CC BY
6
УДК 553.98.04
Закономерности изменения содержания и состава жидких углеводородов в свободном газе месторождений Западной Сибири
А.Н. Рыбьяков
ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, Санкт-Петербург, BOX 1255 E-mail: a.rybiakov@adm.gazprom.ru
Тезисы. Среди 203 газосодержащих месторождений углеводородов, т.е. с залежами свободного газа, в Западной Сибири преобладают газоконденсатные, газоконденсатонефтяные и нефтегазоконден-сатные месторождения и залежи, в газе которых в растворенном состоянии содержатся легкие жидкие углеводороды, или газовый конденсат. Конденсатосодержащие скопления в недрах ЗападноСибирской нефтегазоносной мегапровинции известны в породах неокома и юры. Газоконденсатный фактор изменяется от 1...3 г/м3 в чисто газовых (бесконденсатных) скоплениях до 350...450 г/м3, редко более. При малом содержании конденсата (менее 10 г/м3) на небольших глубинах в его составе преобладают нафтеновые и сложные нафтеново-ароматические углеводороды. С глубиной плавно увеличиваются содержание конденсата в газе и доля метановых углеводородов в его составе.
Углеводородистые полезные ископаемые в недрах осадочных бассейнов представлены скоплениями свободного газа (СГ) и нефти, в объеме которых растворены соответственно легкие жидкие углеводороды (УВ) - конденсат (ГК) и попутный газ (НПГ). В отличие от нефти, даже легкой (плотностью 0,79.. .0,82 г/см3), ГК - это бесцветная или слабоокрашенная жидкость типа «белой нефти» плотностью, как правило, 0,74.0,77 г/см3, редко до 0,78.0,80 г/см3, состоящая из смеси легких жидких УВ метанового, нафтенового и ароматического типа с крайне редкими малыми примесями твердых алкановых УВ (парафина - П), сернистых соединений (серы - S) и особенно смол. Асфальтены отсутствуют (в 95 случаях из 100).
В изучении всего спектра проблем газоконденсатных систем (ГКС) ЗападноСибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП) участвовали исследователи России: О.В. Барташевич, А.М. Брехунцов (по арктическим областям Западной Сибири), А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, Т.Д. Островская, В.А. Скоробогатов, И.С. Старобинец, В.И. Старосельский, Г.К. Терентьева, В.В. Юшкин и др. геологи, геохимики, геотехнологи в основном «Газпрома». Результаты этих исследований опубликованы [1-18].
Конденсаты высокой плотности, кстати, обогащенные нафтеновыми и сложными гибридными нафтеново-ароматическими УВ, даже с небольшой примесью смол - это конденсаты первых порций образования ГК-смесей в недрах, ранние -геохимически «незрелые» [17]. В «нефтяной ветви» онтогенеза они соответствуют тяжелым (0,90.0,930 г/см3) нафтеновым нефтям малых глубин, не «опускающимся» ниже 1,5.1,7 км (при показателе отражения витринита R° = 0,45.0,49 %, градация ПК3 - протокатагенез) [12, 16, 17].
Плавное, постепенное, изменение (увеличение) содержания ГК в газах свидетельствует четко о местных источниках СГ и ГК, об отсутствии сколько-нибудь масштабных субвертикальных перетоков газа вверх по разрезу и смешении в залежах разновозрастных и разнотипных газов и конденсатов. Такая генетическая стратификация свойств очень характерна именно для Западной Сибири, где все характеристики ГКС изучены подробно (табл. 1) [1, 3, 5, 12, 14].
В работах газовых геологов [6, 10, 11, 12 и др.] было показано, что решающую роль в формировании разнофазовых скоплений УВ играют следующие параметры: тип рассеянного органического вещества (РОВ), микрокомпонентный состав
Ключевые слова:
конденсат,
газ (свободный),
углеводороды,
месторождение,
залежь,
Западная Сибирь,
конденсато-
содержание,
состав,
свойства,
запасы,
ресурсы,
прогноз.
Таблица 1
Интервальные фоновые содержания стабильного конденсата в газах разновозрастных комплексов и подкомплексов ЗСМП, г/м3
Комплекс Подкомплекс Газоконденсатный фактор (ГКФстаб)
Альб-сеноманский (верхний продуктивный) 0,5.3 (до 10.20 узко локально в низах альба на севере Ямала при современных геотемпературах не более 45.52 °С)
Апт верхний апт (гор. ТП1.ТП10) 2.10
низы апта (ТП11 .ТП1516) 30.50 (локально до 100)
Неоком 80.175
Ачимовская толща (АТ) 180.250
Юра средняя 120.200
низы и зона контакта юры с палеозоем 3.50
гумусового РОВ, в том числе примесь (присутствие) лейптинитовых микрокомпонентов обычно от 5 до 15 (20) %, массовое отношение концентрированного органического вещества (КОВ = углей) к РОВ в отдельных комплексах пород, современные (СТ) и максимальные (МПТ) геотемпературы и степень катагенеза органического вещества (ОВ) материнских и вмещающих залежи пород, экранирующие свойства региональных, областных и зональных покрышек, в первую очередь степень их нарушенности флюидопроводящими разломами.
На фактическое содержание конденсата в СГ внутри ловушек оказывают влияние термобарические условия нахождения скоплений УВ в земных недрах, однако менее сильное, чем первичные генерационно-аккумуляционно-консервационные условия, которые определяют фоновые содержания жидкой компоненты в свободной газовой фазе. В закрытых углеводородных системах (УВС) типа ачимовских залежей существенное значение оказывают пластовые давления, в том числе аномальные высокие (АВПД) - выше гидростатического [1, 2, 12].
Таким образом, установлены четыре геолого-генетических фактора образования ГКС:
1) состав и тип материнского ОВ (РОВ / КОВ);
2) степень его катагенеза;
3) термобарические условия локализации ГКС-залежей;
4) тектонодинамические условия (на поздних этапах эволюции ГК-систем: разломы - дегазация, выпадение конденсата и др.).
ГКС подразделяются на первичные и вторичные в соответствии с основными факторами их образования. Первичные возникают
в сероцветных континентальных угленосных, субугленосных, реже безугольных, дельтовых и в некоторых случаях прибрежно-морских толщах с преобладанием в ОВ гумусовой компоненты (мацералы, витринит + фюзинит) и эволюционируют без изменения фазового состояния (газ - газовый конденсат - газ). Вторичные ГКС - продукт нисходящей ветви эволюции первичных нефтегазовых систем (нефть + растворенный газ), морских и озерных терригенных и карбонатных толщ. Они возникают, начиная с рубежа катагенеза R° = 1,15...1,20 % (МК3 -жирные угли), максимального конденсатосо-держания (до 300.400 г/м3) достигают в узком диапазоне R° = 1,30.1,45 % (до 1,5 %) (МК4 -коксовые угли) и в дальнейшем вследствие термодеградации конденсата превращаются в газовые в диапазоне R° = 2,00.2,10 % (АК - тощие угли) по генетической цепочке «нефть ^ нефтегазовый конденсат ^ газонефтяной конденсат ^ газовый конденсат ^ газ).
Первичные (в понимании автора) ГКС, как правило, недонасыщены конденсатом на всех этапах их эволюции (не хватает «жировых» -сапропелевых и лейптинитовых - компонентов в РОВ). В то же время вторичные ГКС в катаге-нетическом диапазоне ОВ материнских пород МК23...МК4 (жирные и коксовые угли в континентальных толщах) могут быть и полностью насыщены, и даже несколько пересыщены жидкой фазой, однако полное насыщение наблюдается редко, и в ГК-залежах ЗСМП оно не зафиксировано.
По мнению большинства исследователей, насыщение газа жидкими компонентами происходит преимущественно в газоматеринских породах (глины с РОВ, угли) на генерационной стадии путем диффузии и перемешивания масс газообразных и жидких УВ
в микропространстве пор и трещин (внутренняя микроэмиграция в объеме материнских -генерирующих - толщ).
Среди конденсатсодержащих скоплений в диапазоне градаций МК.. ,МК5 мезокатагене-за (Д° = 0,5.2 %) отсутствуют чисто газовые (без ГК), однако количество конденсата контролируется генерационными и консервацион-ными условиями в материнских и вмещающих породах.
Сравнение генетически первичных и вторичных ГКС приведено в табл. 2.
Интересно, что значение ГКФстаб даже в одних и тех же залежах одновозрастных горизонтов в пределах районов и областей варьирует в довольно широких пределах, например от 50 до 80 или от 120 до 170 г/м3 и т.д. (редко более чем в полтора раза). Причины в генерационно-аккумуляционных условиях (их вариациях).
В многозалежных месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) «скачок» в содержании ГК происходит в аптских горизонтах ПК16-22 (от 3.5 до 50.70 г/м3), и далее идет постепенное увеличение содержания ГК до 180.250 г/м3 в неокомских и среднеюр-ских горизонтах (на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и др. месторождениях). В изолированной флюидальной системе АТ (берриас-валанжин) наблюдается «ураганное» содержание ГК (250.400 г/м3, в отдельных пробах и более, при СТ = 95.105 °С и пластовом давлении до 50.60 МПа - АВПД с коэффициентом превышения 1,6.1,7). Эти тенденции анализируются во многих работах [2, 10, 12].
Содержание ГК в газах по разрезу месторождений подробно изучено в Ямальской области (табл. 3, 4). Зависимость изменения величины ГКФстаб с глубиной и с увеличением СТ в Ямальской области показаны на рисунке.
Наблюдается четкая «инверсия» конденса-тосодержания с глубиной в юрском нефтегазоносном комплексе (в достаточно жестких тер-мокатагенетических условиях).
В большинстве конденсатсодержащих скоплений Западной Сибири, локализованных на средних глубинах (1,8.3,3 км) в области «средних» СТ (от 75.80 до 100.110 °С), фоновые содержания ГК находятся в диапазоне 90 (100).180 (200) г/м3, редко более. Максимальной величиной ГКФстаб характеризуются литологически изолированные залежи и горизонты (Ач3-4, Ач5 и др.) в АТ бер-риаса НПТР (Уренгоя и др. месторождений). Аномальное конденсатсодержание от 220.250 до 350.400 г/м3 наблюдается на глубинах 3,6.9 км при СТ > 100 °С с АВПД во флюи-доизолированных залежах (в низах региональной глинисто-кремнистой покрышки верхней юры - валанжина с расстоянием 10.50 м до нижележащих песчаников гор. Ю2-3).
На юго-востоке мегапровинции в Томской области в верхнеюрских ГК-залежах (гор. Ю1) величина ГКФстаб изменяется в диапазоне от 87.100 до 270.280 г/м3, фоновые значения - около 180.220 г/м3. Обычно при развитии нефтяных оторочек наблюдается повышение величины ГКФстаб (до 200 г/м3 и более) при СТ = 70.93 °С. В наиболее крупных залежах СГ ГКФстаб составляет, г/м3:
• 102 (Мыльджинское газоконденсатное месторождение с незначительными нефтяными оторочками в залежах юры и неокома);
• 179 (Лугинецкое нефтегазоконденсат-ное месторождение с мощной нефтяной оторочкой);
• 220 (Северо-Васюганское газоконден-сатное месторождение без нефти).
В ГК-залежи горизонта БВ2-4 (валан-жин) Северного месторождения ГКФстаб
Таблица 2
Генетические различия первичных и вторичных конденсатов в породах различного типа [5, 10, 11, 12]
Параметр Первичные ГКС Вторичные ГКС
Конденсатное «окно» = 0,45.2,0 %) Терригенные толщи, R° = 0,45.1,75 % (1,80 %, редко до 2,00 %) Карбонатные и терригенные толщи, R° = 1,20.2,05 %
ГКФстаб, г/м3 (фоновые значения) Среднее и пониженное содержание (80.180, редко до 220) 150.350 (до 400.500, редко более)
Содержание серы, % Отсутствует До 0,4.0,5
Содержание парафина, % 1.3, редко более Отсутствует
Содержание смол, % До 0,3.0,5 0,5.1,2 (до 1,0.1,5)
Содержание асфальтенов, % Отсутствуют До 0,1.0,3 (следы)
Таблица 3
Изменение содержания конденсата с глубиной по наиболее характерным многозалежным
месторождениям Ямала и Гыдана, г/м3
Возраст Горизонт Месторождение
Ростовцевское Геофизическое Западно-Тамбейское
Сеноман ПК1-6 < 1 0,0 < 1
Альб ХМ1-6 - - 0,6.28,3 (скачок)
Апт ТП1 - 1,5 (оценка) 20,1
ТПб-8 8 - 63,3
ТП10-11 - - 60,0
ТП12 - - 98,5
ТП13 20,0 62,0 60,0
ТП 15-16 - 115,0 -
Неоком ТП 18-19 60,0 84,0 -
ТП - - -
ТП 21-22 - - -
ТП24 - - -
БЯ2.8 100 - 140,2
ТП26 - - -
Юра Ю2.3 - 156 -
Ю6.7 - 145 (оценка) 107,4
Таблица 4
Изменение содержания конденсата в газах Малыгинского месторождения
Возраст Горизонт СТ, °С ГКФстаб Катагенез Примечание
Сеноман ПК1-6 40 0,5 ПК3 Незрелый газ
Апт ТП1 48 11,4 ПК23 Первый скачок конденсатосодержания
ТП3 51 22,5
ТП5 51 90,6 Второй скачок конденсатосодержания
ТП8 55 88,6
ТП9 58 98,2
ТПю 61 118,3 МК1: R° = 0,5 %
ТП12 65 81,5 Снижение. Причина: флуктуации в составе гумусового ОВ
ТП14 70 84,1
ТП15 72 125,6 Третий скачок
Неоком ТП18 78 102,4 R° = 0,65 %
бя2 78 58,8
БЯ3 80 83,6 МК2
Средняя юра Ю2-3 106 282,1 МК22.МК3: R° = 0,75.0,90 % Максимум конденсатосодержания. Инверсия (снижение с глубиной). Начало разрушения ГКС?
Ю6-7 116 120,2
составляет 29 г/м3 при СТ = 63 °С. Интересно Казанское месторождение, где в горизонте Ю! с мощной нефтяной оторочкой ГКФстаб превышает 250 г/м3 (первоначально считалось: ГКФстаб = 650 г/м3, но это была, явно, смесь ГК и нефти), а в горизонтах Ю2, Ю3, Ю4 тюменской угленосной свиты - всего 69 г/м3 на глубинах 2,3.2,4 км при СТ = 84.88 °С. Материнское, явно, чисто гумусовое/угольное
ОВ. Во всех ГК-залежах Томской области содержится легкий бессернистый ГК метанового основания.
Классическим районом распространения скоплений бесконденсатного газа (ГКФст < 3 г/м3) является Березовский на севере Приуральской нефтегазоносной области: Березовское, Деминское и др. газовые месторождения.
О 0
О
н" ° 20
40
60
80
100
120
140
1
ОО
Ь О) о о о о
о я о о °я
о о 8 Оэ 0
О О
О
50 100 150 200 250 300
а Содержание ГК, г/м3
20 40 60 80 100 120 140
АгРо о
9 со < о па N : о о
о
с 1 о о о
50
100
О сеноман о альб-апт о неоком о юра
150 200 250 300 б
Зависимость изменения содержания конденсата в газе от современных температур в разрезе различных многопластовых месторождений ЯНАО: а - Нурминский мегавал (Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское, Нейтинское месторождения; б - Западно-Сеяхинское, Малыгинское месторождения, Малыгинская группа месторождений
В газовых шапках нефтегазоконденсагных месторождений Среднего Приобья (горизонты АВ1, АВ4-6 - апт - верхи неокома) ГКФсгаб относительно невысок, менее 100 г/м3 при СТ < 70 °С (фон 25.40 г/м3). В единственном многозалежном (по газу) месторождении Среднего Приобья - Ванеганском - по разрезу от сеномана до верхней юры наблюдается увеличение ГКФстаб от 1.2 до 150 г/м3 и более (в залежах валанжина и верхней юры).
