USD 76.4667

-0.61

EUR 90.4142

-0.94

BRENT 41.64

+0.05

AИ-92 43.4

-0.01

AИ-95 47.26

-0.02

AИ-98 53.06

-0.04

ДТ 47.74

+0.06

15 мин
219
0

Особенности состава газов залежей углеводородов арктического сектора Западной Сибири

Приводятся результаты изучения состава газов залежей углеводородов юрско-меловых отложений арктического сектора Западной Сибири. Показаны особенности газового состава залежей углеводородов. Выявлены основные черты вертикальной и латеральной газовой зональности апт-альб-сеноманского, неокомского и юрских нефтегазоносных комплексов.

Особенности состава газов залежей углеводородов арктического сектора Западной Сибири

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.png

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.png

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.

Рис. 3.png

РИС. 3. Диаграммы общего состава газов и состава тяжелой углеводородной фракции свободных газов
залежей арктического сектора Западной Сибири.
Условные обозначения см на рис. 2.

Рис. 4.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

Газовые залежи имеют состав С1 > N2 > C2 > CO2 > C3 > H2 > i-C4 > n-C4 > Ar > i-C5 > He > n-C5 > i-C6 > n-C6 и характеризуются средними содержаниями углеводородных компонентов (об.%): метана 94,6-96,6; этана 0,46-2,02; пропана 0,02-0,33; изобутана от следовых до 0,14; бутана от следовых до 0,11; изопентана от следовых до 0,05; пентана от следовых до 0,03; изогексана от следовых до 0,03; гексана в следовых количествах. Неуглеводородные компоненты составляют (об.%): азот 1,79-2,35; углекислый газ 0,43-0,73; водород 0,03-0,18; гелий от следовых до 0,017 и аргон 0,025-0,034. Сумма гомологов метана (ƩТУ) варьирует от следовых до 5 об.%, отношение С23 составляет от 2 до 160, коэффициент этанизации Кэ = 100∙С2/(С3+ С4) изменяется от 200 до 3000 и более, а коэффициент жирности Кж = С2+высшие1 от 0,1 до 5,5. Для примера, в газе залежи пласта БП61 Западно-Таркосалинского месторождения ƩТУ = 4,99 об.%, С23 = 3,75, Кэ = 286,8 и Кж = 5,5. Установлено, что в наибольшей степени обогащены гомологами метана газы неокомских залежей, и в меньшей степени – верхнеюрских.

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 С23 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.%; С23 = 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 С23 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.%; С23 = 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 С23 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.%; С23 = 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.png

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:

  1. Конторович В.А., Конторович А.Э. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа Карского моря // Доклады РАН. 2019. Т. 489. № 3. С. 272-276.

  2. Конторович А.Э. Пути освоения ресурсов нефти и газа Российского сектора Арктики // Вестник РАН. 2015. Т. 85. № 5-6. С. 420-430.

  3. 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.

  4. 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.

  5. 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.

  6. 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.

  7. Новиков Д.А. Роль элизионного водообмена в формировании гидродинамического поля Ямало-Карской депрессии // Литология и полезные ископаемые. 2019. № 3. С. 248-261.

  8. 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.

  9. Novikov D.A. Hydrogeochemistry of the Arctic areas of Siberian petroleum basins // Petroleum Exploration and Development. 2017. V. 44. № 5. р. 780-788.

  10. 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



Статья «Особенности состава газов залежей углеводородов арктического сектора Западной Сибири» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2020)

Читайте также