Очевидно, что будущие открытия крупных и уникальных залежей углеводородов (УВ) на территории Западной Сибири следует связывать с ее арктическим сектором, включая шельф Карского моря. Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, Карское море является одной из наиболее перспективных акваторий шельфа Российской Арктики и на его долю приходится порядка 25% всех ресурсов углеводородов Северных морей [1]. Нефтегазопоисковые работы в арктическом секторе Западной Сибири ведутся с 30-х годов прошлого века. В годы Великой Отечественной Войны геологические изыскания в самом центре арктических районов Западной Сибири проводил В.Н. Сакс. В 1945 г. он рекомендовал низовья р. Надым в качестве одного из самых перспективных районов поисков месторождений углеводородов. С 60-х по 80-е годы XX столетия были открыты уникальные газовые месторождения: Заполярное (1965), Уренгойское (1966), Медвежье (1967), Ямбургское (1969) и другие. До Западной Сибири мир не знал подобных газовых гигантов [2].
Созданная за годы освоения Западной Сибири газовая промышленность является одним из ключевых секторов экономики современной России. Основная масса добываемого газа расходуется промышленностью и идет на экспорт [3]. В настоящее время ПАО «ГАЗПРОМ» успешно осуществляет реализацию амбиционной «Программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий» и создает Бованенковскую, Тамбейскую и Южную промышленные зоны. Активное освоение ресурсов УВ осуществляют также дочерние структуры ПАО «НОВАТЭК», «РОСНЕФТЬ», «ЛУКОЙЛ» и других.
Промышленная газоносность арктических районов Западной Сибири установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от газ-салинской пачки (турон-нижний коньяк) верхнего мела до верхней части палеозойского фундамента [4-5]. Уникальные запасы газа сосредоточены в отложениях апт-альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса (НГК) (Бованенковское, Ямбургское, Уренгойское и другие), при этом львиная доля запасов связана с сеноманом. Основные запасы газа сконцентрированы на глубинах 1000-1500 м [6]. В настоящей работе впервые обобщены данные по составу газов более 5000 залежей УВ северных и арктических районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рис. 1).
РИС. 1. Местоположение изученных месторождений
1 – область картопостроения рис. 5; 2 – граница распространения мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты; 3-8 – месторождения: 3 – газовые, 4 – газоконденсатные, 5 – газонефтяные, 6 – нефтяные, 7 – нефтегазовые, 8 – нефтегазоконденсатные.
Фазовый состав залежей УВ
Термобарические условия залежей УВ исследуемого района характеризуются пластовыми температурами от 18 до 160 оС и давлениями от 5 до 37 МПа, общая тенденция которых хорошо видна на рисунке 2. Изучаемый регион характеризуется широким развитием аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в резервуарах неокома и юры [7-9]. При статистической обработке данных использованы анализы газов по более 2200 залежам свободного газа, более 600 газовых шапок нефтяных залежей и более 2200 нефтяным залежам (попутным газам). Углеводородные газы и нефть генетически тесно связаны между собой. Гомологический ряд газообразных углеводородов: метан – этан – пропан – бутан – изобутан продолжается уже в нефти, содержащей пентан, гексан, гептан и другие нормальные УВ и их изомеры. При большом содержании УВ над нефтяной залежью образуется газовая шапка. Если содержание газообразных УВ невелико, то газовой шапки может и не быть. Весь этот газ в этом случае находится в нефти, составляя с ней единую смесь, начинающуюся с метана и до высокомолекулярных жидких и твердых растворенных в нефти УВ. При очень большом давлении, повышенной температуре и достаточном количестве газа образуется газовый раствор, содержащий жидкие нефтяные УВ. В этом случаем мы имеем дело с газоконденсатными месторождениями.
Выделяется следующий ряд значений содержания стабильного конденсата, характеризующих типы скоплений с газовой фазой УВ (г/м3): чисто газовые (< 1,0), низкоконденсатные (1 – 10), конденсатные с пониженным содержанием жидкой фазы (10 – 30), среднеконденсатные с пониженным (30 – 100) и повышенным (100 – 300) содержанием жидкой фазы, а также высококонденсатные (> 300) [10]. Так, среднее содержание стабильного конденсата в рассматриваемых месторождениях закономерно увеличивается с ростом пластовых температур и давлений от 45,9 г/м3 в залежах апт-альб-сеноманского комплекса до 209,7 г/м3 в залежах юрского возраста (рис. 2). Аномальными значениями (более 500 г/м3) характеризуются неокомские залежи Надымского и Умсейского месторождений, верхнеюрские залежи Тэрельского и среднеюрские Ютырмальского месторождений.
РИС. 2. Содержание стабильного конденсата в зависимости от термобарических условий УВ залежей
Особенности геохимии газов залежей УВ
К настоящему времени в научной литературе предложено более 30 классификаций природных газов по химическому составу (В.И. Вернадский, И.М. Губкин, В.А. Соколов, Н.А. Еременко, К.П. Кофанов, В.Ф. Никонов, И.С. Старобинец, В.И. Ермаков, Л.М. Зорькин и другие). В анализе имеющихся данным мы использовали классификацию М.И. Субботы и А.Ф. Романюка [10]. Статистическая обработка имеющихся данных по составу углеводородных и неуглеводородных компонентов в свободных и растворенных газах позволило выявить характерные особенности их соотношения для газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. Газы практически всех изученных залежей характеризуются преобладанием в составе (до 90-99 об. %) углеводородов метанового ряда (рис. 3). Основным компонентом, генетически наиболее близким к метану, является этан. Пропан, бутан и более тяжелые гомологи характерны для газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. В газах отсутствует сероводород, в малых количествах содержатся азот (0,1-3,0 об.%), за исключением ряда залежей на Салмановском (Утреннем), Среднеямальском, Нейтинском, Хамбатейском и ряде других месторождений, где его концентрации достигают 7-15 об.%. Содержания углекислого газа не превышают 13 об.%, составляя в среднем 0,6 об.%. Количество гелия и аргона, в среднем, составляют 0,01 и 0,026 об.% соответственно. Иногда встречается водород (от долей до 1,7 об.%). Газы продуктивных горизонтов отличаются друг от друга главным образом по содержанию тяжелых углеводородов (C2H6+высшие) (табл. 1, рис. 4). Их повышенное содержание связано с газами газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и находится в прямой зависимости от выхода стабильного конденсата [6]. Рассмотрим подробнее особенности геохимии газов залежей в зависимости от их фазового типа.
залежей арктического сектора Западной Сибири.
Условные обозначения см на рис. 2.
![Рис. 4.png Рис. 4.png](/upload/medialibrary/438/4383c37e6965aec44ebae869200fa2ac.png)
РИС. 4. Средний состав газов залежей УВ арктического сектора Западной Сибири.
Таблица 1. Средний состав газов в зависимости от фазового типа УВ залежи и НГК.
НГК |
N2 |
CO2 |
H2 |
He |
Ar |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
iC4H10 |
nC4H10 |
iC5H12 |
nC5H12 |
iC6H14 |
nC6H14 |
Ʃ (ТУ) |
рВ |
Газовые залежи (Г) |
||||||||||||||||
I |
1,79 |
0,44 |
0,03 |
0,008 |
0,025 |
96,5 |
1,00 |
0,13 |
0,08 |
0,06 |
0,03 |
0,0189 |
0,007 |
0,002 |
1,12 |
0,56 |
II |
1,82 |
0,52 |
0,11 |
0,016 |
0,032 |
94,6 |
2,02 |
0,33 |
0,14 |
0,11 |
0,05 |
0,0279 |
0,030 |
0,004 |
2,54 |
0,60 |
III |
2,35 |
0,43 |
0,18 |
0,013 |