В Енисей-Хатангской преимущественно газоносной области северо-востока мега-провинции величина ГКФстаб в газах обычно небольшая (от 20.30 до 120 г/м3).
Классическими ГКС Западной Сибири являются газоконденсатные и газоконденсато-нефтяные залежи АТ Надым-Тазовского междуречья. В них ГКФстаб изменяется от 90.100 до 350 г/м3 и более [7, 9, 12, 17].
Изменения ГКФстаб по ведущим месторождениям севера ЗСМП показаны в табл. 5.
Скачок содержания ГК на севере мега-провинции отмечается в диапазоне СТ от 47.48 до 55 °С, которому отвечает позднебуроугольная стадия углефика-ции (ПК23 при R° = 0,46.0,49 %). При испытаниях ГКФстаб в Крузенштерской скважине 2 (наклонно-направленной) получились, г/м3: ТП1-3 - 3,2; ТП4-5 - 2,8; ТП12 - 48.
Скачок конденсатсодержания наблюдается от гор. ТП10-11 (менее 10 г/м3) к гор. ТП12.ТП15 (20 г/м3 и более).
Проблемы изменения состава ГК в газах Западной Сибири обсуждались в научной прессе [1-3, 15, 16]. Автор проанализировал изменения физико-химических свойств по ряду залежей в вертикальном разрезе от кровли сено-мана до юрских горизонтов Ю2.Ю7 (песчано-глинистая средняя юра) [8, 10]. Примеры приведены в табл. 6.
В «незрелых» конденсатах сеномана и аль-ба в составе превалируют нафтеновые УВ, как, впрочем, и в тяжелых нефтях верхних горизонтов осадочного чехла [17]. С глубиной и ростом катагенеза газоматеринских пород увеличивается содержание метановых УВ за счет разрушения или трансформации нафтеновых и сложных нафтеново-ароматических УВ.
В итоге изучения ГКС северных областей ЗСМП получены следующие выводы:
1) на малых глубинах при небольшом содержании ГК в его составе превалируют нафтеновые и нафтеново-ароматические УВ (от 60 до 80 %) при его плотности 0,79.0,81 г/м3 (тяжелые «незрелые» конденсаты);
2) при увеличении глубин погружения и СТ они сменяются сначала на метаново-нафтеново-ароматические по УВ-составу
0
0
Таблица 5
Изменение содержания ГК по разрезу крупнейших месторождений НПТР, г/м3
Возраст Продуктивный горизонт Уренгой (выборочно) (СТ, °С) Ямбургское месторождение Заполярное месторождение
Сеноман ПКЬ2 <1 (31) < 1 < 1
Апт ПК18 8,3 (50) - -
ПК21 56,2 (51) - -
Баррем АУ10 75,0 - -
Готерив БУ1-2 75,0 (67) 85.110 БТ2-3 - 139
БУ5 95,0 (70)
Валанжин БУ8 ~122 (76.82) 100.120 БТИ - 213
БУ10 ~180 (80.87)
БУ14 242.292 (90.95)
АТ 270.410 и более (98.105) н/о
Средняя юра Ю2 177 (103.110) 180.220 410 (явная примесь нефти из тонкой оторочки)
Таблица 6
Углеводородный состав конденсата некоторых месторождений севера ЗСМП
Месторождение Продуктивные горизонты Содержание УВ
ароматических нафтеновых метановых
Ямбургское, неоком (фракция: начало кипения.300 °С) БУ3.БУ6 7,0 37,0 56,0
БУ08.БУ39 15,2 31,0 42,8
Уренгой (апт - неоком) пк21 < 1,0 65 35
БУ8 10 34 56
БУ10-11 10 37 53
Харасавэйское, апт (НК - 200 °С) ТП1-5 1,5 48,5 50,0
Харасавэйское апт (фракция: начало кипения.200 °С) ТП8-12 6,2 27,3 66,5
Бованенковское (апт) ТП8-12 13 22 65
Новопортовское, валанжин (фракция: начало кипения. 300 °С) нп2-3 15 43 42
Арктическое (апт) ТПю 1 69 30
ТПп 2 42 56
и далее на существенно метановые («зрелые» ГК), доля которых во фракции от начала кипения до 300 °С может доходить до 55.65 %;
