Характер равновесий в системе вода газ на примере палеозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири

УДК 550.41.553.3

Д.А. Новиков

ИНГГ им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск

ХАРАКТЕР РАВНОВЕСИЙ В СИСТЕМЕ ВОДА - ГАЗ НА ПРИМЕРЕ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

D.A. Novikov

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation

EQUILIBRIUM CHARACTER IN WATER - GAS SYSTEM ON THE EXAMPLE OF PALEOZOIC SEDIMENTS OF THE SOUTHEAST AREAS OF WESTERN SIBERIA

By researches it is established, that the system "water-gas" within the limits of paleozoic deposits has complex and unequal character. Various types of water were revealed from nonsaturated up to extremely saturated with gas. The degree of waters saturation by gases grows in process of immersing productive horizons and with the increase of the general water gas saturation. The analysis of redistribution of gases between hydrocarbonic reservoirs and fossil waters has shown that the first are in unstable position compared to the second. Reservoirs act as "relicts" of the previous hydro-geological epoch, and water is the most mobile component of this system. As a result, the structure of the reservoirs undergoes the slow directed change on a way to establish the balance corresponding to the qualitatively new condition of geochemical system water - gas (oil) - rock - organic substance.

В последние годы наметилась тенденция к переоценке перспектив нефтегазоносности палеозоя Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ), о чем свидетельствует возрождение интереса к этой проблеме в научных и производственных геологических организациях и появление значительного количества публикаций на эту тему. Интерес к доюрским отложениям неслучаен, и подкреплен в первую очередь открытием в их границах 74 залежей нефти и газа, которые группируются в 61 месторождение [1-2].

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 [3]. Факты и результаты расчетов Ю.П. Гаттенбергера, В.М. Матусевича и других [4] позволяют считать, что «...на современном этапе развития ЗСМБ скорости фильтрации вод в его погруженной части характеризуются ничтожно малыми величинами даже в геологическом времени, а фильтрация вод, по существу, не имеет места. В этих условиях, вероятно, основные масштабы массопереноса вещества и, в частности, формирование водных ореолов рассеяния вблизи нефтегазовых залежей, связаны с процессами диффузии» [4, с. 160]. В этой связи роль процессов в системе «вода - газ» возрастает многократно.

Изучением водорастворённых газов (ВРГ) ЗСМБ длительное время занимались М.С. Гуревич, Н.Н. Ростовцев, Н.М. Кругликов, Л.М. Зорькин, А.Э. Конторович, А.А. Розин и многие другие ученые [4-7]. Их исследованиями установлены основные черты газовой зональности подземных вод бассейна и дана высокая оценка поискового значения ВРГ, которая определяется не только их качественным составом, но и величиной упругости. Применительно к юго-восточным районам ЗСМБ (Томской области) ВРГ долгие годы изучали А.Д. Назаров, В.Г. Иванов, Л.С. Манылова, С.Л. Шварцев и другие исследователи.

Вместе с тем условия физико-химических равновесий газов остаются мало неизученными, хотя эта проблема представляет большой научный и практический интерес, так как позволяет более целенаправленно решать многие генетические вопросы газо- и нефтеобразования и позволяет раскрыть ранее неизвестные закономерности формирования подземных вод [8]. Равновесия позволяют выявить направленность геохимических процессов в системе «вода - газ» как на настоящем этапе развития нефтегазоносной системы, так и в её геологическом прошлом, а также помогают решать вопросы сохранности залежей и задачи прогнозирования их фазового типа.

Система «вода-газ» является довольно сложной, что объясняется её многокомпонентностью и разнонаправленностью протекающих в ней процессов. Это обстоятельство делает проблематичным использование ранее применявшихся методов расчёта степени насыщения пластовых вод газами, индивидуальных фугитивностей газов и т. д. В этой связи нами использовалась методика, реализованная в составе программного комплекса HG-32, разработанная М.Б. Букаты в ТФ УРАН ИНГГ им. А.А. Трофимука СО РАН позволяющая учитывать при моделировании все параметры изучаемой системы [9-10]. В ее основу положены зависимости закона действующих масс и метода активности.

В гидрогеологическом плане изучаемые отложения относятся к самостоятельному палеозойскому гидрогеологическому бассейну трещинных и трещинно-жильных вод [5] или палеозойскому гидрогеологическому этажу [11]. В пределах ЗСМБ гидрогеологические условия палеозойских образований Томской области изучены более чем 650 скважинами.

