CC BY
12
УДК 556.013(571.1)
DOI: 10.18303/2618-981X-2018-1-77-84
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВОДНО-ГАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ОБЬ-ИРТЫШСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ
Дмитрий Анатольевич Новиков
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, зав. лабораторией гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири, тел. (383)363-80-36, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru
Светлана Владимировна Рыжкова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа Западной Сибири, тел. (383)306-63-71, e-mail: RizhkovaSV@ipgg.sbras.ru
Андрей Евгеньевич Шохин
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, бакалавр кафедры геологии месторождений нефти и газа, тел. (383)363-80-36, e-mail: ShokhinAE@ipgg.sbras.ru
Сергей Валерьевич Юдин
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, магистрант кафедры геологии месторождений нефти и газа, тел. (383)363-80-36, e-mail: YudinSV@ipgg.sbras.ru
Николай Андреевич Ефимцев
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, бакалавр кафедры геологии месторождений нефти и газа, тел. (383)363-80-36, e-mail: EfimtsevNA@ipgg.sbras.ru
Анатолий Витальевич Черных
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, аспирант геолого-геофизического факультета, тел. (961)226-33-76, e-mail: tolyachernykh@gmail.com
Федор Федорович Дульцев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, аспирант лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири, тел. (383)363-80-36, e-mail: DultsevFF@ipgg.sbras.ru
Установлено, что система «вода - газ» в пределах юрско-меловых и палеозойских отложений северных районов Новосибирской области носит сложный и неодинаковый характер. Залежи выступают «реликтами» предыдущих гидрогеологических эпох, а вода является наиболее мобильным компонентом этой системы. Вследствие этого состав залежей претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы.
Ключевые слова: система «вода - газ», равновесие, моделирование, залежь углеводородов, Обь-Иртышское междуречье, Западная Сибирь.
RESULTS OF MODELLING THE WATER-GAS EQUILIBRIA IN OIL AND GAS DEPOSITS OF THE OB-IRTYSH INTERFLUVE
Dmitry A. Novikov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Head of Laboratory of Hydrogeology of Sedimentary Basins of Siberia, phone: (383)363-80-36, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru
Svetlana V. Ryzhkova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, Laboratory of Petroleum Geology of Western Siberia, phone: (383)306-63-71, e-mail: RizhkovaSV@ipgg.sbras.ru
Andrey E. Shokhin
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, BSc, Geological and Geophysical Department, phone: (383)363-80-36, e-mail: ShokhinAE@ipgg.sbras.ru
Sergey V. Yudin
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, Graduate, Geological and Geophysical Department, phone: (383)363-80-36, e-mail: YudinSV@ipgg.sbras.ru
Nikolay A. Efimtsev
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, BSc, Geological and Geophysical Department, phone: (383)363-80-36, e-mail: EfimtsevNA@ipgg.sbras.ru
Anatoliy V. Chernykh
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, post-graduate student of Geological and Geophysical Department, phone: (961)226-33-76, e-mail: tolyachernykh@gmail.com
Fedor F. Dultsev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D. Student, Laboratory of Hydrogeology of Sedimentary Basins of Siberia, phone: (383)363-80-36, e-mail DultsevFF@ipgg.sbras.ru
It is established that the "water - gas" system within the Jurassic-Cretaceous and Paleozoic deposits of the northern regions of the Novosibirsk region is complex and unequal. The gas and oil deposits are the "relics" of previous eras hydrogeological, and water is the most mobile component of this system. As a consequence, the composition of the deposits undergoes a slow directed change towards the equilibrium corresponding to the current qualitatively new state of the geochemical system.
Key words: "water - gas" system, equilibrium, modeling, hydrocarbon deposits, Ob-Irtysh in-terfluve, Western Siberia.
Фундаментальная задача изучения геохимических процессов и физико -химических равновесий в системе «вода - газ», которая тесно связана с общегеологической проблемой формирования и разрушения залежей нефти и газа, составляет в настоящее время весьма актуальное направление исследований. В пределах осадочных бассейнов газы ввиду своей исключительной подвижности дают наибольшие ореолы рассеяния при диффузионных процессах между углеводородными залежами и окружающими их пластовыми водами и являются в этой связи одними из наиболее достоверных поисковых критериев [1, 4, 10].