3) в тяжелых и повышенной плотности ГК (0,78.0,81 г/м3) содержание неуглеводородных компонентов относительно повышенное (до 1,5.2 %, в основном смол; асфальтены, как правило, отсутствуют - их до 0,3.0,7 %). В зрелых ГК содержание смол и асфальтенов снижается до 0,7.0,8 % и менее. Содержание твердых УВ - парафина - изменяется от 1 до 2,5.3 %, редко более, обычно менее 2 %, однако, например, в конденсатах АТ Уренгоя есть примеры повышенного содержания П (до 3 %);
4) в жестких термокатагенетических условиях в составе ГК превалируют легкие метановые УВ.
Главный вывод: ЗСМП - классический пример формирования первичных ГКС (залежей) в толщах с преимущественно гумусовым материнским ОВ. Залежи УВ, в том числе газо-конденсатные, сингенетичны вмещающим породам. Примеры локализации вторичных ГКС отсутствуют.
Вопросы прогнозирования величин ГКСстаб в газе северных и арктических областей рассматриваются в ряде работ [1, 7, 11, 12]. В Южно-Карской области распределение ГКС в породах мела и средней юры будет аналогичным Ямальской области суши: апт-альб-сеноман - бесконденсатные газы; неоком и юра - невысокие в целом содержания конденсата (до 180.220 г/м3).
Список литературы
1. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП ГЕОДАТА, 2020. - 464 с.
2. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин и др. - М.: Недра, 1995. - 432 с.
3. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа / А.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В. Юшкин. - М.: Недра, 1983. - 262 с.
4. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти
и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.
5. Ермаков В.И. Геология и геохимия природных горючих газов: справ. / В.И. Ермаков,
Л.М. Зорькин, В.А. Скоробогатов и др.; под ред. И.В. Высоцкого. - М.: Недра, 1990. - 315 с.
6. Козлов А.Л. Размещение газоконденсатных залежей в нефтегазоносных бассейнах
и критерии определения перспектив нефтегазоносности / А.Л. Козлов // Советская геология. - 1975. - № 5. - С. 19-28.
7. Немченко Н.Н. Прогнозирование высокотемпературных газоконденсатных залежей с высоким содержанием жидких углеводородов / Н.Н. Немченко // Газовая промышленность: обзорная информация. -1985. - Вып. 70. - 75 с.
8. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги
и перспективы / Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 86-104.
9. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
10. Рыбьяков, А.Н. Формирование
и прогнозирование конденсатсодержащих месторождений и залежей в осадочных бассейнах России. Проблемы ресурсов, разведки и добычи в XXI веке / А.Н. Рыбьяков, О.Г. Кананыхина // Вести газовой науки:
науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 80-91.
11. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. - С. 8-14.
12. Скоробогатов В.А. Генезис конденсата, формирование, прогнозирование конденсатсодержащих месторождений и потенциальных ресурсов /
В.А. Скоробогатов // Обсуждение проблем повышения достоверности оценки запасов, полноты извлечения ресурсов газового конденсата на месторождениях РАО «Газпром»: Материалы Научно-технического совета РАО «Газпром». - М., 1997. - С. 15-23.
13. Скоробогатов В.А. Роль разломов
в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьёв,
B.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. -
C. 112-131.
14. Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков; под ред. А.Д. Седых, -
М.: ИРЦ «Газпром», 2000. - 117 с.
15. Старобинец И.С. Распространение
и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек / И.С. Старобинец // Советская геология. - 1980. - № 1. - С. 20-26.
16. Стасова О.В. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты / О.В. Стасова, В.Е. Андрусевич // Труды СНИИГГИМС. -Новосибирск, 1981. - Вып. 286: Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. - С. 29-36.
17. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
18. Хант Дж.М. Геохимия и геология нефти и газа = Petroleum geo chemistry and geology / Дж.М. Хант; пер. с англ. - М.: Мир, 1982. - 704 с.
Consistent patterns of content and composition variance for liquid hydrocarbons incorporated into a free gas from West-Siberian fields
A.N. Rybyakov
Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation E-mail: a.rybiakov@adm.gazprom.ru
Abstract. Among 203 gas-bearing hydrocarbon fields, i.e. containing the deposits of the free gas, in Western Siberia, the gas-condensate, the gas-condensate-oil and the oil-gas-condensate ones prevail. The condensate-bearing agglomerations in subsoil of West-Siberian megaprovince are known in the Neocomian and Jurassic rocks. The gas-condensate factor varies from 1 to 3 g/m3 in the purely gaseous (condensateless) agglomerations up to 350.450 g/m3, rarely more. When the condensate content is modest (less than 10 g/m3) at shallow depths, the naphtenes and naphtene-aromatic hydrocarbons dominate in its composition. The deeper, the more condensate concentration in the gas, and the more methane hydrocarbons are in the condensate.
Keywords: condensate, gas (free), hydrocarbons, field, deposit, Western Siberia, content of gas condensate, composition, properties, reserves, resources, forecast.
References
1. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Oil-gas geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
2. GRITSENKO, A.I., I.A. GRITSENKO, V.V. YUSHKIN, et al. Scientific principles for predicting phase behavior of bedded gas-condensate systems [Nauchnyye osnovy prognoza fazovogo povedeniya plastovykh gazokondensatnykh sistem]. Moscow: Nedra, 1995. (Russ.).
3. GRITSENKO, A.I., T.D. OSTROVSKAYA, V.V. YUSHKIN. Hydrocarbon condensates from the fields of natural gas [Uglevodorodnyye kondensaty mestorozhdeniy prirodnogo gaza]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
4. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.I. LODZHEVSKAYA, et al. Resource potential of hydrocarbons as a foundation of the fuel & energy industry in Russia [Resursnyy potentsial uglevodorodov - osnova razvitiya toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 3, pp. 3-13. ISSN 0016-7894. (Russ.).
5. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV, V.I. STAROSELSKIY. Geology and geochemistry of natural combustion gases [Geologiya i geokhimiya prirodnykh goryuchikh gazov]: reference book. Moscow: Nedra, 1990. (Russ.).
6. KOZLOV, A.L. Location of gas-condensate deposits in oil-gas-bearing basins, and criteria for determination of outlooks for oil and gas presence [Razmeshcheniye gazokondensatnykh zalezhey v neftegazonosnykh basseynakh i kriterii opredeleniya perspektiv neftegazonosnosti]. Sovetskaya Geologiya, 1975, no. 5, pp. 19-28. (Russ.).
7. NEMCHENKO, N.N. Prognosis of high-temperature gas-condensate deposits rich of liquid hydrocarbons [Prognozirovaniye vysokotemperaturnykh gazokondensatnykh zalezhey s vysokim soderzhaniyem zhidkikh uglevodorodov]. In: Gas industry: review series [Gazovaya promyshlennost: obzornaya informatsiya]. Moscow, 1985, is. no. 70.
8. PYATNITSKAYA, G.R., V. A. SKOROBOGATOV. Studying and developing hydrocarbon potential of Lower-Middle-Jurassic deposits in northern areas of Western Siberia: resume and perspectives [Izucheniya i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nizhne-sredneyurskoy tolshchi severnykh oblastey Zapadnoy Sibiri: itogi i perspectivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 86-104. ISSN 2306-9849. (Russ.).
9. RYBALCHENKO, V.V., A.Ye. RYZHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Searching and prospecting of hydrocarbon fields and deposits by the enterprises of the Gazprom PJSC in Russia [Poiski i razvedka mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov predpriyatiyami PAO "Gazprom" v Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3(35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 46-57. ISSN 2306-9849. (Russ.).
10. RYBYAKOV, A.N., O.G. KANANYKHINA. Forming and forecasting condensate-incorporating fields and deposits in sedimentary basins of Russia. Challenges of resources, prospecting and production in 21st century [Formirovaniye i prognozirovaniye kondensatosoderzhashchikh mestorozhdeniy i zalezhey v osadochnykh basseynakh Rossii. Problemy resursov, razvedki i dabychi v XXI veke]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 80-91. ISSN 2306-8949. (Russ.).
11. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas and oil presence in Cretaceous and Jurassic sediments of West-Siberian province [Geneticheskiye prichiny unikalnoy gazo- i neftenosnosti melovykh i yurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2003, no. 8, pp. 8-14, ISSN 2413-5011. (Russ.).
12. SKOROBOGATOV, V.A. Genesis of condensate, origination and forecast of condensate-bearing fields and potential resources [Genezis kondensata, formirovaniye, prognozirovaniye kondensatosoderzhashchikh mestorozhdeniy i potentsialnykh resursov]. In: Dispute on how to rise validity of assessment for gas condensate reserves amounts and recovery ratios at RAO "Gazprom" fields [Obsuzhdeniye problem povysheniya dostovernosti otsenki zapasov, polnoty izvlecheniya resursov gazovogo kondensata na mestorozhdeniyakh RAO "Gazprom"]: proc. of the Scientific-technical council of RAO "Gazprom". Moscow, 1997, pp. 15-23. (Russ.).
13. SKOROBOGATOV, V.A., N.N. SOLOVYEV, V.A. FOMICHEV. Role of faults in origination, evolution and destruction of gas and oil agglomerations in a sedimentary cover of northern and south-eastern areas of Western Siberia [Rol razlomov v formirovanii, evolutsii i razrushenii skopleniy gaza i nefti v osadochnom chekhle severnykh i yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri]. In: Forecast of gas presence in Russia and contiguous countries [Prognoz gazonosnosti Rossii i sopredelnykh stran]: collect. bk. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000, pp. 112-131. (Russ.).
14. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, V.P. STUPAKOV et al. History and modern state of the Russian gas industry base of mineral and raw materials [Istoriya razvitiya i sovremennoye sostoyaniye syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: sci.-tech. review. Moscow: IRTs Gazprom, 2000. (Russ.).
15. STAROBINETS, I.S. Expansion and conditions of forming for different types of gas-condensate deposits and their oil rims [Rasprostraneniye i uslovaya formirovaniya razlichnykh tipov gazokondensatnykh zalezhey i ikh neftyanykh otorochek]. Sovetskaya Geologiya, 1980, no. 1, pp. 20-26. (Russ.).
16. STASOVA, O.V., V.Ye. ANDRUSEVICH. Types of oils and condensates in Mesozoic sediments at north ofWest-Siberian plate [Tipy neftey i kondensatov v mezozoyskikh otlozheniyakh severa Zapadno-Sibirskoy plity]. Organicheskaya Geokhimiya Mezozoyskikh i Paleozoyskikh Otlozheniy Sibiri, Novosibirsk: Siberian Scientific Research Institute for Geology, Geophysics and Mineral Stock, 1981, is. 286, pp. 29-36, ISSN 0583-1822. (Russ.).
17. STROGANOV, L.V., V.A. SKOROBOGATOV. Western-Siberian gases and oils of earlier generation [Gazy i nefti ranney generatsii Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2004. (Russ.).
18. HUNT, J.M. Petroleum geo chemistry and geology. Translated from Engl. Moscow: Mir, 1982. (Russ.).
