К оглавлению журнала

 
 

© Д.А. Новиков, 2000

СТЕПЕНЬ ГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ХАРАМПУРСКОГО МЕГАВАЛА

Л.А. Новиков (Томский филиал ИГНиГ СО РАН)

История изучения водорастворенных газов в Западной Сибири насчитывает более 40 лет с начала работ М.С. Гуревича и Н.Н. Ростовцева. В 50-х гг. эти исследователи впервые установили газовую зональность подземных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна и дали высокую оценку поискового значения водорастворенных газов, которая определяется не только их качественным составом, но и величиной упругости. Н.М. Кругликов (1964, 1967) впервые отметил понижение упругости растворенных газов с удалением от газоводяного контакта вследствие диффузного рассеивания газа. Л.М. Зорькин (1973, 1974, 1982) рассмотрел различные возможные условия генерации газов, их выделения из подземных вод и формирования газовых залежей. Изучением подземных вод и водорастворенных газов Западно-Сибирского артезианского бассейна длительное время занимались А.Э. Конторович, Б.П. Ставицкий, А.А. Розин и многие другие исследователи [2].

Вместе с тем условия фазовых равновесии газов остаются неизученными, хотя эта проблема представляет большой научный и практический интерес, так как позволяет более целенаправленно решать многие генетические вопросы газо- и нефтеобразования [З]. Кроме того, изучение физико-химических равновесии в системе вода–порода–газ-органическое вещество позволяет раскрыть многие ранее неизвестные закономерности формирования подземных вод [4]. С помощью фазовых равновесий можно выявить направленность геохимических процессов в системе вода–газ как на настоящем этапе развития нефтегазоносной системы, так и в ее геологическом прошлом. Изучение этого явления позволяет выяснить характер состояния равновесия существующих залежей месторождений с подземными водами, т.е. решать вопросы их сохранности.

Система вода–газ является довольно сложной. Это объясняется многокомпонентностью и разнонаправленностью протекающих в ней процессов, что проблематично для применения ранее использовавшихся методов расчета степени насыщения пластовых вод газами. В связи с этим использовалась методика М.Б. Букаты, реализованная в составе программного комплекса HydrGeo в виде процедуры Gas [1].

Изучение характера водно-газовых равновесии в системе водагаз проводилось на основе данных о составе пластовых вод, а также водорастворенных и свободных газов продуктивной части юрского гидрогеологического комплекса Харампурского мегавала, преимущественно Харампурской и Йохтурской групп площадей.

Гидрогеологические условия

Харампурский мегавал расположен в северной зоне центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна (рис. 1) и по седиментологическим, фациальным, тектоническим и другим характеристикам является типичной структурой этого региона. Основной продуктивный горизонт юрского гидрогеологического комплекса пласт Ю1, приуроченный к верхневасюганской подсвите, второстепенное значение имеют залежи пластов Ю2 и Ю3, относящиеся к пачкам tm11 и tm10 верхней подсвиты тюменской свиты. Залежи пластово-сводовые, тектонически и литологически экранированные. Дебиты нефти из продуктивных пластов изменяются от 10 до 650 т/сут, газа от 10 до 100 тыс. м3/сут.

Верхневасюганская подсвита представлена серыми с буроватым оттенком средне-мелкозернистыми песчаниками с прослоями карбонатных разностей, алевритов и глин общей мощностью 48-65 м, а верхняя подсвита тюменской свиты переслаиванием темно-серых и серых глин, глинистых песчаников, алевролитов с буроватым оттенком с прослоями углей мощностью 152-170 м (пачка tm11 – 48-53 м, tm10 52-60 м).

Подземные воды продуктивной части юрского комплекса относятся к хлоридно-натриевому типу с минерализацией 27-43 г/л. Водообильность пород пестра и изменяется от 0,18 до 142 м3/сут, снижаясь вниз по разрезу в среднем до 20,8 м3/сут. Термобарические условия меняются незначительно. Так, температура подземных вод в пластовых условиях варьирует от 84 до 106°С, а пластовое давление от 27,6 до 31,5 МПа [5].

