Геологическая изученность глубоких горизонтов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в частности юрских и палеозойских отложений, сравнительно слабая. Однако к настоящему времени имеются достаточно убедительные аргументы, позволяющие считать этот интервал разреза надежным резервом для открытия залежей нефти и газа. При решении этого вопроса важно знать состав и упругость водорастворенного газа подземных вод, которые являются прямыми признаками нефтегазоносности.

Юрские отложения на севере Западной Сибири, к северу от Ярудейской, Вэнгаяхинской, Комсомольской и Туруханской площадей сейчас вскрыты на 50 площадях 69 скважинами, из которых 23 прошли только верхнеюрские породы, 26 - палеозойские (главным образом в северо-западной прибортовой части плиты, из них две скважины расположены на Южно-Русской и Надымской площадях). Всего в юрских отложениях перфорировано 159 объектов. Из них на 101 получен приток минерализованной пластовой воды и проведен анализ газа, в 20 объектах обнаружены скопления УВ, 14 классифицировались как “сухие”, а остальные дали приток пластовой воды, но данные о газонасыщенности по разным причинам отсутствуют.

Величина газосодержания определялась различными способами: объемным методом при обратной промывке без газоотделителя и глубинными пробоотборниками типа ПД-3М и Приз-2. Нами использовались только данные, полученные с помощью глубинных пробоотборников.

При взятии глубинных проб газа замеры динамического уровня воды в скважине, температуры воздуха и воды, а также атмосферного давления, как правило, не проводятся. Отсутствие данных о динамических уровнях является невосполнимым пробелом для однозначной интерпретации величин газосодержания, особенно при их высоких значениях. Изменение атмосферного давления несущественно влияет (сотые - десятые доли процента) на количество растворенного газа, и поправка сравнима с погрешностью замеров. Нами установлено возможное изменение (в %) состава газа в зависимости от температуры воды и воздуха. Расчеты для условий севера Западной Сибири показали, что отсутствие этих данных при газосодержании больше 1 см³/см³ искажает его значение на 3-7 %, что также находится в пределах ошибки замеров величины газовой составляющей. Погрешность увеличивается до 15 % при газонасыщенности менее 1 см³/см³, и в этом случае условия отбора обязательно должны быть учтены.

Растворенные газы юрских отложений преимущественно метановые ( табл. 1 ). Количество гомологов метана к периферии снижается до нуля. В этом же направлении возрастает концентрация азота и углекислоты. Высоким содержанием гомологов метана (до 10-18%) характеризуются интервалы скважин, находящихся в контуре нефтеносности вблизи ВНК, где происходит обогащение пластовых вод тяжелыми УВ, очевидно, благодаря поступлению их из залежи (Новопортовская площадь).

Водорастворенные газы в центральной, наиболее перспективной части рассматриваемого региона в основном метановые. В них появляются в значительном количестве гомологи метана и резко уменьшается процент азота и двуокиси углерода (метан - 67,4- -92,7, этан - 2,5-11,4, пропан - 0,2-9,8, азот - 0,83-4,7, углекислый газ - 0,04- 2,1 %).

На Губкинской площади, не приведенной в табл. 1, из юрских отложений был Получен приток нефти с газом, в последнем сумма тяжелых УВ (ТУ) достигает 61 %, на остальных объектах, где получена нефть с растворенным газом, нефть с газом и водой, содержание (в %) метана в растворенном газе составляет 76-85, азота - 0,8-1,3, сумма ТУ - 12-22. Высокая информативность гомологов метана в водорастворенном газе и увеличение этих компонентов от бортов к центру позволяют прогнозировать весьма высокую удельную плотность запасов УВ в центре северной части Западной Сибири.

Из всего комплекса данных о газовом составе особо выделяются данные двух скважин, вскрывших палеозойские отложения, где была получена пластовая вода с растворенным газом и аномально высоким содержанием в нем двуокиси углерода. Это скв. 7 Надымская, интервал перфорации 4702- 4720 м, где в составе газа определено (в %): углекислого газа 45,3, метана 35,4, азота 10,2, этана 5,1, пропана 1,4. По промыслово-геофизическим данным микрозондирование в этом интервале провести невозможно из-за сильного поглощения глинистого раствора. В образце керна, поднятого с этой глубины, обнаружено много микротрещин. Замеренная величина газосодержания 5,1 см³/см³, коэффициент газонасыщенности, равный отношению упругости газа к гидростатическому давлению р_г/р_в, из-за высокой концентрации в пробе углекислого газа составил 0,82, коэффициент метанизации (СН₄/С₂Н₆+SТУ) - 5.

В скв. 21 Южно-Русская в интервале 4204-4208 м (палеозой) получен фонтан газа с водой. Состав газа (в %): метан - 77,5, углекислый газ - 14,2, азот - 3,5, этан - 3,61, пропан - 0,85. В связи с водопроявлениями в процессе бурения было проведено испытание открытым забоем. Керном интервал не охарактеризован, геофизические работы не проводились. Газосодержание на этом объекте, замеренное объемным методом, равно 5,9 см³/см³, коэффициент газонасыщенности 1,19, коэффициент метанизации 15,2.

