CC BY
12
УДК 556.314.082(571.1)
DOI: 10.18303/2618-981X-2018-2-11-18
ГЕОХИМИЯ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ
Сергей Валерьевич Юдин
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, магистрант, тел. (913)209-19-90, e-mail: [email protected]
В работе приводятся результаты исследований водорастворенных газов нефтегазоносных отложений северных районов Новосибирской области. Установлено, что в регионе распространены газы углеводородного состава (углеводородных компонентов до 99,4 об. %). Рассчитаны коэффициенты жирности газов и приведена их классификация. Выявлены тренды, отражающие увеличение концентраций углеводородных газов до глубин 2 500 м, с последующим их снижением. Для не углеводородных газов характерен иной вид вертикальной зональности.
Ключевые слова: водорастворенные газы, новосибирская область, газогидрогеохимия, вертикальная зональность.
GEOCHEMISTRY OF WATER-DISSOLVED GASES OF OIL-AND-GAS DEPOSITS IN THE NORTHERN AREAS OF THE NOVOSIBIRSK REGION
Sergey V. Yudin
Novosibirsk National Research State University, 2, Pirogova St., Novosibirsk, 630073, Russia, Graduate, phone: (913)209-19-90, e-mail: [email protected]
The article presents research results of water-dissolved gasses of oil and gas deposits in the northern areas of the Novosibirsk region. It has been established that gasses of hydrocarbonic composition (up to 99.4 % hydrocarbonic component) are widespread in the region. Coefficients of light to heavy hydrocarbon gasses were calculated, and their classification presented. Trends of hydrocarbon gas concentration were shown: increasing up to the depth of 2 500 m and decreasing as depth increases from there. Other type of vertical zonality is characteristic of non-hydrocarbonic gases.
Key words: water-dissolved gases, Novosibirsk region, gas-hydrogeochemistry, vertical zonality.
Исследование растворенных газов подземной гидросферы крайне важно при поисках месторождений нефти и газа. Водорастворенные газы (ВРГ) выступают важнейшим показателем стадии преобразования органического вещества (ОВ), степени гидрогеологической закрытости бассейна, состояния геохимической среды, сохранности месторождений, насыщенности флюидами и т. д. [2].
Изучением геохимии ВРГ Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) в разные годы занимались многие исследователи: Е. А. Барс, Н. В. Дуброва, Ю. Г. Зимин, Л. М. Зорькин, А. Э. Конторович, В. Н. Корценштейн, Н. М. Кругликов, Б. Ф. Маврицкий, В. М. Матусевич, А. Д. Назаров, В. В. Нелюбин, С. Г. Неручев, И. И. Нестеров, Д. А. Новиков, Г. Д. Островская, А. А. Розин, Н. Н. Ростовцев, Б. П. Ставицкий, Г. А. Толстиков, В. Б. Торгованова, В. М. Швец и др. [2-10].
Ими установлены основные черты газовой зональности подземных вод и дана высокая оценка поискового значения ВРГ.
Территория исследования находится в северо-западной части Новосибирской области и охватывает граничные районы Томской и Омской областей. Нефтегазоносные отложения региона вскрыты 129 скважинами на 45 локальных поднятиях. Изученность территории глубоким бурением крайне неоднородна: наиболее изучены северо-восточные районы (рис. 1). Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, территория исследования относится к Нюрольско-Колтогорскому, Межовскому и Пудинскому нефтегазоносным районам, Каймысовской и Васю-ганской нефтегазоносным областям, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [6].
Рис. 1. Обзорная карта района исследований:
1 - административные границы, 2 - скважины; месторождения: 3 - нефтяные, 4 - нефтегазоконденсатные, 5 - газоконденсатные и газовые; тектонические элементы: 6 - Отрицательные: I - Нюрольская мегавпадина, А - Колтогорско-Нюрольский желоб, 1 - Южно-Нюрольская мезовпадина, 2 - Бакчарская мезовпа-дина; 7 - Положительные: А - Верхневасюганская антеклиза, I - Калгачский наклонный мегавал, II - Межовский структурный мегамыс, 1 - Западно-Межовское куполовидное мезоподнятие, 2 - Верхнешегарский мезовыступ, 3 - Лавровский наклонный мезовал
Согласно общепринятой гидрогеологической стратификации ЗападноСибирского артезианского бассейна [1], в пределах района исследования в вертикальном разрезе выделяются два водоносных этажа: верхний - зона активного водообмена, и нижний - зона затрудненного и застойного водообмена. Про-
мышленный интерес на территории исследования представляют отложения нижнего водоносного этажа, который объединяет пять водоносных комплексов (сверху-вниз): апт-альб-сеноманский, неокомский, верхнеюрский, нижне-средне-юрский и доюрский.