Газонасыщенность подземных вод изменяется незакономерно по разрезу и площади мегавала, в пределах 0,9-3,6 л/л. Водорастворенные газы (ВРГ) комплекса метанового состава с содержанием метана в среднем 85-90 % (табл. 1). В составе ВРГ доля гомологов метана довольно высокая (в среднем 2-5 %), по всему юрскому гидрогеологическому комплексу их содержание иногда достигает 20-25 %. Содержание азота не превышает 7, диоксида углерода – 0,5, гелия и аргона – 0,05 и водорода 0,4 % (табл. 2).

Следует отметить, что химический состав вод подчиняется нормальной гидрогеохимической зональности, существующей восточнее Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта [5]. Наблюдается закономерный рост минерализации с 27-29 г/л (верхи васюганской свиты) до 40-43 г/л (верхи тюменской свиты).

Состав свободных газов залежей преимущественно метановый с содержанием метана 32-90 %, в среднем 75 %. Другие газы, кроме его гомологов, содержатся в незначительных количествах. Так, средние содержания этана не превышают 11, пропана – 8, бутана – 3, пентана – 2,2 и гексана – 0,7 % (см. табл. 2). Средние концентрации неуглеводородных газов составляют, %: диоксида углерода – 0,5; азота – 2,4; гелия – 0,02; аргона – 0,03; водорода – 0,1.

Степень насыщения подземных вод газами

Применение методики [1] позволило учесть плотность, общую минерализацию, газонасыщенность, состав водорастворенных газов, термобарические условия и другие показатели, определить состав и ряд характеристик равновесной фазы по составу растворенного газа и воды или, наоборот, состав и другие параметры растворенного газа по составу свободного газа и раствора, а также моделировать эвазию–инвазию газов при изменении давления, температуры или состава раствора. В число рассчитываемых параметров и характеристик входят коэффициент газонасыщенности, общее и парциальное давление насыщения, значения индивидуальных фугитивностей газов, расчетные значения конденсатности, плотности газа в стандартных и пластовых условиях, его возраст, теплота сгорания, сжимаемость и др.

Проведенные детальные расчеты показали, что подземные воды продуктивной части юрского гидрогеологического комплекса в основном недонасыщены газами. Насыщенными оказались только воды, приуроченные к верхам тюменской свиты, т.е. наиболее глубокопогруженные и метаморфизованные. По мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов сте- пень насыщения подземных вод газами непрерывно растет (рис. 2).

Так, в пласте Ю11 общий коэффициент насыщения воды газом Кг изменяется в интервале от 0,42 до 0,56 в районе Харампурского локального поднятия и от 0,31 до 0,55 в районе Северо-Харампурского локального поднятия. Пласт Ю12 характеризуется общим недонасыщением подземных вод газом с Кг, равным 0,45-0,75 при среднем значении 0,63 (Харампурское локальное поднятие). В нижезалегающем пласте Ю13 Кг составляет 0,60-0,75 (Харампурское локальное поднятие) и в среднем 0,55 в районе Северо-Харампурского локального поднятия.

Пласт Ю14 содержит пластовые воды, недонасыщенные газом, что отмечено низкими значениями Кг < 1, изменяющимися в интервале 0,60-0,85. Пласт Ю2 неоднороден по характеру насыщения пластовых вод газами, что выражается в смене по латерали недонасыщенных газами вод (Северо-Харампурское локальное поднятие) пересыщенными с Кг > 1 (Харампурское локальное поднятие). Подземные воды пласта Ю3 на всей площади мегавала являются пересыщенными газами с Кг > 1.

В целом же наблюдается рост Кг с 0,37-0,42 на глубине 2850-2910 м до 1,00-1,15 на глубине 3000-3060 м (рис. 3). Изолинии Кг в целом повторяют геологическую структуру размещения проницаемых пластов, т.е. наблюдается прямая его зависимость от структурного плана мегавала. Это же подтвердилось рассчитанной корреляционной зависимостью Кг с глубиной залегания пластов, которая показала наличие сильной положительной связи между ними (r = 0,84).