0,026 |
96,6 |
0,46 |
0,02 |
0,00 |
0,00 |
- |
- |
- |
- |
0,48 |
0,57 |
IV |
2,24 |
0,73 |
0,13 |
0,017 |
0,034 |
95,5 |
1,33 |
0,19 |
0,04 |
0,01 |
0,00 |
0,0001 |
- |
- |
1,55 |
0,58 |
Газоконденсатные залежи (ГК) |
||||||||||||||||
I |
1,28 |
0,80 |
0,02 |
0,008 |
0,014 |
90,4 |
5,20 |
1,12 |
0,51 |
0,31 |
0,19 |
0,0951 |
0,090 |
0,017 |
7,48 |
0,63 |
II |
1,38 |
0,48 |
0,04 |
0,007 |
0,029 |
89,0 |
5,53 |
2,17 |
0,53 |
0,54 |
0,19 |
0,1235 |
0,060 |
0,031 |
9,13 |
0,64 |
III |
2,81 |
0,47 |
0,04 |
0,014 |
0,053 |
85,3 |
6,89 |
3,13 |
0,49 |
0,55 |
0,17 |
0,1302 |
0,036 |
0,008 |
11,41 |
0,67 |
IV |
2,01 |
0,44 |
0,19 |
0,008 |
0,044 |
88,8 |
5,70 |
2,28 |
0,39 |
0,57 |
0,15 |
0,1041 |
0,017 |
0,010 |
8,78 |
0,66 |
Нефтегазоконденсатные залежи (НГК) |
||||||||||||||||
I |
0,31 |
1,03 |
0,00 |
0,006 |
0,004 |
75,9 |
13,53 |
4,54 |
2,13 |
1,10 |
0,85 |
0,4658 |
0,428 |
0,222 |
23,15 |
0,76 |
II |
1,03 |
0,49 |
0,08 |
0,007 |
0,020 |
77,2 |
10,39 |
6,42 |
1,53 |
1,81 |
0,59 |
0,3964 |
0,153 |
0,063 |
21,33 |
0,78 |
III |
1,39 |
0,59 |
0,11 |
0,011 |
0,025 |
75,4 |
11,11 |
7,67 |
1,27 |
1,67 |
0,44 |
0,3114 |
0,082 |
0,037 |
22,60 |
0,79 |
IV |
2,73 |
0,42 |
0,18 |
0,007 |
0,023 |
72,8 |
13,00 |
7,11 |
1,05 |
1,78 |
0,45 |
0,3452 |
0,073 |
0,040 |
23,84 |
0,77 |
Нефтяные залежи (Н) |
||||||||||||||||
I |
3,49 |
0,62 |
- |
- |
- |
39,3 |
25,77 |
8,24 |
16,70 |
3,93 |
2,13 |
0,5812 |
0,253 |
0,081 |
57,68 |
1,16 |
II |
0,50 |
0,42 |
0,02 |
0,003 |
0,016 |
40,7 |
14,91 |
18,08 |
10,74 |
9,75 |
3,27 |
1,4730 |
0,500 |
0,187 |
58,89 |
1,25 |
III |
0,37 |
0,60 |
0,02 |
0,003 |
0,027 |
50,4 |
16,86 |
18,93 |
4,20 |
6,01 |
1,39 |
0,9125 |
0,220 |
0,098 |
48,63 |
1,07 |
IV |
5,40 |
0,22 |
0,54 |
0,008 |
0,046 |
60,1 |
14,84 |
12,07 |
1,87 |
3,46 |
0,70 |
0,7090 |
0,127 |
0,064 |
33,84 |
0,86 |
Газоконденсатные залежи имеют состав С1 > C2 > C3 > N2 > CO2 > n-C4 > i-C4 > i-C5 > n-C5 > H2 > i-C6 > Ar > n-C6 > He и отличаются более высокими средними содержаниями углеводородных компонентов (об.%): метана 85,3-90,4; этана 5,20-6,89; пропана 1,12-3,13; изобутана 0,39-0,53; бутана 0,31-0,57; изопентана 0,15-0,19; пентана 0,09-0,13; изогексана 0,02-0,09; гексана 0,01-0,03. Неуглеводородные компоненты составляют (об.%): азот 1,28-2,81; углекислый газ 0,44-0,80; водород 0,02-0,19; гелий от следовых до 0,01 и аргон 0,014-0,053. ƩТУ изменяется от 5 до 15 об.%, отношение С2/С3 составляет от 1 до 15, Кэ изменяется от 50 до 300, а Кж от 5,4 до 18,2. Например, в газе залежи пласта БП8 Северо-Губкинского месторождения ƩТУ = 8,04-13,55 об.%; С2/С3 = 6,8-8,0; Кэ = 288,2-317,4 и Кж = 9,0-15,9. В целом, средние характеристики состава газоконденсатных залежей слабо изменяются по юрско-меловому разрезу.