Фактическим материалом исследования послужили данные анализа 159 проб по ВРГ основных водоносных комплексов. Изученность ВРГ по комплексам крайне неоднородна: наибольший объем данных представлен в пределах неокомского комплекса (54 пробы).
В нефтегазоносных отложениях региона исследования повсеместно развиты ВРГ преимущественно углеводородного состава (по классификации Л. М. Зорькина [3]): УВ компонентов до 99,4 об. %, с содержанием гомологов метана до 18,6 об. % (таблица). В пределах апт-альб-сеноманского водоносного комплекса распространены ВРГ преимущественно метанового состава, с его содержанием от 43,8 до 94,7 об. %. Основываясь на классификации коэффициента жирности газов (отношение метана к его гомологам; газы со значениями коэффициента: > 90 - сухие, 20-90 - нормальные, < 20 - жирные) [4], в пределах комплекса выявлены газы сухого класса. Фоновые значения содержаний тяжелых углеводородов (ТУ) составляют 0,55 об. %. Содержание азота изменяется от 4,9 до 54,4 об. % с фоновым значением: 23,09 об. %. Концентрации углекислого газа достигают 2,6 об. % (см. таблицу).
В неокомском комплексе ВРГ метанового и углеводородного типа содержание метана изменяется от 61 до 96 об. %. Максимальные концентрации ТУ установлены в скв. № 423 Останкинской площади - 11,3 об. %. В пределах комплекса установлены все классы газов по коэффициенту жирности, но доминируют газы нормального и сухого класса. Фоновое содержание азота и гелия составляют 10,8 и 0,1 об. % соответственно. Концентрация углекислого газа достигает 18 об. %, в пределах Ургульской площади (см. таблицу).
ВРГ верхнеюрского комплекса метанового типа. Доминируют газы нормального углеводородного состава. Содержание метана изменяется от 55,9 до 94,8 об. %. Максимальное содержание ТУ установлено на Нижне-Табаганской площади (16,82 об. %). Фоновое содержание азота составляет 6,4 об. %. Концентрация гелия изменяется от одной сотой процента до 1,3 об. %. Содержание углекислого газа варьирует в пределах 0,1-11 об. % (см. таблицу).
В нижне-среднеюрском водоносном комплексе выявлены метановые подземные воды углеводородного типа. Объемная доля метана варьирует в широких пределах: 75,2-93,5 об. %. Содержание гомологов метана достигает 18,6 об. %. В пределах комплекса установлены все классы ВРГ по коэффициенту жирности. Выявлено преобладание жирных (47 % проб) и нормальных (44 %) газов над сухими (9 %). Максимальные концентрации гомологов метана установлены в пределах Верхне-Комбарской (18,6 об. %) площади. Содержание азота не превышает 14,3 об %. Фоновые концентрации гелия и углекислого газа составляют 5,5 и 2,0 об. % соответственно (см. таблицу).