Основной гидродинамической особенностью этой части ЗСМБ является постепенное увеличение напряженности гидродинамического поля по мере удаления от области питания на юге и юго-востоке региона и развитие повышенных пластовых давлений в палеозойских отложениях в пределах северных, центральных и западных районов Томской области. Температура подземных вод вскрытой бурением части палеозойских образований в пластовых условиях изменяется в широких пределах и варьирует от 50 до 142 оС. Разброс температур в пределах одного интервала от 5 до 10 оС в первую очередь связан с величиной теплового потока, характером тектонической структуры, интенсивностью развития дизъюнктивной тектоники, характером насыщения коллектора и многих других факторов.

Подземные воды верхней части палеозойского гидрогеологического комплекса относятся преимущественно к хлоридному натриевому типу (по С.А. Щукареву) с общей минерализацией вод от 10 до 115 г/л. В разрезе доминируют воды с минерализацией от 30 до 50 г/л седиментогенного генезиса. Воды пониженной минерализации (10-20 г/л) приурочены к юговосточным районам Томской области (Барабинско-Пихтовская моноклиза) и имеют инфильтрационный генезис. Близ ГВК и ВНК локальным распространением пользуются воды конденсатогенного типа, имеющие единую историю с залежами нефти и газа. Газонасыщенность подземных вод изменяется в значительных пределах 0,1-8,0 л/л закономерно снижаясь по мере погружения водоносных горизонтов и по мере удаления от водонефтяных (ВНК) и газоводяных (ГВК) контактов. ВРГ имеют повсеместно метановый состав с его содержанием в среднем 85,90 об. %. В составе ВРГ роль гомологов метана зависит от близости ГВК и ВНК и величина Хту изменяется от 1,23 до 18,15 об. %, составляя в среднем 4,71 об. %. Содержание N не превышает 31,00 (Сибкраевская площадь), а в подавляющем большинстве случаев 5,00 об. %, все другие газы кроме тяжёлых углеводородов, содержатся ещё в меньших количествах.

Проведённые детальные расчёты показали, что в отложениях фундамента насыщение подземных вод газами носит сложный характер. Выделяются три максимума по степени насыщения подземных вод газами с величиной Кг близкой к 1. Первый приурочен к Чузикско-Чижапской мезоседловине (Урманская, Останинская, Нижне-Табаганская, Калиновая и др. площади), второй к Северо-Сильгинской площади Восточно-Чижапского мезоподнятия и третий к Квартовой площади Ледянской мезоседловины. От Калиновой площади на восток происходит закономерное снижение значений Кг до 0,56 на Шудельской площади и далее до 0,19-0,39 на Мартовской, Вездеходной и Ярской площадях. На юг в направлении Барабинско-Пихтовской моноклизы также происходит снижение величин Кг до 0,32 на Парбигской площади. Установлен рост степени насыщения подземных вод газами по мере погружения водоносных горизонтов, в нефтегазоносных структурах он более резкий, чем на пустых. Величина Кг растет также по мере приближения к ГВК и ВНК и нередко достигает около них 0,80-0,95.

Установлена зависимость степени насыщения пластовых вод газами от величины их общей газонасыщенности. Все воды при газонасыщенности более 1,7 л/л являются предельно насыщенными газами (Кг = 1,0), т. е. имеются теоретические предпосылки для формирования углеводородных залежей. Ненасыщенные же газами пластовые воды наоборот способны растворять в себе сформированные ранее залежи.

Выявлена прямая зависимость между величиной Кг и фазовым составом залежей. Установлено, что к зоне развития значений Кг от 0,8 до 1,0 приурочены основные газовые и газоконденсатные залежи, а к менее насыщенным водам - нефтяные. Сложный характер выявленных зависимостей говорит о разнообразии химического и газового состава подземных вод разных генетических типов: седиментогенных, древних

инфильтрогенных и в меньшей степени конденсатогенных. При этом следует отметить, что на настоящем этапе развития нефтегазоносной системы доминируют процессы смешения перечисленных выше генетических типов вод.

Анализ перераспределения газов между углеводородными залежами и пластовыми водами показал, что залежи находятся преимущественно в нестабильном положении по отношению к вмещающим их водам (рис. 1). Практически из всех изученных залежей происходит рассеяние метана, диоксида углерода и аргона, что компенсируется привносом в залежи гелия и азота, в разной степени гомологов метана. На многочисленном ряде залежей идет процесс переформирования в направлении утяжеления состава.

