Особенности состава попутных газов терригенного девона на северо-востоке Волго-Урала

2016

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

Геология

Вып. 3

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 553.981.8

Особенности состава попутных газов терригенного девона на северо-востоке Волго-Урала

Г.И. Титова

АО «КамНИИКИГС», 614016, Пермь, ул. Краснофлотская, д. 15 Пермский государственный национальный исследовательский университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15. E-mail: titova@permplanet.ru

Изучен состав попутных газов основных нефтегазоносных комплексов Пермского Прикамья - верхнедевонского карбонатного и девонского терригенного. Целью данного изучения явилась идентификация источников газов. Для выяснения их генезиса широко использовано изучение не только молекулярных характеристик и их особенностей, но и изотопного состава углерода и азота. В результате исследований выяснено отличие молекулярных характеристик газов верхнедевонского карбонатного комплекса от газов терригенного девона. Еще более контрастные результаты зафиксированы по изотопному составу углерода и азота газов. Совокупная информация позволила предположить наличие нескольких источников генерации газов на изучаемой территории.

Ключевые слова: газ попутный, молекулярный и изотопный состав, генезис, Пермский край. DOI: 10.17072/psu.geol.32.70

Становление газоносности в Пермском Прикамье изучалось много лет, и до конца 90-х гг. прошлого века точка зрения о самостоятельности газов верхнедевонско-турнейского и девонского терригенного комплексов была приоритетной [3]. В конце 90-х гг. после изучения компонентного и изотопного состава газов на этой территории выявились факты, которые поставили под сомнение наличие единого источника газов терригенного девона.

Для того чтобы понять особенность газов девонских терригенных отложений, кратко рассмотрим молекулярную и изотопную характеристику газов верхнеде-

вонского карбонатного комплекса - основного генератора нефтей и газов на территории исследования.

1. Газы комплекса распространены в залежах нефти Предуральского прогиба и на территории восточной окраины Русской платформы.

2. Наблюдается зональность их характеристик: по мере удаления от Предураль-ского прогиба газы становятся менее метановыми и более азотными. В том же направлении уменьшается газовый фактор нефтей [6].

© Титова Г.И., 2016

Таблица 1. Изотопный состав углерода компонентов газов и нефти верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса

Месторождение Возраст Глубина залегания, м (ср.) Газ-фактор, м3/т 813С, %»

СН4 С2Н6 СзШ С4Н10 Нефть

Аряжское С* 1388 27,4 -45,2 -37,8 -35,6 -29 -27,7

Боркмосское С* 1906 - -53,6 -35,1 -30 -30 -

Гежское Dзкap6. 2085 343 -48,6 -32,4 -28,7 -29,8 -29,5

Куединское С* 1332 35 -48,7 -30,6 -35,2 -32,9 -

Москудьинское С* 1450 7,5 -48,8 - -36,2 -32,5 -29,1

Ножовское С* 1518 10,3 -43,4 -40 -35,6 -28,9 -27,7

Ольховское С* 1930 260 -50,1 -35 -27,8 -28,7 -29,1

Русаковское С* 1793 34,6 -46,4 -35,4 -31,8 - -29,8

С-Таныпское С* 1422 73 -45,2 -37,7 -30,5 -31,3 -28,1

Чашкинское Dзfm 2078 111 -47,5 -39,2 -30,3 -31,2 -28,2

Чусовское С* 2457 22,2 -54,5 -36,5 -29,4 -30,8 -30,4

Шеметинское С* 1445 - -46,3 -38,3 -32,4 -30,9 -29,6

Трифоновское С1t 1713 -41,35

Курашимское Сlt 1745 -43,31

3. Газы по изотопной характеристике углерода легкие, диапазон изменения 513С по метану от -43,4 до -54,5 %о, ср. -47,7 %о. Зоной распространения самого изотопно-легкого метана (—50 %о) является Кось-винско-Чусовская седловина и север Юрюзано-Сылвенской впадины (табл. 1).

4. Изотопный состав азота газов преимущественно тяжелый. Он изменяется от +15,1 до +18,5 %о515№ (месторождения Чашкинское, Куединское, Гожанское).

5. Получены положительные корреляционные связи между изотопным составом углерода (ИСУ) метана и этана (г = 0,72), этана и пропана (г = 0,71) и слабая связь между ИСУ этана и бутана (г = 0,50).

6. Как правило, попутные газы комплекса имеют ненарушенную последовательность концентраций компонентов в гомологическом ряду, т.е. С1>C2>Cз>C4.

Совокупная информация по молекулярным и изотопным характеристикам газов позволила заключить, что их источником было преимущественно ОВ дома-никового типа Камско-Кинельской системы впадин в условиях реализации породами главной зоны нефтеобразования.

В отличие от них газы девонского тер-ригенного комплекса имеют следующие особенности.

1. Они выявлены преимущественно на территории платформы в ее южной, юго-западной и юго-восточной части. Газовый фактор нефтей существенно ниже, чем в вышележащем комплексе.

2. Зональность газов выражена слабее, возможно, из-за меньшего числа залежей на платформе и их отсутствия в Преду-ральском прогибе. Однако в газах месторождений юго-западной части территории метана больше, а жирность меньше.

3. По изотопной характеристике углерода газы существенно легче, чем в верхнекарбонатном девоне-турне. Их диапазон изменения составил (по метану) от -43,7 до -56,4 %0, ср. - -51,12 %. Это является инверсией, т.к. с ростом глубин погружения метан должен утяжеляться. И в самом комплексе наблюдается облегчение метана с глубиной (табл. 2). Кроме того, обнаружено бимодальное распределение по пропану - обычный легкий и очень изотопно-тяжелый.

4. Изотопный состав азота газов легкий. Диапазон изменения составил от -4 до -10 % (Калмиярское, Этышское, Го-жанское, Кустовское, Чекурское, Андре-

евское).

5. Тесная связь между изотопными характеристиками получена только для метана и этана (r = 0,61).

6. Химический состав газов отличен от вышележащих тем, что газы здесь относительно малометановые, тяжелые и жирные с нарушенной последовательностью убывания концентраций углеводородов в ряду: Cl<C2>Cзи C3>C2>C1. Азота в газах от 20 до 30 %.

Таким образом, наблюдается существенное различие по молекулярным и изотопным характеристикам газов терри-генного девона и верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса и напрашивается вывод о нескольких источниках газов терригенного девона: в том числе, вероятно, ОВ рифея, а также деструкция нефтей нижележащих отложений, поскольку именно при деструкции нефтей газы приобретают такой особенный изотопный облик (512С1, 512С2, 513С3)[4, 5]. Механизм возникновения изотопно-легкого и изотопно-тяжелого азота требует дополнительного изучения [7, 8].

В 2006 г. получены изотопные данные по водорастворенным газам скв. 18-Кинчино Сырьянской площади Кировской области. Здесь (по мнению В.М.Проворова [2]) имел место палеовул-канизм, вследствие чего породы паший-ского яруса сложены туфогенно-осадочными породами мощностью до 30 м. Изотопный состав газов носит следы влияния 2 источников: деструкционных процессов (газ окско-серпуховских отложений) и, возможно, ОВ нижележащих отложений (табл. 3).

Ранее [1] было выдвинуто предположение о частичном поступлении в отдельные залежи терригенного девона на северо-востоке Волго-Урала газов - продуктов деструкции нефтей древних отложений. В числе аргументов - совпадение ареала нефтегазоносности комплекса с нижележащим Калтасинским авлакогеном и наличие данных, доказывающих развитие процессов деструкции нефтей в отложениях додевона.

Таблица 2. Изотопный состав углерода компонентов газов и нефти девонского терригенного комплекса

Месторождение Возраст Глубина залегания, м(ср.) Газ-фактор, м3/т 013С, %0

СН4 С2Ш С3Н8 C4H10 Нефть

Андреевское Dstm 2163 45,5 -52,8 -43,7 -30 -31,7 -28,1

Бардымское Dstm 2247 49,7 -50,3 -44 -32 -30,8 -28,3

Гарюшкинское Dstm 2351 46,9 -49,8 -41,9 -33,8 -30,6 -

Гожанское D2qv+p 2016 39,6 -52,9 -42 -32,3 -31 -27,7

Зоринское Dstm 2020 69,6 -49,2 -41,1 -32 -31 -

Калмиярское D3tm+p 2098 43,2 -47,3 -35,2 -31,5 -25,6 -

Калмиярское D2qv 2110 42,2 -52,3 -43,6 -36,6 -30,1 -

Кузнецовская D3tm 1955 20,8 -43,7 -38,6 -22,2 -36,9 -

Кулигинское D3tm 2303 - -50,1 -42,2 -31,4 -30,2 -27,9

Кустовское D3p 2098 33,3 -51,5 -43,4 -33,1 -32,9 -28,5

Кустовское D2qv 2138 36,5 -53,6 -44,2 -21,5 -32,4 -28

Москудьинское D3p 2175 33,4 -50 -41,5 -35 -31,8 -27,6

Тулвинское D3p 2104 44,7 -56 -42,9 -23,8 -30,9 -28,4

Чайкинское D3p 2306 72 -50,9 -42,7 -23,9 -37,5 -28,1

Этышское Dзр 2014 54 -56,4 -41,4 -35 -32 -27,6

Бардымское D3tm 2247 -54,16

Куединское Dзр 2056 -43,79

Таблица 3. Изотопный состав водорастворенных газов скв. 18 - Кинчино Сырьянской площади Кировской области

Глубина отбора, м Геологический возраст 813С метана, %о 813С этана, %« 813С пропана, %о

1173-1216 C1ok+sr -62,51 -33,56 -26,99

2316-2470 D3p-D2gv -51,72 -42,13 -33,19

2316-2728 D3p-R -47,99 -41,95 -32,83

Не исключено, что большая часть де-струкционного газа мигрировала вверх по разрезу в вышележащие отложения.

Кроме того, есть идея [4] о раздельном становлении нефте- и газоносности на территории северо-востока Русской платформы, которую также можно рассматривать в качестве рабочей гипотезы при изучении истории становления газоносности девонского терригенного комплекса.

Известно, что наличие молекулярных особенностей и инверсий изотопного состава углерода газов геологического объекта является отражением условий его формирования в определенные этапы геологической истории.

Представленная в работе совокупность молекулярных и изотопных характеристик газов терригенного девона свидетельствует о сложном процессе формирования в нем газового режима, заключающегося в участии газов разного генезиса, в том числе совершенно определенно газов деструкции древних нефтей додевона.

Библиографический список

1. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность ри-

фейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь, 2001. 106 с.

2. Белоконь Т.В., Проворов В.М. Геолого-геохимические аспекты нефтеобразования в осадочных толщах Кировской области // Геология нефти и газа. 1985. № 3. С. 3036.

3. Винниковский С.А., Шаронов Л.В. Законо-

мерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области // Тр. КО ВНИГНИ. М.: Недра, 1977. 272 с.

4. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтега-

зовой геологии. М.: Недра, 1973. 383 с.

5. Галимов Э.М. Источники и механизмы об-

разования углеводородных газов в осадочных породах // Геохимия. 1989. № 2.С. 163-181.

6. Коблова А.З., Титова Г.И. Состав попутных

газов месторождений Предуральского прогиба // Нефтегазовая геология и геофизика. М., 1980. Вып. 6.

7. Bokhoven C., Theenwen H.J. Determination of

the abandance of carbon and nitrogen isotopes in Dutch coals and natural gas // Nature. 1966. Vol. 211, № 5052. P. 927-929.

8. Klein J., Junten H. Studies on the emission of

elemental nitrogen from coals of different rank and its release under geochemical conditions // Gaertner H.R.V., Wehner H. (eds.). Advances in organic geochimistry. 1971, New York.

Some Features of Associated Petroleum Gases in the Northeast of Volga-Urals

G.I. Titova

JSC Kama Research Institute for Complex Deep and Superdeep Borehole Inves-tigations.15 Krasnoflotskaya Str., Perm 614016, Russia Perm State University, 15 Bukireva Str., Perm 614990, Russia E-mail: titova@permplanet.ru

The composition of associated gases of the main oil and gas complexes of the Upper Devonian carbonate and terrigenous Devonian was studied for the purpose of identification of the sources of these gases. Molecular characteristics and their specific features were used together with carbon and nitrogen isotopic composition for determination of their genesis. The results showed the difference in molecular characteristics for the gases of Upper Devonian carbonate complex and Terrigenous Devonian. More contrasting results were found for isotopic composition of carbon and nitrogen. The analysis of obtained results suggests a presence of several sources of gases at the study area.

Key words: gas; molecular and isotopic composition; genesis; Perm kray.

References

1. Belokon T.V., Gorbachev V.I., Balashova M.M. 2001. Stroenie i neftegazonosnost rifeysko-vendskikh otlozheniy vostoka Russ-koy platform [Struture and petroleum potential of the Riphean-Vendian deposits of the East part of Russian platform]. Perm, p. 106.

2. Belokon T.V., Provorov V.M. 1985. Geologo-geokhimicheskie aspekty nefteobrazovaniya v osadochnykh tolshchakh Kirovskoy oblasti [Geological and geochemical aspects of petroleum formation in the sedimentary sequences of the Kirov region]. Geologiya nefti i gaza. 3: 30-36.

3. Vinnikovskiy S.A.,Sharonov L.B. 1977. Za-konomernosti razmeshcheniya i usloviya formirovaniya zalezhey nefti i gaza Volgo-Uralskoy oblasti [Regularities of distribution and conditions of formation of oil and gas deposits of the Volgo-Ural region]. Tr. KO VNIGNI. Moskva. Nedra, p. 272.

4. Galimov E.M. 1973. Izotopy ugleroda v neftegazovoy geologii [Carbon isotopes in Pe-

troleum Geology]. Moskva. Nedra, p. 383.

5. Galimov E.M. 1989. Istochniki i mekhanizmy obrazovaniya uglevodorodnykh gazov v osadochnykh porodakh [Sources and mechanisms of formation of hydrocarbon gases in sedimentary rocks]. Geokhimiya. 2: 163-181.

6. Koblova A.Z., Titova G.I. 1980. Sostav poputnykh gazov mestorozhdeniy Predur-alskogo progiba [The composition of the associated gas of the fields of Pre-Urals fordeep]. Neftegazovaya geologiya I geofizi-ka. 6: 23-26.

7. Bokhoven C., Theenwen H.J. 1966. Determination of the abundance of carbon and nitrogen isotopes in Dutch coals and natural gas. Nature. 211(5052): 927-929.

8. Klein J., Junten H. 1971. Studies on the emission of element as nitrogen from coals of different rank and its release under geochemi-cal conditions. In Gaertner H.R.V., Wehner H. (Eds.). Advances in organic geochimistry. New York.