Типовые пробы водорастворенных газов территории исследования
Площадь № СКВ. Интервал со2 N2 Не Н2 сн4 СгНб СзНв ¡СфНю пСфНю 1С5Н12 пС5Н12 1С6Н14 Бит (ТУ)
от ДО
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Апт-альб-сеноманский комплекс
Барабинская 1 1251 1261 - 44,53 0,40 - 55,00 - - - - - - - 0,00
Юбилейная 402 1503 1515 2,62 15,89 - - 80,96 0,51 0,02 - - - - - 0,53
Мирная 410 1557 1626 0,79 5,06 0,05 0,04 93,49 0,41 0,16 - - - - - 0,57
Фоновый состав: 1,27 23,09 0,11 0,01 75,54 0,17 0,04 - - - - - 0,55
Неокомский комплекс
Ново-Троицкая 1 2013 2036 1,26 12,84 0,10 - 85,29 0,40 0,09 0,01 0,01 - - - 0,51
Витинская 1 2265 2272 0,14 17,52 0,12 1,15 79,05 1,58 0,29 0,05 0,06 0,02 0,02 - 2,04
Останинская 424 2672 2687 0,16 1,43 0,02 0,03 95,50 2,22 0,50 0,04 0,07 0,02 0,01 - 2,86
Фоновый состав: 1,21 10,80 0,12 0,28 87,01 0,87 0,25 0,07 0,09 0,09 0,09 0,14 1,33
Верхнеюрский комплекс
Горбуновская 1-р 2012 2021 - 7,24 - 0,22 92,00 0,44 0,10 0,01 0,01 - - - 0,56
Тенисская 1 2115 2144 0,90 11,54 - 1,20 84,57 1,60 0,15 0,01 0,01 - - - 1,77
Олимпийская 150 2382 2569 0,38 11,17 - 0,05 86,16 1,53 0,52 0,11 - - 0,08 - 2,16
Останинская 422 2440 2458 0,12 2,73 - - 87,90 3,60 3,30 0,50 1,04 0,20 0,22 0,39 9,25
Верх-Тарская 5 2449 2511 3,16 14,40 - - 79,40 2,20 0,69 0,04 0,07 0,01 0,01 - 3,02
Южно-Тарская 1 2465 2543 1,37 6,22 - 0,01 89,23 1,92 0,70 0,12 0,15 0,08 0,07 0,08 3,15
Еласская 1 2498 2504 - 15,36 - 0,22 80,47 2,25 0,77 0,16 0,19 0,15 0,18 0,18 3,88
Западно-Останинская 442 2521 2547,4 1,30 15,01 - 1,48 79,00 1,18 1,50 0,06 0,10 0,03 0,04 0,15 2,06
Воробьевская 1 2577 2584 11,00 1,08 - - 84,73 2,10 0,90 0,10 0,09 - - -
Калиновая 3 2605 2617 0,32 6,90 - 0,81 90,22 1,25 0,29 0,05 0,06 0,02 0,01 - 1,68
Фоновый состав: 1,75 6,40 0,09 0,36 84,77 2,97 2,04 0,45 0,88 0,32 0,38 0,47 8,82
Окончание табл.
Площадь № СКВ. Интервал со2 N2 Не Н2 сн4 СгНб СзНв ¡СфНю пСфНю 1С5Н12 11С5Н1 2 1С6Н14 Бит (ТУ)
от ДО
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Нижне-среднеюрский комплекс
Тенисская 1 2287 2295 0,35 5,73 - 0,83 91,18 1,60 0,23 0,03 0,01 - - - 1,87
Ново-Троицкая 1 2511 2568 - 9,00 - 0,32 89,82 0,60 0,17 0,01 0,01 - - - 0,79
Верх-Тарская 3 2550 2562 7,60 3,84 - 0,09 86,05 2,00 0,37 0,05 0,01 - - - 2,43
Бергульская 1 2577 2582 1,25 4,19 - 1,28 91,92 0,85 0,28 0,09 0,01 - - - 1,23
Мирная 414 2602 2653 0,39 4,38 - - 93,41 1,48 0,29 0,03 0,02 - - - 1,82
Нижне-Табаганская 1 2762 2768 0,37 1,29 - 0,01 85,02 5,22 4,55 0,95 1,44 0,53 0,43 0,25 13,29
Останинская 438 2773 2781 10,81 1,31 - 1,32 84,10 1,81 0,47 0,07 0,07 - - - 2,39
Калиновая 3 2817 2826 0,14 8,36 - 0,01 88,60 1,40 0,37 0,25 0,18 0,26 0,15 0,22 2,83
Орловская 1 2822 2826 2,84 7,69 - - 84,98 3,40 0,77 0,17 0,06 0,03 0,01 - 4,44
Тамбаевская 1 2936 2957 1,75 2,32 - 0,01 81,73 5,72 4,46 1,08 1,59 0,18 0,67 0,48 14,78
Фоновый состав: 2,02 5,45 0,05 0,41 86,33 3,04 1,84 0,59 0,59 0,37 0,32 0,36 7,50
Доюрские отложения
Кулайская 1 2350 2436 2,65 27,24 0,07 - 67,50 1,68 0,58 0,20 - - - - 2,46
Тартаская 3 2513 2592 7,03 18,45 - 0,07 74,45 - - - - - - - 8,45
Нижне-Табаганская 1 2759 2765 0,25 1,23 0,01 0,07 89,92 4,57 2,30 0,43 0,66 0,21 0,25 0,10 8,52