Нефтегазоконденсатные залежи имеют состав С1 > C2 > C3 > n-C4 > i-C4 > N2 > CO2 > i-C5 > n-C5 > i-C6 > H2 > n-C6 > Ar > He и характеризуются еще более высокими средними содержаниями углеводородных компонентов (об.%): метана 72,8-77,2; этана 10,39-13,53; пропана 4,54-7,67; изобутана 1,05-2,13; бутана 1,10-1,81; изопентана 0,44-0,85; пентана 0,31-0,47; изогексана 0,07-0,43; гексана 0,04-0,22. Неуглеводородные компоненты представлены (об.%): азотом 0,31-2,73; углекислым газом 0,42-1,03; водородом от следовых до 0,18; гелием от следовых до 0,01 и аргоном от следовых до 0,025. В нефтегазоконденсатных залежах и залежах газовых шапок ƩТУ составляет 10-30 об.%, отношение С2/С3 составляет от 0,6 до 7, Кэ изменяется от 20 до 330, а Кж от 15,0 до 45,9. К примеру, нефтегазоконденсатная залежь пласта БП11 Тарасовского месторождения характеризуется значениями ƩТУ = 20,78 об.%; С2/С3 = 1,18; Кэ = 79,0 и Кж = 26,6. На общем фоне залежи апт-альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса имеют несколько более легкий состав гомологов метана.
Нефтяные залежи по составу растворенных газов представлены С1 > C2 > C3 > i-C4 > n-C4 > N2 > H2 > i-C5 > n-C5 > CO2 > i-C6 > n-C6 > Ar > He и отличаются наиболее высокими концентрациями гомологов метана и характеризуются средними содержаниями (об.%): метана 39,3-60,1; этана 14,84-25,77; пропана 8,24-18,93; изобутана 1,87-16,70; бутана 3,46-9,75; изопентана 0,70-3,27; пентана 0,58-1,47; изогексана 0,12-0,50; гексана 0,06-0,19. Неуглеводородные компоненты представлены (об.%): азотом 0,37-5,40; углекислым газом 0,22-0,62; водородом 0,02-0,54; гелием в следовых количествах и аргоном от 0,02 до 0,05. В нефтяных залежах ƩТУ составляет 30-95 об.%, отношение С2/С3 составляет от 0,1 до 5, Кэ изменяется от 5 до 120, а Кж от 43 до 600. Так, растворенные газы нефтяной залежи пласта БП16 Восточно-Таркосалинского месторождения характеризуются значениями ƩТУ = 31,97-42,84 об.%; С2/С3 = 1,01-2,25; Кэ = 67-96 и Кж = 47-75. Наиболее тяжелым составом растворенных газов характеризуют нефтяные залежи неокомского комплекса.
Зональность состава газовых залежей
Как видно из таблицы 1, при практически одинаковых концентрациях неуглеводородных компонентов и доминировании в составе газовых залежей основных НГК метана, наибольшие различия выявлены в распределении его гомологов. Максимальные их содержания установлены в газах неокомского, а наименьшие в залежах верхнеюрского НГК. Так, средние концентрации в газах апт-альб-сеноманского НГК ниже, чем в неокомском: по этану в 2,03 раза; пропану – 2,58; бутану (изомерной и нормальной форме) от 1,71 до 1,89, пентану (изомерной и нормальной форме) от 1,47 до 1,54 и гексану (изомерной и нормальной форме) от 2,09 до 4,34 раз. Газы апт-альб-сеноманских отложений отличаются также наиболее низкими концентрациями водорода, гелия и аргона по сравнению с ниже залегающими НГК.
Установленные выше особенности наиболее ярко проявляются на картах, отражающих особенности геохимии газовых залежей (рис. 5). Так, содержание стабильного конденсата достигает максимальных значений в газовых залежах юрских НГК, составляя до 400 г/м3 и более. Высококонденсатные газы распространены в южных районах изучаемого региона. При этом в апт-альб-сеноманском НГК газы с содержанием конденсата более 85 г/м3 ограничены группой Тамбейских месторождений на севере и Пякяхинским месторождением на юго-востоке (рис. 5а). Отмеченная ранее связь содержаний ТУ с конденсатностью газов хорошо видна на примере неокомских и юрских НГК (рис. 5б-в). Например, в неокомском НГК область с высоким (более 350 г/м3) содержанием стабильного конденсата трассируется изолинией ƩТУ = 15 об.%. Подобная аномалия выявлена и в пределах юрских НГК в юго-восточной области территории картопостроения. Закартированы области распространения газов с повышенным содержанием в составе доли неуглеводородных компонентов: азота свыше 2,5 об.% и углекислого газа более 1 об.%. Как правило, эти зоны взаимосвязаны.
РИС. 5. Карты средних содержаний стабильного конденсата, тяжелых углеводородов, азота и углекислого газа в газовых залежах апт-альб-сеноманского (а), неокомского (б) и юрских комплексов (в).
Содержание газов: 1 – ƩТУ; 2 – азота; 3 – углекислого газа.