Рис. 1. Зависимость фугитивности СН4, СО2, N2 и С3Н8 в пластовых водах и углеводородных залежах от глубины их залегания

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 газоконденсатных и газовых 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, водорода, этана, пропана и диоксида углерода. Бутан, пентан и гексан ведут себя значительно сложнее.

Таким образом, в пределах юго-востока Западной Сибири развиты солёные хлоридно-натриевые воды с общей минерализацией преимущественно 30-50 г/л (до слабых рассолов). В целом по значениям С1/Вг и rNa/rQ коэффициентов подземные воды верхней части палеозойского комплекса можно отнести к седиментогенным, со средними значениями С1/Вг = 279 и ^а/гС1 = 0,8. Следует отметить локальное развитие

конденсатогенных вод пониженной минерализации, находящихся в непосредственной близости от существующих залежей и имеющих с ними одну историю образования. Пониженные значения общей минерализации в южных, юго-восточных и восточных районах Томской области, вероятно, можно объяснить частичным разбавлением захороненных морских вод древними инфильтрогенными, проникающими с дневной поверхности.

В работе впервые на основе уточнённой физико-химической методики (НО-32) рассмотрено современное состояние системы вода-газ в пределах вскрытой части разреза палеозойских образований Томской области. Установлено, что равновесие в системе вода-газ носит достаточно сложный характер, на который влияют разнообразные факторы: геологическая и гидрогеологическая обстановка, термобарические условия и другие. Полученные данные свидетельствуют о том, что в пределах Томской области картина насыщения подземных вод палеозойских образований газами различна. Выявлена зависимость между степенью насыщения подземных вод газом (Кг) от глубины залегания водоносных горизонтов, общей газонасыщенности и минерализации вод. Тем самым мы получаем новый механизм оценки возможной степени разрушения залежей подземными водами.

Таким образом, по установленному характеру равновесий, можно утверждать, что имеющиеся в палеозойских отложениях залежи нефти и газа выступают в качестве консервативного элемента литосферы, представляя собой «реликты» предшествующих этапов ее геолого-геохимической эволюции. Окружающие подземные воды являются более активной составляющей системы и заметно опережают их в своем геохимическом развитии. Это проявляется в различии соотношений фугитивности

индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода - газ (нефть) - порода -органическое вещество.

Полученные результаты региональных гидрогеохимических и газогидрогеохимических исследований позволяют говорить о благоприятных условиях для формирования и сохранения залежей углеводородов в пределах палеозойских отложений на юго-востока Западной Сибири.

Работа выполнена при финансовой поддержке Фонда имени В.И. Вернадского, Минпромнауки РФ (проект НШ-9542.2006.5), РФФИ (№ 07-0500877, 08-05-99026-р-офи).

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Абросимова, О.О. Некоторые особенности ловушек, коллекторов и залежей углеводородов в доюрских породах Западной Сибири / О.О. Абросимова, С.В. Рыжкова // Геология нефти и газа. - 1997. - № 3. - С. 22-25.

2. Фомин, А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья / А.Н. Фомин // Геология и геофизика. - 1994. - Т. 35. - № 11. - С. 63-70.

3. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии / А.А. Карцев [и др.]. - М.: Недра, 1992. - 208 с.

4. Матусевич, В.М. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна / В.М. Матусевич, А.В. Рыльков, И.Н. Ушатинский. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.

5. Карцев, А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений / А.А. Карцев. - М. : Изд-во Гостоптехиздат, 1963. - 353 с.

6. Карцев, А.А. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов / А.А. Карцев, С.Б. Вагин, В.М. Матусевич. - М.: Изд-во Недра, 1986. - 224 с.

7. Кругликов, Н.М. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов / Н.М. Кругликов, В.В. Нелюбин, О.Н. Яковлев. Л.: Недра, 1985. - 279 с.

8. Шварцев, С.Л. Общая гидрогеология / С.Л. Шварцев. - М. : Недра, 1996. - 423 с.

9. Букаты, М.Б. Методика моделирования водно-газовых равновесий в связи прогнозом нефтегазоносности / М.Б. Букаты // Геология нефти и газа. - 1992. - № 1. - С. 7-9.

10. Букаты, М.Б. Рекламно-техническое описание программного комплекса HydrGeo / М.Б. Букаты. - М. : Изд-во ВНТИЦ, 1999. - 5 с.

11. Назаров, А.Д. Нефтегазовая гидрогеохимия юго-восточной части ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции / А.Д. Назаров. - М. : Идея-Пресс, 2004. - 288 с.

© Д.А. Новиков, 2008