Малоичская 7 2776 3127 1,01 1,76 0,01 0,02 70,17 10,42 10,41 2,94 2,41 0,51 0,32 0,21 27,22
Калиновая 1 2849 2859 0,19 2,15 0,01 0,06 88,29 3,27 2,80 1,45 0,83 0,52 0,23 0,20 9,30
Нижне-Табаганская 2 3021 3028 20,68 0,89 0,02 - 76,21 1,95 0,25 - - - - - 2,20
Нижне-Табаганская 2 3042 3058 15,17 2,89 0,03 - 78,86 1,99 0,98 0,03 0,05 - - - 3,05
Урманская 2 3088 3103 4,96 1,62 0,01 0,36 74,90 6,95 6,27 1,72 2,04 0,68 0,45 0,04 18,15
Фоновый состав: 3,14 5,38 0,04 0,67 84,04 3,84 2,18 0,54 0,63 0,27 0,21 0,19 5,87
В доюрских отложениях распространены ВРГ метанового состава с его содержанием от 63,9 до 95,6 об. %. Основываясь на коэффициенте жирности газов, в пределах комплекса выявлены газы преимущественно нормального класса с коэффициентом жирности от 4,1 до 59,8. Фоновое значение содержания ТУ составляет 5,9 об. %. Содержание азота изменяется от 0,9 до 27,2 об. %, с фоновым значением: 5,38 об. %. Концентрация углекислого газа достигает 20,7 об. % (см. таблицу).
В пределах региона установлена вертикальная газогидрогеохимическая зональность. До глубины 2200 м содержание метана увеличивается, а затем уменьшается. Тренды фонового содержания тяжелых углеводородов (ТУ) с глубиной схожи между собой. Резкое увеличение концентраций происходит в интервале глубин 2200-2500 м с последующим их снижением. Другое распределение концентраций с глубиной имеют азот и гелий, их фоновое содержание монотонно уменьшается по мере погружения основных водоносных комплексов. Содержание азота изменяется в пределах 0,2 - 54,4 об. %, гелия - от сотых долей до 1,3 об. %. Поведение углекислого газа носит более сложный характер: максимальный пик его концентрации отмечается на глубине 2 700 м (рис. 2), хотя на ряде площадей (Верх-Тарская, Веселовская, Межовская и др.) его содержание нередко достигает 1 0 об. % и более.
Рис. 2. Изменение состава водорастворенных газов с глубиной
гидрогеологический комплекс: 1 - апт-альб-сеноманский, 2 - неокомский; 3 - верхнеюрский, 4 - нижне-среднеюрский, 5 - доюрский; 6 - фоновый состав
На этот факт неоднократно указывали в своих исследованиях А. А. Розин, Н. М. Кругликов, В. В. Нелюбин, О. Н. Яковлев, Л. М. Зорькин и др. В нефтяных попутных и свободных газах Западной Сибири концентрация С02 обычно не превышает 1 об. %, однако некоторые залежи обогащены до 10 об. % и более, а в отдельных случаях наблюдаются чисто углекислые скопления: Веселовское месторождение - 85 об. % С02, Межовское - 97 об. %. Фонтан сухого газа до
-5
200 тыс. м /сутки получен из пород фундамента на Межовской площади [4, 10].
Таким образом, в пределах региона характерным является метановый во-дорастворенный газ углеводородного типа. Коэффициент жирности изменяется по мере погружения основных водоносных комплексов: в пределах апт-альб-сеноманского комплекса выявлены ВРГ в основном сухого класса, в то время как ниже по разрезу в основном развиты ВРГ нормального и жирного класса. Наблюдается увеличение содержания метана до глубины 2 200 м с последующим уменьшением его концентраций. Установлено резкое увеличение концентраций гомологов метана на глубинах 2 200-2 500 м. Содержание азота и гелия монотонно уменьшается с глубиной. Максимальный пик концентрации углекислого газа установлен на глубинах 2 700 м.