Резюмируя вышесказанное, можно сделать следующие выводы:
1) Промышленная газоносность арктического сектора Западной Сибири связана с широким стратиграфическим интервалом: от газ-салинской пачки (турон-нижний коньяк) верхнего мела до верхней части палеозойского фундамента. Основные запасы газа сконцентрированы на глубинах 1000-1500 м.
2) Термобарические условия залежей УВ исследуемого района характеризуются пластовыми температурами от 18 до 160 оС и давлениями от 5 до 37 МПа. Среднее содержание стабильного конденсата в рассматриваемых месторождениях закономерно увеличивается с ростом пластовых температур и давлений от 45,9 г/м3 в залежах апт-альб-сеноманского комплекса до 209,7 г/м3 в залежах юрского возраста. Аномальными значениями (более 500 г/м3) характеризуются отдельные неокомские и юрские залежи.
3) Газы практически всех изученных залежей УВ характеризуются преобладанием в составе (до 90-99 об. %) углеводородов метанового ряда. Основным компонентом, генетически наиболее близким к метану, является этан. Пропан, бутан и более тяжелые гомологи характерны для газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей. Газовые залежи имеют состав С1 > N2 > C2 > CO2 > C3 > H2 > i-C4 > n-C4 > Ar > i-C5 > He > n-C5 > i-C6 > n-C6; газоконденсатные – С1 > C2 > C3 > N2 > CO2 > n-C4 > i-C4 > i-C5 > n-C5 > H2 > i-C6 > Ar > n-C6 > He; нефтегазоконденсатные – С1 > C2 > C3 > n-C4 > i-C4 > N2 > CO2 > i-C5 > n-C5 > i-C6 > H2 > n-C6 > Ar > He и нефтяные (растворенные газы) – С1 > C2 > C3 > i-C4 > n-C4 > N2 > H2 > i-C5 > n-C5 > CO2 > i-C6 > n-C6 > Ar > He.
Исследования проводились при финансовой поддержке проектов ФНИ № 0331-2019-0017, 0331-2019-0025; РФФИ в рамках научного проекта № 18-05-70074 «Ресурсы Арктики»; РФФИ и Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа в рамках научного проекта № 19-45-890005.
Литература:
-
Конторович В.А., Конторович А.Э. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа Карского моря // Доклады РАН. 2019. Т. 489. № 3. С. 272-276.
-
Конторович А.Э. Пути освоения ресурсов нефти и газа Российского сектора Арктики // Вестник РАН. 2015. Т. 85. № 5-6. С. 420-430.
-
Эдер Л.В., Филимонова И.В., Комарова А.В., Немов В.Ю., Шумилова С.И. Экспорт газа из России: структура и динамика поставок // Газовая промышленность. 2019. № 1(779). С. 86-92.
-
Конторович А.Э., Эпов М.И., Бурштейн Л.М., Каминский В.Д., Курчиков А.Р., Малышев Н.А., Прищепа О.М., Сафронов А.Ф., Ступакова А.В., Супруненко О.И. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их освоения // Геология и геофизика. 2010. Т. 51. № 1. С. 7-17.
-
Брехунцов А.М., Монастырев Б.В., Нестеров (мл.) И.И. Закономерности размещения залежей нефти и газа Западной Сибири // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1001-1012.
-
Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Фурсенко Е.А. Особенности состава газовых залежей северных и арктических районов Западной Сибири [Электронный ресурс]// Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: VIII Всероссийская научно-практическая конференция с международным участием, посвященная 50-летию основания ИХН СО РАН (г. Томск, 1-3 октября 2019 г.). 2019. С. 717.
-
Новиков Д.А. Роль элизионного водообмена в формировании гидродинамического поля Ямало-Карской депрессии // Литология и полезные ископаемые. 2019. № 3. С. 248-261.
-
Шварцев С.Л., Новиков Д.А. Природа вертикальной гидрогеохимической зональности нефтегазоносных отложений (на примере Надым-Тазовского междуречья, Западная Сибирь) // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 8. С. 1008-1020.
-
Novikov D.A. Hydrogeochemistry of the Arctic areas of Siberian petroleum basins // Petroleum Exploration and Development. 2017. V. 44. № 5. р. 780-788.
-
Ермаков В.И., Зорькин Л.М., Скоробогатов В.А., Старосельский В.И. Геология и геохимия природных горючих газов. М.: Недра. 1990. 315 с.
Key words: gas geochemistry, phase composition, hydrocarbon pool, Western Siberia, Arctic