К оглавлению журнала

 

УДК 553.98

© Коллектив авторов, 1997

СОСТАВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЯ

А. В. Бембеев (ДГП "Калмнедра"), К. Э. Пальткаев (АООТ "Калмнефть"), В. Э. Бембеев, Б. С. Хулхачиев (Калмгеолком)

Как известно, региональным нефтегазоводоупором палеозойского подсолевого этажа служит соленосная толща кунгура нижней перми мощностью до 2,5 км. Промышленная нефтегазоносность кунгурских отложений еще не установлена, но о потенциальных возможностях свидетельствуют факты полученных прямых и косвенных признаков содержания УВ. На Алексеевской площади (Каракульско-Смушковская зона дислокаций) в керне скв. 5 (интервал 1732-1744 м) отмечались капельки нефти и битуминозные пятна. В процессе бурения интервала 1728-1745 м встречен кратковременный приток газа дебитом 50-80 тыс. м3. При опробовании в эксплуатационной колонне интервала 1715-1818 м скважина фонтанировала чистым газом без запаха сероводорода дебитом до 100 тыс.м3/с. Из этих же отложений на Чкаловской площади получен приток нефти дебитом 8 м3/с, а из скв. 2 Уманцевская (Карасальская моноклиналь) - высокоминерализованной воды дебитом 4-5 м3/с и нефти 15 м3/с без признаков сероводородного заражения (Ильченко В.П., Акулинчев Б.П., Гирин Ю.Г. и др., 1992).

Эти факты указывают на наличие высоких коллекторских свойств сульфатно-терригенных и сульфатно-карбонатных горизонтов кунгурской соленосной толщи и свидетельствуют о их недостаточной изученности для выделения в самостоятельный поисковый объект на нефть и газ.

Открытие в 1976-1977 гг. уникального Астраханского газоконденсатного месторождения доказало высокую нефтегазоносную перспективность подсолевых отложений в юго-западной части Прикаспийской впадины.

Как известно, основным продуктивным горизонтом здесь являются карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона. Усредненный состав газа [2] следующий (%): CН4 - 47,65; С2Н6 - 2,25; С3Н8 - 0,88; С4Н10 - 0,16; С5Н12 - 0,41; С6 + высш. - 5,02; N2 -0,53; СО2 - 18,66; H2S - 24,44. Содержание конденсата - 513,3 см33, или 417 г/м3, плотность 0,812 кг/м3.

Состав кислых газов изменяется в значительных пределах, как по площади, так и по разрезу, о чем свидетельствуют исследования СевКавНИИгаза (таблица).

Номер скважины

Интервал перфорациям

Содержание в пластовой смеси, %

H2S

СО2

8

3936-3915

24,44

18,66

16

4049-3934

23,23

10,69

17

4047-4000

21,07

12,05

12

4020-3958

16,77

11,91

40

4040-3959

23,35

7,65

42

4050-3959

24,09

12,06

27

3997-3952

24,09

16,13

76

3919-3844

25,48

15,33

84

4001-3979

30,02

16,25

Отмечено, что с ростом влагоемкости пластового газа на Астраханском месторождении происходит увеличение содержания кислого газа и сероводорода, что объясняется высокой растворимостью этих компонентов в воде и в углеводородной жидкой фазе. Величина влагоемкости пластового газа месторождения составляет 9-10 г/м3 при изменении содержаний СO2 от 10,05 до 18,66% и H2S от 16,77 до 30,02% (Ильченко В.П. и др., 1992).

Отдельными скважинами Астраханского месторождения в разрезе сульфатно-карбонатных отложений филипповского горизонта, приуроченных к трещиноватым коллекторам кунгурского яруса, вскрыты нефтяные скопления, где в попутных газах, по данным О.И. Серебрякова (1995), содержание СО2 достигает 10-12%, a H2S - 15-16%.

Из изложенного следует, что повышенные концентрации углекислого газа и сероводорода содержатся в башкирской карбонатной газоконденсатной залежи, коллекторская толща которой обогащена сульфатными образованиями, а также в сульфатно-карбонатном горизонте филипповской нефтяной залежи.

В пределах Астраханского месторождения самые древние отложения, представленные известняками нижнего карбона, вскрыты на Ширяевской и Заволжской площадях. В скв. 1-р Ширяевская с глубины 4740-4760 м поднят керн, пропитанный нефтью, а затем получен слабый приток газа с конденсатом из интервала 4220-4260 м, причем из этих же нижнекаменноугольных отложений в сводовой части месторождения при наличии ловушек и более высоком гипсометрическом уровне залегания продукт не был получен. Компонентный состав газа (СН4 - 60-65%, H2S -5,6%, СO2 - 12% и ТУ - 11%) отличается от такового продуктивных толщ Астраханского месторождения. Так, отмечается увеличение содержания метана и его гомологов при резком снижении сероводорода и кислых компонентов.