Вместе с тем условия физико-химических равновесий газов остаются малоизученными, хотя эта проблема представляет большой научный и практический интерес, так как позволяет более целенаправленно решать многие генетические вопросы газо- и нефтеобразования [8] и раскрыть ранее неизвестные закономерности формирования подземных вод. Равновесия позволяют выявить направленность геохимических процессов в системе «вода - газ» как на настоящем этапе развития нефтегазоносной системы, так и в ее геологическом прошлом, а также помогают решать вопросы сохранности залежей и задачи прогнозирования их фазового типа. В рамках рассматриваемой проблемы существует два основных решаемых вопроса: 1) оценка степени насыщения подземных вод газами (Кг) и 2) взаимодействие в системе «вода - газ» (пластовые воды - углеводородная залежь).
Система «вода - газ» является весьма сложной, что объясняется ее много-компонентностью и разнонаправленностью протекающих в ней процессов. Это обстоятельство делает проблематичным использование ранее применявшихся упрощенных методов расчета степени насыщения пластовых вод газами, индивидуальных фугитивностей газов и т. д. В связи с этим для расчетов в настоящей работе используется программный комплекс HG-32 (Hydrogeo), разработанный М. Б. Букаты в ИНГГ СО РАН, не имеющий в настоящее время аналогов в мире, позволяющий учитывать при моделировании все параметры изучаемой системы (плотность, общую минерализацию и состав пластовых вод, газонасыщенность, состав ВРГ, термобарические условия и другие показатели) [2, 3, 5].
Оценка процесса перераспределения газов между залежами и пластовыми водами проводилась по отношениям величин индивидуальных фугитивностей газов, рассчитанных в системах «залежь - пластовые воды» и «пластовые воды - залежь». В первом случае по составу свободной газовой фазы рассчитывался гипотетический равновесный состав ВРГ, а во втором - по ВРГ рассчитывался состав гипотетической газовой залежи. Расчеты индивидуальных степеней насыщения пластовых вод газами и индивидуальных фугитивностей газов, прогнозных характеристик и т. д. проведены для 63 объектов в пределах меловых, юрских и палеозойских отложений, локализованных в пределах северных районов Новосибирской области (рис. 1).
Рис. 1. Обзорная карта района исследований: 1 - административные границы; 2 - скважины; месторождения: 3 - нефтяные, 4 - нефтегазоконденсатные, 5 - газоконденсат-ные и газовые; тектонические элементы [9]: 6 - Отрицательные: А - Колтогорско-Нюрольский желоб, I - Нюрольская мегав-падина, 1 - Центральнонюрольская мезовпадина, 2 - Южно-Нюрольская мезовпадина, 3 - Бакчарская мезовпадина, 5 - Кыш-товский наклонный мезопрогиб; 7 - положительные: А - Верхневасюганская антеклиза, I - Верхнедемьянский мегавал, II -Парабельский наклонный мегавал, IV - Калгачский наклонный мегавал V - Межовский структурный мегамыс, 1 - Колпашев-ский мезовал, 2 - Пудинское куполовидное мезоподнятие, 4 - Горелоярское куполовидное мезоподнятие, 6 - Лавровский наклонный мезовал, 7 - Западно-Межовское куполовидное мезоподнятие, 8 - Верхнешегарский мезовыступ
Проведенные детальные расчеты показали, что насыщение подземных вод газами носит сложный и неодинаковый характер. По величине Кг в пределах всех изученных гидрогеологических комплексов установлены горизонты с водами от низко (менее 0,2) до предельно насыщенных (0,8-1,0) газами (рис. 1). Выявлены пластовые воды от ненасыщенных до предельно насыщенных газами (по значениям Кг). Установлены рост степени насыщения пластовых вод газами по мере погружения продуктивных пластов и зависимость степени насыщения пластовых вод газами от величины их общей газонасыщенности. Все воды при величине общей газонасыщенности более 1,8 л/л становятся насыщенными газами (Кг = 1,0), т. е. возникает теоретическая предпосылка для формирования углеводородных залежей [6]. Ненасыщенные же газами пластовые воды, наоборот, способны растворять в себе сформированные ранее залежи нефти и газа. Установлена прямая зависимость между степенью насыщения пластовых вод газами (Кг) и фазовым составом залежей. К зоне развития значений Кг от 0,8 до 1,0 приурочены основные газоконденсатные залежи, а к менее насыщенным водам - нефтяные залежи. Довольно сложный характер выявленных зависимостей говорит о разнообразии химического и газового состава подземных вод, а также присутствии в горизонтах нефтегазоносной части разреза различных генетических типов вод.