Отмечается также сильная связь Кг с общей минерализацией подземных вод (рис. 4). Так, если при минерализации 24 г/л Кг = 0,37, то при минерализации 42 г/л Кг =1,15. Выявлено, что воды, насыщенные газом, отличаются значениями общей минерализации > 38 г/л, а все менее минерализованные воды недонасыщены газами. Корреляция между Кг и общей минерализацией показала наличие положительной связи между ними (r= 0,56).

Таким образом, можно сказать, что в продуктивной части юрского гидрогеологического комплекса Харампурского мегавала выделяется две зоны с различным характером насыщения подземных вод газами (см. рис. 2). В верхней зоне отмечается наличие подземных вод, не насыщенных газами. Зона распространена преимущественно в отложениях васюганской свиты (проницаемые пласты Ю1). Исключение составляет лишь геологический разрез, приуроченный к Северо-Харампурскому локальному поднятию, в котором граница зоны опускается ниже и включает отложения пласта Ю2. Из полученных данных следует, что подземные воды, приуроченные к верхней зоне, характеризуются способностью растворять дополнительное количество газов из имеющихся залежей УВ, поскольку здесь система оказывается неравновесной.

Нижняя зона, включающая подземные воды, насыщенные газами, приурочена к отложениям верхов тюменской свиты и объединяет пласты Ю2 и Ю3, за исключением части пласта Ю2, приуроченной к Северо-Харампурскому локальному поднятию. Для нее вероятно выделение из пластовых вод газов в свободную фазу, если этот процесс понимать в аспекте геологического времени.

Полученные данные по степени насыщения подземных вод водорастворенными газами на первый взгляд находятся в противоречии с геологическими данными. Дело в том, что в пределах верхней зоны, где наблюдается неравновесный характер системы вода газ, расположены нефтяные залежи с газовыми шапками, которые приурочены к проницаемым пластам Ю1. Это противоречие не удается объяснить изменением ни температуры, ни общей минерализации, ни давления с глубиной хотя бы уже потому, что эти параметры изменяются незначительно, тогда как значения Кг варьируют от 0,4 до 1,2, т.е. в 3 раза. Необходимо отметить, что формирование газовых залежей происходило за счет водорастворенных газов, т.е. в условиях равновесия растворенных газов со свободными. В настоящее же время такого равновесия не наблюдается. Следовательно, мы вправе предположить, что уже после формирования газовых залежей произошла смена обстановки, что выразилось в том, что воды утратили способность выделять в свободную фазу газы, т.е. стали ненасыщенными ими, что мы и наблюдаем в настоящее время. В чем же причина этого? Ответ следует искать в установленной зависимости между общей минерализацией и газонасыщенностью подземных вод (см. рис. 4). Наблюдаемую картину можно объяснить тем, что седиментационные воды нефтегазоносных отложений частично разбавлены более молодыми инфильтрационными, которые проникли в рассматриваемую систему.

Это предположение подтверждается анализом гидрогеохимической и гидродинамической ситуации в регионе. Во-первых, проведенный анализ связей общей минерализации подземных вод с коэффициентом Cl/Br показал, что эта связь отсутствует (рис. 5). Это возможно только в том случае, если происходит разбавление более соленых вод пресными с низкими содержаниями Cl и Вr, которые существенно не влияют на значение коэффициента Cl/Br. Во-вторых, на основе анализа гидродинамической ситуации в регионе было установлено, что пластовые давления в южной части Харампурского мегавала ниже, чем в северной, что свидетельствует о направлении движения вод в юрских отложениях с севера на юг. В северной части мы также наблюдаем более низкую минерализацию и газонасыщение подземных вод.

Таким образом, с начала формирования залежей в проницаемых пластах Ю1 подземные воды были пересыщены газами, что позволило им формировать залежи свободных газов. Смена гидрогеологической ситуации, обусловленная внедрением ненасыщенных газами инфильтрационных вод в более позднее время, привела к нарушению газовых равновесии. Вместе с тем ограниченный контакт подземных вод с газовыми залежами затрудняет быстрое растворение и тем самым способствует поддержанию неравновесности в системе свободный водорастворенный газы. Более глубокие горизонты, куда инфильтрационные воды не проникли, остаются насыщенными водорастворенными газами и в настоящее время.