Все это свидетельствует о наличии в отложениях нижнего карбона УВ, генетически не связанных с башкирской залежью месторождения (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Зиньковский В.Е., 1993).

К юго-западу от Астраханского месторождения при опробовании отложений башкирского карбонатного комплекса в скв. 6 Южно-Астраханская (Уланское поднятие) в природных газах сероводород не обнаружен. Состав пластового газа из интервала 5356-5370 м следующий (%): СН4 - 88,65-90,67; С2Н6 -6,02-6,33; С3Н6 - 2,42-2,52; C4H10 - 0,39-0,40; N2 - 30,29; СO2 - 0,32; Не - 4,12.

В пределах Каракульско-Смушковской зоны дислокаций в процессе бурения скв. 1 Краснохудукская установлен совершенно иной состав свободных и водорастворенных газов. Здесь начинает доминировать диоксид углерода, содержание которого до 80-90%. В скв. 1 Краснохудукская из интервала 3324-3370 м (башкирский ярус) получен приток углекислого газа дебитом до 62 тыс.м3/сут, СН4 + гомологи составляют всего 2,47%, N2 - 0,07%, СO2 - 97,4%, запаха сероводорода не отмечено.

Западнее от скв. 1 Краснохудукская на Чкаловской площади (Каракульско-Смушковская зона) в скв. 1 с глубины 4625 м (сакмаро-артинские отложения) получен приток газа следующего состава (%): СН4 - 83,09; ТУ -8,05; N2 - 8,24; СО2 - 0,62 [1]. Сероводород встречен в малых количествах.

На Карасальской моноклинали в отложениях подсолевого палеозоя открыто Южно-Плодовитенское нефтяное месторождение. Состав растворенного в нефти газа следующий (интервал перфорации 4412-4432 м) (%): СН4 -79,46; С2Н6 - 6,02; С3Н8 - 5,18; С4Н10 1,06; С5Н12 - 0,72; С6 - 0,59; N2 -3,49; СО2 - 1,01; H2S - 1,01; Не - 1,01. Примечательно присутствие сероводорода в малых количествах. В подстилающих водах сероводород не обнаружен(Черновалов Д., 1989).

Таким образом, сравнительный анализ изложенного материала свидетельствует об оптимальных условиях для образования сероводородсодержащих флюидов только в пределах Астраханской зоны газоконденсатонефтенакопления, где при температурах более 80 °С карбонатные продуктивные породы перекрываются сульфатно-соленосными отложениями. Вниз по разрезу карбонатных комплексов по мере удаления от сульфатно-соленосных пород содержание сероводорода в газах значительно уменьшается. В 60 км к юго-западу от Астраханского месторождения по данным опробования скв. 6 Южно-Астраханская в пластовых газах сероводород отсутствует. В пределах Каракульско-Смушковской зоны дислокаций, где в разрезе карбонатных комплексов сульфатно-галогенные отложения не встречены и появляются терригенные фации, нет условий для образования значительных концентраций сероводорода.

Вместе с тем здесь создается обстановка для генерации углекислоты высокотемпературного генезиса.

На Карасальской моноклинали, где карбонатный комплекс перекрывается терригенной толщей среднего и верхнего карбона, условия для образования сероводорода также отсутствуют. Кислые компоненты практически не будут встречены в пластовых флюидах терригенного карбона и девона для всей территории Калмыцкого Прикаспия.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Зона сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского - резерв подготовки запасов УВ в Европейской части СССР / И.Н. Капустин, Н.И. Немцов, А.Н. Кондратьев и др. // Геология нефти и газа. - 1989. -№1.-С. 11-15.
  2. Нефтегазоносность подсолевых отложений / А.А. Аксенов, Б.Д. Гончаренко, М.К. Калинко и др. -М.: Недра, 1985.

ABSTRACT

The presence of direct and indirect evidences of hydrocarbons contained in Kungurian deposits points to their possible commercial oil and gas potential. Optimal conditions for sulfureous fluids generation exist only within the Astrakhan zone of gascondensateoil accumulation where at temperatures of more than 80 °C the carbonate producing rocks are overlaid by sulfate-saltbearing deposits. Downwards along the carbonate complexes succession farther away from sulfate-saltbearing rocks , content of H2S in gas greatly increases. Within the Karakul-Smushkovsky dislocation zone where in the section of carbonate complexes sulfate-halogene deposits are absent while terrigene facies appear, conditions to form significant H2S concentrations are absent. At the same time, there originated conditions for carbon dioxides of high-temperature genesis. At the Karasalsky monocline where the carbonate complex is overlaid by terrigene succession of Middle and Upper Carboniferous age, there are also no conditions for H2S generation. Acid components will be practically absent in formation fluids of terrigene Carboniferous and Devonian for the whole territiry of Kalmyk Pre-Caspia.