Аномально высокая концентрация углекислого газа в водах палеозойских отложений на Надымской и Южно-Русской площадях объясняется, по-видимому, поступлением его по трещинам из карбонатных доюрских осадочных пород или других, более глубоких отложений. На связь между углекислотными аномалиями и глубинными разломами в фундаменте на Самутнельской и Межовской площадях Западной Сибири указывалось ранее [7]. Вместе с тем высокое содержание в этих водах СН₄ и ТУ может означать, что формирование скоплений УВ в палеозойских породах происходило за счет собственного ОВ.

Наиболее полно охарактеризованы данными о газонасыщенности пластовые воды нижне- среднеюрских отложений, что позволило составить обобщенные схематические карты ( рис. 1 , рис. 2 ).

Такие карты для глубоких горизонтов Западной Сибири приводились и ранее [1-3]. Однако для северных районов построение осуществлялось путем экстраполяции данных, полученных для более южных районов, что может привести к существенным ошибкам из-за различия в водорастворенном газе содержания гомологов метана, азота и углекислоты. Кроме того, при расчетах упругости газа существенное значение имеют величины пластовой температуры и давления, которые возрастают с глубиной залегания продуктивных горизонтов.

При построении карты (см. рис. 2 ) для расчета коэффициентов газонасыщенности и метанизации нами учитывались индивидуальный состав газа в каждой пробе, результаты испытания скважин, термобарические условия пластов, минерализация пластовых вод. При расчете коэффициента газонасыщенности принималось следующее минимальное содержание компонентов (в об. %): этан - 1, пропан - 0,8, азот - 2, двуокись углерода - 1. Коэффициент газонасыщенности определяли по методике [5], при графической интерпретации использовали построения, приведенные в работе [4]. Если испытано несколько скважин, наносились среднеарифметические значения по площади газонасыщенности, коэффициентов газонасыщенности и метанизации ( табл. 2 ).

Известно, что присутствие нефти в воде повышает растворимость газовых компонентов, но поскольку этот процесс пока не описывается достаточно точно аналитически, все пробы, в которых была вода с незначительной пленкой нефти, рассчитывались как чисто водяные. В случае эмульсионного характера флюида (нефть, вода, гидраты) или при замеренном дебите нефти 1 м³/сут и более (отношение воды к нефти равно 20:1) проба исключалась из расчетов.

Разброс величин замеров газосодержания 0,3-8,5 см³/см³. Низкие его значения приурочены к прибортовым зонам бассейна. По мере приближения к центру рассматриваемого района газосодержание пластовых вод увеличивается, но до некоторого предела, и при получении значений около 4 см³/см³ и более необходимо их строго оценивать, не исключая возможности дегазации пластовых вод в призабойной зоне.

Расчет величины предельно возможного газосодержания пластовых вод, когда газ полностью растворен, а нефть присутствует в виде пленки для реальных пластовых условий севера Западной Сибири показал, что его максимальное значение в нижне-среднеюрских отложениях не должно превышать 3,6 см³/см³. Близкая газонасыщенность может быть в районах Крайнего Севера, где мощность осадочного чехла превышает 4000 м.

В большинстве случаев газонасыщенность более 3-4 см³/см³ указывает на наличие в пластовых условиях свободной газовой фазы, что обычно подтверждается получением фонтана газа с водой. Так, на Вэнгаяхинской (скв. 30), Западно-Таркосалинской (скв. 98), Усть-Часельской (скв. 201, 202), Новопортовский (скв. 71, 72) площадях был получен фонтан воды с газом; газосодержание, замеренное на забое, составило соответственно (в см³/см³): 3,5; 3,2; 4; 6,4 и 8,5. Предельная его величина в этих скважинах (в см³/см³): 2,4; 2,29; 2,8; 2,5; 2,4 и 3,04.

Критерием для определения газосодержания является коэффициент газонасыщенности. При Рг/Рв <= 1 газ полностью растворен в воде, при Рг/Рв > 1 он в пластовых условиях находится в свободной фазе. На рассмотренных выше площадях, где получены фонтаны воды с газом, коэффициент газонасыщения равен соответственно 1,46; 1,4; 1,43; 1,51; 2,67; 2,79.

Истинная величина газовой составляющей при замере ее глубинными пробоотборниками может быть завышена вследствие дегазации пластовых вод в призабойной зоне, вызванной значительным снижением гидростатического давления на забое скважины, по сравнению с давлением насыщения. Так, на Западно-Таркосалинской площади (скв. 98) на объектах был получен незначительный приток минерализованной пластовой воды с газом. Глубина снижения уровня составила 1170 и 1160 м, что на 100 и 150 м больше предельно допустимой (расчетное давление насыщения 20,5 МПа).

Для построения схемы распределения газонасыщенности и коэффициента газонасыщения использовались те данные, где

Рг/Рв<1.

Зона развития метановых газов в региональном плане на западе (Новопортовская, Верхнереченская и Шугинская площади) и востоке (Ермаковская, Долганская, Суходудинская площади) ограничена изолинией газонасыщенности 1 см³/см³. По мере приближения к центру последняя возрастает до величин, превышающих 2 см³/см³ (см. рис. 1 ). Изолиния 2 см³/см³ очерчивает наиболее перспективный нефтегазоносный район, заключенный между Ныдинской, Медвежьей, Надымской площадями на западе, Комсомольской, Губкинской на юге, Усть-Часельской на востоке и Тампейской на северо-востоке. Упругость водорастворенных газов минимальная (4,7-8,5 МПа) в прибортовых частях бассейна на Долганской, Ермаковской, Суходудинской площадях (см. табл. 2 ). Заметное увеличение упругости происходит с ростом глубины залегания исследуемых отложений и изменением их термобарических условий. На площадях Новопортовской, Ныдинской и Туруханской упругость составляет соответственно 13,6; 15,8 и 13 МПа. В центральной, наиболее погруженной части, где температуры достигают 100 °С и пластовые давления 40 МПа, упругость водорастворенных газов равна 20-24 МПа (Западно-Таркосалинская, Надымская площади).

При анализе схематической карты распределения коэффициента Рг/Рв и газосодержания пластовых вод были сделаны следующие выводы.

Предположение, высказанное ранее некоторыми исследователями относительно полного насыщения вод газами в нижне-среднеюрских отложениях на перспективной в нефтегазоносном отношении территории, пока не подтвердилось. Увеличение степени насыщения вод этих отложений до 0,7-0,8 ориентировочно возможно в Пур-Тазовском междуречье. Предельное насыщение пластовых вод газами вероятно на Гыданском полуострове, хотя не исключено существование ореолов рассеяния вокруг скоплений природного газа и по мере удаления от залежей коэффициент газонасыщенности будет меньше единицы.

Прямым гидрогеологическим показателем перспектив нефтегазоносности служит коэффициент метанизации. Водорастворенные газы нижне-среднеюрских отложений в рассматриваемом районе характеризуются более высокой жирностью, чем газы верхних гидрогеологических комплексов. Отношение СН₄/(С₂Н₆ + SТУ) изменяется в широких пределах, от десятых долей до 722.

Установлена закономерность распределения коэффициента метанизации: по мере приближения к центру района его значение уменьшается (см. рис. 2 ). Уверенно картируются изолинии, соответствующие 30, 20, 10, что вполне удовлетворительно согласуется с построениями для Среднего Приобья, сделанными ранее [3]. Наименьшие значения коэффициента зафиксированы на территории, ограниченной Ныдинской, Надымской, Западно-Таркосалинской и Усть-Часельской площадями. Изолиния со значением 10 при сопоставлении этой схемы со схемой (см. рис. 1 ) имеет практически ту же зону распределения, что и Рг/Рв (0,6). Увеличение содержания гомологов метана в региональном плане к северу Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и при этом четкое уменьшение коэффициента метанизации свидетельствуют в пользу предположения, что нижне-среднеюрские отложения Надым-Тазовского междуречья и, вероятно, района Гыданского полуострова перспективны для поисков в них залежей газообразных и жидких УВ (нефти и конденсата).

1. Гидрогеологические и палеогидрогеологические условия размещения залежей нефти и газа /Е.А. Барс, С.Н. Биткова, Н.А. Климанова и др. М., Наука, 1977.
2. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.
3. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1973.
4. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. М., Гостоптехиздат, 1963.
5. Основные этапы истории геологического развития Западно-Сибирской плиты / М.Я. Рудкевич, В.С. Бочкарев, Е.М. Максимов, А.А. Тимофеев. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1970, вып. 28.
6. Равдоникас О.В. Основные итоги гидрогеологических исследований нефтеносных районов севера Западной Сибири. М., Госгеолтехиздат, 1962.
7. Толстиков Г.А. Условия формирования гидрокарбонатно-хлоридных натриевых вод в юрских отложениях Западно-Сибирской низменности. - Труды СНИИГГИМС, 1964, вып. 32, с. 50-58.

Таблица 1

Распределение газовых компонентов в водорастворенном газе по разрезу юрских отложений Западной Сибири

Таблица 2

Результаты обработки данных по геохимии газов для нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири

Рис. 1. Схематическая карта распределения газосодержания и коэффициента газонасыщенности в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири.

1 - площади, на которых замерялась газонасыщенность пластовых вод; количество растворенного газа (в см³/см³): 2 - от 0,5 до 1, 3 - от 1 до 1,5, 4 - от 1,5 до 2, 5-более 2; 6 - изолинии коэффициента газонасыщенности

Рис. 2. Схематическая карта распределения коэффициента метанизации в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири.

1 - изолинии коэффициента метанизации; 2 - газопроявления (в числителе - величина коэффициента, в знаменателе - число определений); 3 - нефтепроявления