ВЫВОДЫ

На основе уточненной физико-химической методики рассмотрено равновесие между водорастворенными и свободными газами залежей, что позволило в пределах Харампурского мегавала впервые выделить две зоны с различным характером насыщения подземных вод водорастворенными газами. Верхняя зона содержит воды, ненасыщенные газами, которые сохранили способность дополнительно растворять газ из существующих залежей. Наличие в ней нефтяных залежей с газовыми шапками может свидетельствовать о том, что первоначально вода была равновесной и лишь позднее, после смены гидрогеологической ситуации, приобрела неравновесный характер. Нижняя зона является равновесной и включает воды, насыщенные водорастворенными газами. Анализ гидрогеохимической и гидродинамической ситуации в регионе показал, что неравновесный характер системы в верхней зоне можно объяснить внедрением с севера более молодых инфильтрационных вод. Тем самым мы получаем новый механизм оценки возможной степени разрушения газовых залежей подземными водами.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Букаты М.Б. Методика моделирования водно-газовых равновесии в связи с прогнозом нефтегазоносности // Геология нефти и газа. – 1992. – №1. - С.7-9.
  2. Кругликов Н.М., Нелюбим В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Л.: Недра, 1985.
  3. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971.
  4. Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. - М.: Недра, 1996.
  5. Шварцев С.Л., Новиков Д.А. Гидрогеологические условия Харампурского мегавала// Изв. вузов. Нефть и газ. - 1999. - № 3. - С.21-29.

ABSTRACT

For the first time on the basis of revised physico-chemical procedure an equilibrium between water-dissolved gases and free gases is considered. According to data obtained in Kharam-pur megaswell two zones with different character of ground water saturation by water-dissolved gases are distinguished. The upper zone contains water not saturated by gases which hold an ability to dissolve more gas from existing pools. The presence of oil pools with gas caps shows that initially it was equilibrium and only later after the change in hydrogeological situation it took a nonequilibrium character. The lower zone is equilibrium and includes water saturated by water-dissolved gases. Analysis of regional, hydrogeoc-hemical and hydrodynamic situation showed that the nonequilibrium character of the system in the upper zone can be explained by intrusion of more younger infiltration water from north. Thus, we obtain a new mechanism of evaluating a probable extent of gas reservoirs destruction by underground water.

РИС. 1. РАСПОЛОЖЕНИЕ ХАРАМПУРСКОГО МЕГАВАЛА (1) НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РИС. 2. СТЕПЕНЬ НАСЫЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ГАЗАМИ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ХАРАМПУРСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 – преимущественно аргиллиты; 2 – песчаники; 3 – изолинии значений Кг

РИС. 3. ЗАВИСИМОСТЬ НАСЫЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ГАЗОМ ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ ВОДОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ

РИС. 4. ЗАВИСИМОСТЬ НАСЫЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ BOД ГАЗОМ ОТ ОБЩЕЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ

РИС. 5. ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА Cl/Br ОТ ОБЩЕЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ BOД

 

Таблица 1

СОСТАВ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ХАРАМПУРСКОГО МЕГАВАЛА, %

Пласт

Значение

Г, л/л

СО2

N2

Не

Ar

Н2

СН4

С2Н6

С3Н8

C4H10

C5H12

Число анализов

Ю11

min

2,3

0,11

3,9

0,014

0,011

0,002

85,3

0,19

0,11

0,031

Сл.

8

max

3,2

0,64

13,7

0,040

0,011

0,416

93,4

1,56

0,35

0,073

0,032

Среднее

2,7

0,37

8,8

0,027

0,011

0,209

89,4

0,87

0,23

0,052

0,016

Ю12

min

2,0

0,03

3,5

0,065

0,017

0,469

80,1

1,82

0,72

0,176

0,041

6

max

3,1

0,77

14,2

0,080

0,132

1,915

91,4

3,48

0,79

0,252

0,058

Среднее

2,7

0,40

8,9

0,073

0,074

1,192

85,7

2,65

0,75

0,214

0,050

Ю13

min

1,5

0,01

1,4

0,007

0,019

0,032

92,3

0,17

0,05

0,025

Сл.