Оценка процесса перераспределения газов между залежами и пластовыми водами по отношениям величин индивидуальных фугитивностей газов показала, что залежи находятся преимущественно в нестабильном положении по отношению к вмещающим их водам (рис. 2). Практически из всех изученных залежей происходит рассеяние метана и углекислого газа, что компенсируется привносом в залежи азота и в разной степени гомологов метана. На многочисленном ряде залежей идет процесс их фазового переформирования в направлении утяжеления состава [6].
Можно говорить о некоторой специфике процессов перераспределения газов между залежами и окружающими их пластовыми водами в зависимости от фазового состава залежи. Наиболее интенсивно процессы обмена и переформирования протекают в пределах нефтегазоконденсатных и газоконден-сатных залежей, а наименее интенсивно - в нефтяных. Анализ изменения отношений индивидуальных фугитивностей газов в пластовых водах и углеводородных залежах выявил некоторые закономерности. Так, с глубиной отмечается рост отношения у метана, этана, пропана, диоксида углерода и других газов (см. рис. 2), что подтверждает ранее выполненные исследования Б. Н. Рыженко и В. П. Волкова по росту летучести газов в широком диапазоне температур и давлений [7].
Результаты моделирования взаимодействий в системе «вода - газ» выявили зональность прогнозного-гипотетического состава свободной газовой фазы с глубиной (рис. 3). Установлено закономерное снижение с глубиной содержаний метана и азота, что компенсируется возрастающей ролью в со-
ставе залежей гомологов метана, водорода и диоксида углерода. Наиболее тяжелый состав гипотетических прогнозных залежей характеризует юрские нефтегазоносные комплексы, особенно верхнеюрский, ниже в отложениях палеозойского фундамента в интервале глубин 2 800-3 700 м роль гомологов метана снижается.
Рис. 2. Зависимость фугитивности газов в пластовых водах и углеводородных залежах с глубиной их залегания:
направление диффузионного потока: 1 - из пластовых вод в УВ залежь, 2 - из УВ залежи в пластовые воды; фугитивность газа: 3 - в УВ залежи, 4 - в пластовых водах
Рис. 3. Изменение состава газа гипотетических - прогнозных залежей
с глубиной:
водоносные комплексы: 1 - апт-альб-сеноманский, 2 - неокомский, 3 - верхнеюрский, 4 - нижне-среднеюрский, 5 - доюрские; 6 - тренд
Таким образом, по установленному характеру равновесий можно утверждать, что имеющиеся в мезозойских и палеозойских отложениях северных районов Новосибирской области залежи нефти и газа выступают в качестве консервативного элемента литосферы. Окружающие подземные воды и рассолы являются более активной составляющей системы и заметно опережают их в своем геохимическом развитии. Вследствие этого состав последних претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы «вода - газ».
Исследования проводились при финансовой поддержке РФФИ и Министерства образования, науки и инновационной политики Новосибирской области в рамках научного проекта № 17-45-540086-р а.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Антонов П. Л. Дальность и продолжительность диффузии газов из залежей в законтурные воды // Газовая промышленность. - 1963. - № 9. - С. 1-6.
2. Букаты M. Б. Mетодика моделирования водно-газовых равновесий в связи прогнозом нефтегазоносности // Геология нефти и газа - 1992. - № 1. - С. 7-9.
