0,7930

0,8894

82,2

102,0

0,28

259,5

Осташковичская, 3

»

3238-3252

387,0

75

0,6679

0,8243

259,2

202,8

0,52

184,2

» 7

»

3285-3300

372,0

75

0,6754

0,8321

276,3

238,6

0,64

133,4

Межсолевые отложения

 

Речицкая, 8

Задонский

1934-2026

247,0

45

0,8034

0,8664

45,6

54,7

0,22

192,3

» 44

»

2081-2115

250,0

53

-

-

39,4

50,0

0,20

200,0

» 19

»

2161-2199

235,0

65

0,8214

0,8785

45,6

73,0

0,31

162,0

Осташковичская, 5

»

2625-2645

338,0

65

0,7865

0,8756

91,9

103,1

0,30

234,9

» 32

»

2670-2720

297,0

-

-

-

73,3

104,0

0,35

193,0

» 30

»

2690-2732

297,0

65

-

-

81,2

106,5

0,35

190,5

» 2

»

2710-2720

326,0

65

0,7850

0,8756

90,5

103,0

0,31

223,0

 

 

2725-2734

334,0

-

0,7890

0,9014

75,4

99

0,30

235,0

 

Рисунок Графики зависимости.

а - изменения пластовых давлений Р от глубины Н залегания водоносных комплексов: I - межсолевых; II - подсолевых отложений; б - изменения соотношения СН4 и суммы тяжелых углеводородных газов с увеличением глубины залегания пластов; в - изменения газонасыщенности нефтей с увеличением давления насыщения (кривая I) и глубины залегания (кривая II); г - относительной величины дефицита давления газонасыщения R= (Рпл-Рнас)/Рпл от глубины залегания нефтей.