6

max

2,8

0,12

4,1

0,064

0,026

0,446

97,9

2,46

0,51

0,160

0,145

Среднее

2,2

0,07

2,7

0,035

0,023

0,239

95,1

1,32

0,28

0,093

0,073

Ю14

min

2,2

0,29

5,0

0,012

0,055

0,115

87,1

0,27

0,02

0,014

Сл.

4

max

2,8

0,49

9,4

0,068

0,105

0,214

94,0

1,90

0,68

0,199

0,045

Среднее

2,5

0,39

7,2

0,040

0,080

0,164

90,6

1,09

0,35

0,107

0,023

Ю2

min

0,9

0,06

5,9

0,042

0,047

0,318

88,5

1,08

0,04

0,090

Сл.

7

max

3,0

1,08

8,5

0,070

0,096

0,539

88,9

2,85

1,08

0,584

0,199

Среднее

2,0

0,57

7,2

0,056

0,071

0,428

88,7

1,97

0,56

0,337

0,101

Ю3

min

1,8

0,68

1,5

0,020

0,013

0,215

83,9

1,68

0,19

0,074

0,014

3

max

3,6

1,25

13,1

0,052

0,084

0,421

92,5

3,50

0,66

0,101

0,068

Среднее

2,7

0,97

7,3

0,036

0,049

0,318

88,2

2,59

0,42

0,088

0,041

Среднее по пластам

2,5

0,46

7,0

0,045

0,051

0,425

89,6

1,75

0,43

0,148

0,050

34

Таблица 2

СОСТАВ СВОБОДНЫХ ГАЗОВ ЗАЛЕЖЕЙ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ХАРАМПУРСКОГО МЕГАВАЛА, %

Пласт

Значение

СО2

N2

Не

Ar

Н2

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

C5H12

C6H14

Число анализов

Ю11

min

0,01

1,0

0,008

0,003

0,008

48,5

3,19

0,85

0,126

0,091

0,033

14

max

1,12

25,0

0,065

0,076

0,339

86,6

25,30

12,69

6,410

4,649

1,268

Среднее

0,33

3,6

0,015

0,014

0,072

77,5

9,52

5,99

2,359

1,739

0,562

Ю12

min

0,05

0,5

0,004

0,014

0,002

36,5

8,27

3,39

0,561

0,276

0,083

10

max

1,85

14,1

0,080

0,123

0,393

85,6

26,49

27,76

7,072

5,598

2,315

Среднее

0,56

3,4

0,021

0,061

0,068

70,7

12,22

8,70

3,439

2,361

0,761

Ю13

min

0,06

0,6

0,005

0,006

0,003

35,2

4,71

1,47

0,312

0,206

0,044

8

max

1,67

3,4

0,013

0,064

0,231

89,3

24,56

29,27

4,148

3,085

1,141

Среднее

0,56

1,2

0,007

0,035

0,112

74,9

11,28

8,87

2,932

1,987

0,486

Ю14

min

0,11

0,1

0,004

0,010

0,002

32,1

8,13

3,83

1,231

0,912

0,265

7

max

0,69

1,6

0,016

0,017

0,040

84,9

17,47

27,47

16,809

12,680

4,708

Среднее

0,45

0,7

0,009

0,011

0,012

68,7

13,17

10,38

4,942

3,812

1,447

Ю2

min

0,07

0,3

0,003

0,010

0,002

62,3

7,26

3,98

0,937

0,491

0,102

8

max

1,92

6,9

0,029

0,086

1,021

85,5

15,08

16,13

7,121

5,908

2,426

Среднее

0,59

1,9

0,010

0,037

0,245

74,4

10,71

8,42

2,915

2,051

0,734

Ю3

min

0,04

0,4

0,006

0,004

0,005

66,4

4,14

1,67

0,650

0,359

0,116

9

max

2,54

8,0

0,048

0,091

0,767

90,0

13,82

11,78

5,308

1,699

1,476

Среднее

0,84

2,1

0,024

0,026

0,155

82,2

8,28

4,32

1,619

0,161

0,392

Среднее по пластам

0,53

2,4

0,015

0,027

0,112

74,9

10,77

7,62

2,969

2,134

0,710

56