3. Букаты M. Б. Рекламно-техническое описание программного комплекса HydrGeo. -M. : ВНТИЦ, 1999. - 5 с. - Номер гос. регистрации алгоритмов и программ во Всероссийском научно-техническом информационном центре (ВНТИЦ) № 50980000051 ПК.
4. Намиот А. Ю. Фазовые равновесия в системах пластовая вода - природный газ // Газовая промышленность - 1958. - № 12. - С. 1-10.
5. Новиков Д. А. Применение методики поисков залежей углеводородов на основе изучения водно-газовых равновесий // Газовая промышленность. - 2015. - № 3. - С. 12-17.
6. 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.
7. Рыженко Б. Н., Волков В. П. Коэффициенты летучести индивидуальных газов в широком диапазоне температур и давлений // Геохимия. - 1971. - № 7. - С. 760-773.
8. Соколов В. А. Геохимия природных газов. - M. : Недра, 1971. - 336 с.
9. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое / В. А. Конторович, С. Ю. Беляев, А. Э. Конторович и др. // Геология и геофизика. - 2001. - № 11-12, Т. 42. - С. 1832-1845.
10. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии / А. А. Карцев, Ю. П. Гаттен-бергер, Л. M. Зорькин и др. - M. : Недра, 1992. - 208 с.
REFERENCES
1. Antonov P.L. Dal'nost' i prodolzhitel'nost' diffuzii gazov iz zalezhej v zakonturnye vody // Gazovaja promyshlennost'. - 1963. - № 9. - S. 1-6.
2. Bukaty M.B. Metodika modelirovanija vodno-gazovyh ravnovesij v svjazi prognozom neftegazonosnosti // Geologija nefti i gaza - 1992. - № 1. - S. 7-9.
3. Bukaty M.B. Reklamno-tehnicheskoe opisanie programmnogo kompleksa HydrGeo. - M.: VNTIC, 1999. - 5 s. - Nomer gos. registracii algoritmov i programm vo Vserossij skom nauchno-tehnicheskom informacionnom centre (VNTIC) № 50980000051 PK.
4. Namiot A.Ju. Fazovye ravnovesija v sistemah plastovaja voda - prirodnyj gaz // Gazovaja promyshlennost' - 1958. - № 12. - S. 1-10.
5. Novikov D.A. Primenenie metodiki poiskov zalezhej uglevodorodov na osnove izuchenija vodno-gazovyh ravnovesij // Gazovaja promyshlennost'. - 2015. - № 3. - S. 12-17.
6. Novikov D.A. Ocenka sovremennogo sostojanija neftegazonosnoj sistemy po rezul'tatam izuchenija vodno-gazovyh ravnovesij (na primere paleozojskih otlozhenij jugo-vostochnyh rajonov Zapadnoj Sibiri) // Otechestvennaja geologija. - 2015. - № 3. - S. 7-15.
7. Ryzhenko B.N., Volkov V.P. Kojefficienty letuchesti individual'nyh gazov v shirokom diapazone temperatur i davlenij // Geohimija. - 1971. - № 7. - S. 760-773.
8. Sokolov V.A. Geohimija prirodnyh gazov. - M.: Nedra, 1971. - 336 s.
9. Tektonicheskoe stroenie i istorija razvitija Zapadno-Sibirskoj geosineklizy v mezozoe i kajnozoe / V.A. Kontorovich, S.Ju. Beljaev, A.Je. Kontorovich i dr. // Geologija i geofizika. - 2001. - № 11-12, T. 42. - S. 1832 - 1845.
10. Teoreticheskie osnovy neftegazovoj gidrogeologii / A.A. Karcev, Ju.P. Gattenberger, L.M. Zor'kin i dr. - M.: Nedra, 1992. - 208 s.
© Д. А. Новиков, С. В. Рыжкова, А. Е. Шохин, С. В. Юдин, Н. А. Ефимцев, А. В. Черных, Ф. Ф. Дульцев, 2018