Исследования проводились при финансовой поддержке Российского Фонда Фундаментальных исследований и Министерства образования, науки и инновационной политики Новосибирской области в рамках научного проекта № 17-45-540086-р а.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гидрогеология СССР. Т. XVI: Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области) / под ред. В. А. Нуднера. - М. : Недра, 1970. - 368 с.
2. Зорькин Л. М. Генезис газов подземной гидросферы (в связи с разработкой методов поисков залежей углеводородов) // Геоинформатика. - 2008. - № 1. - С. 45-53.
3. Зорькин Л. М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. - М. : Недра, 1973. - 224 с.
4. Зорькин Л. М., Стадник Е. В., Юрин Г. А. Газы подземных вод нефтегазоносных бассейнов в связи с проблемой нефтегазоносности // Гидрогеология нефтегазоносных провинций: Сб. науч. тр. - Киев : Наукова думка, 1982. - С. 5-18.
5. Карцев А. А., Вагин С. Б., Матусевич В. М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. - М. : Недра, 1986. - 224 с.
6. Конторович А. Э., Нестерова И. И., Саламанова Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М. : Недра, 1975. - 680 с.
7. Кругликов Н. М., Нелюбин В. В., Яковлев О. Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. - Л. : Недра, 1985. - 279 с.
8. Новиков Д. А. Оценка современного состояния нефтегазоносной системы по результатам изучения водно-газовых равновесий (на примере палеозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири) // Отечественная геология. - 2015. - № 3. - С. 7-15.
9. Новиков Д. А. Применение методики поисков залежей углеводородов на основе изучения водно-газовых равновесий // Газовая промышленность. - 2015. - № 3. - С. 12-17.
10. Розин А. А. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование. - Новосибирск : Наука, 1977 - 101 с.
REFERENCES
1. Gidrogeologiya SSSR. T. XVI: Zapadno-Sibirskaya ravnina (Tyumenskaya, Omskaya, Novosibirskaya i Tomskaya oblasti) / Pod red. V. A. Nudnera. - M. : Nedra, 1970. - 368 s.
2. Zor'kin L. M. Genezis gazov podzemnoj gidrosfery (v svyazi s razrabotkoj metodov poiskov zalezhej uglevodorodov) // Geoinformatika. - 2008. - № 1. - S. 45-53.
3. Zor'kin L. M. Geohimiya gazov plastovyh vod neftegazonosnyh bassejnov. - M. : Nedra, 1973. - 224 s.
4. Zor'kin L. M., Stadnik E. V., Yurin G. A. Gazy podzemnyh vod neftegazonosnyh bassejnov v svyazi s problemoj neftegazonosnosti // Gidrogeologiya neftegazonosnyh provincij: Sb. nauch. tr. - Kiev : Naukova dumka, 1982. - S. 5-18.
5. Karcev A. A., Vagin S. B., Matusevich V. M. Gidrogeologiya neftegazonosnyh bassejnov. - M. : Nedra, 1986. - 224 s.
6. Kontorovich A. E., Nesterova I. I., Salamanova F. K. i dr. Geologiya nefti i gaza Zapadnoj Sibiri. - M. : Nedra, 1975. - 680 s.
7. Kruglikov N.M., Nelyubin V.V., Yakovlev O.N. Gidrogeologiya Zapadno-Sibirskogo neftegazonosnogo megabassejna i osobennosti formirovaniya zalezhej uglevodorodov. - L.: Nedra, 1985. - 279 s.
8. Novikov D. A. Ocenka sovremennogo sostoyaniya neftegazonosnoj sistemy po rezul'tatam izucheniya vodno-gazovyh ravnovesij (na primere paleozojskih otlozhenij yugo-vostochnyh rajonov Zapadnoj Sibiri) // Otechestvennaya geologiya. - 2015. - № 3. - S. 7-15.
9. Novikov D. A. Primenenie metodiki poiskov zalezhej uglevodorodov na osnove izucheniya vodno-gazovyh ravnovesij // Gazovaya promyshlennost'. - 2015. - № 3. - S. 12-17.
10. Rozin A. A. Podzemnye vody Zapadno-Sibirskogo artezianskogo bassejna i ih formirovanie. - Novosibirsk : Nauka, 1977 - 101 s.
© С. В. Юдин, 2018
