Использование газовой составляющей подземных вод для локального прогноза нефтегазоносности на различных стадиях поисково-разведочных работ

Л.Д. Тальнова, Н.В. Клычев, А.В. Ильменева (НВНИИГГ)

В кн. « Проблемы нефтегазопоисковой гидрогеологии».-М. 1989. с. 34-38

Информация о растворенных газах подземных вод палеозойских отложений Северо-Каспийского артезианского бассейна представлена во многих источниках. Наиболее изучены газы пластовых вод территории обрамления Прикаспийской впадины, значительно меньше - ее внутренних районов.  При сравнении составов газов этих территорий обращают на себя внимание существенные различия в их характеристиках, обусловленные спецификой строения водонапорной системы бассейна. Эта специфика проявляется прежде всего в неповсеместном развитии соленосного водоупора, значительном и резком перепаде глубин залегания водоносных горизонтов, приуроченных к одновозрастным отложениям. В отличие от азотно-углеводородных  и углеводородных  газов с незначительным количеством кислых  компонентов (КК), распространенных в подземных водах внешнего обрамления впадины, во внутренней прибортовой зоне развиты углеводородные газы с высокими концентрациями КК, суммарное содержание которых колеблется от единиц до десятков процентов (объемных).  Имен­но такие водорастворенные газы (ВРГ)  выделены в подошвенных и законтурных  водах Карачаганакского, Астраханского и ряда других месторождений.  В частности, в пределах Карачага-накской структуры в пластовых водах турнейско-фаменских отложений распространены сероводородно-углекисло-метановые газы, включающие до 60% КК и от 0,7 до 8,4% тяжелых углеводородов (ТУ). Причем в распределении индивидуальных компонентов газовой составляющей фиксируется закономерное увеличение суммарных концентраций двуокиси углерода и сероводорода в юго-восточном направлении. Так, в центральной и восточной частях структуры (скв. 21, 23, 28, 41) отношение ∑УВ к  ∑КК не превышает  1,1, тогда как  на западе (скв. 8, 29, 35) оно достигает 1,4. Газонасыщенность вод колеблется от 5000 до 7500 см3/л.


На любой стадии поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо определить коэффициент газонасыщения подземных вод  (Рг/Рв). Чтобы установить давление насыщения подошвенных вод (Рг) некоторых газоконденсатных месторождений, в отделе геохимии и гидрогеологии НВНИИГГ были выполнены экспериментальные исследования на установке АСМ-600, модернизированной М.П. Кулиничем, по методике, широко используемой для нефтей. Пробы пластовой воды, отобранные в скв. 35 и 41 (интервалы перфорации соответственно 5283-5288 и 5197-5261 м), изучались по следующей схеме: пробоотборник с глубинной пробой воды прогревался до пластовой температуры, давление на установке доводилось до пластового, затем наблюдали за изменением давления в пробоотборнике в процессе выпуска одинаковых порций флюида. По результатам эксперимента построены графики изменения давления при варьировании относительного объема флюида (рис. l). При этом первоначальный объем жидкости (приемная камера пробоотборника) принимался равным единице. В точках перелома кривых Р-У были определены давления насыщения воды, составившие 49,78 (скв. 35) и 46,06 МПа (скв. 41).


Поскольку пластовое давление на глубинах опробования колеблется от 58,8 до 59,3 МПа, подошвенные воды недонасышены водорастворенным газом: коэффициент насыщения составляет в среднем 0,81. Эти же пробы подвергались дифференциальному разгазированию. Из нагретых до пластовой температуры пробоотборников газ выпускался в процессе ступенчатого снижения давления от пластовых значений до нуля. Всего было выделено 7-9 таких ступеней. Объем газа, отобранного на разных ступенях, тщательно замерялся и газ подвергался химическому анализу.


Основные результаты дифференциального разгазирования сводятся к следующему. По мере снижения начального давления объем выделяющегося газа закономерно возрастает, одновременно состав его изменяется - увеличивается содержание кислых компонентов (СО2 и Н2 S) за счет УВ и азота. Так, в скв. 41 на первой ступени снижения давления (от 58,8 до 17,64 МПа) концентрация сероводорода в газе составляла 1,46%, а углекислого газа - 3,68%, а на последней ступени (от 0,39 до 0 МПа) соответственно 22,7 и 68,47%. В то же время содержание метана от начальной до конечной стадии дегазации уменьшилось с 62,91 до 4,89%, суммарное количество тяжелых углеводородных компонентов (С2Н6 –C6H14) сократилось с 5,82 до 0,33%, а азота с 26,12 до 3,6%.



Следует отметить, что в дегазированных пробах концентрация растворенного сероводорода составляла 702,7-762 мг/л. Результаты проведенных исследований позволя­ют сделать следующие выводы. Растворенный газ из подошвенных вод газоконденсатных месторождений будет выделяться после снижения начального давления на 12-20%. В первое время этот газ будет преимущественно метанового состава с содержанием КК (H2S+CO2) в нем не более 5%. На заключительных стадиях разработки месторождения содержание КК в выделяющемся из воды газе может возрасти до 15% объема и более.


Таким образом, представленный материал свидетельствует о том, что дифференциальное разгазирование пластовых вод и экспериментальное определение давления насыщения не только могут быть использованы для того, чтобы получить более полную характеристику водонапорной системы исследуемого поисково-разведочного объекта, но и позволяют прогнозировать ус­ловия и осложнения разработки углеводородных залежей.

Авторы: 

Тематические разделы: