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

Автор: Титова Г.И.

Журнал: Вестник Пермского университета. Геология @geology-vestnik-psu

Рубрика: Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Статья в выпуске: 3 (32), 2016 года.

Бесплатный доступ

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.

Еще

Газ попутный, молекулярный и изотопный состав, генезис, пермский край

Короткий адрес: https://sciup.org/147200990

IDR: 147200990 | DOI: 10.17072/psu.geol.32.70

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

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].
3. Газы по изотопной характеристике углерода легкие, диапазон изменения δ¹³С по метану от -43,4 до -54,5 ‰, ср. -47,7 ‰. Зоной распространения самого изотопнолегкого метана (~ -50 ‰) 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 ‰δ¹⁵N (месторождения Чашкинское, Куединское, Гожанское).
5. Получены положительные корреляционные связи между изотопным составом углерода (ИСУ) метана и этана (r = 0,72), этана и пропана (r = 0,71) и слабая связь между ИСУ этана и бутана (r = 0,50).
6. Как правило, попутные газы комплекса имеют ненарушенную последовательность концентраций компонентов в гомологическом ряду, т.е. С 1 >C 2 >C 3 >C 4 .

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

Месторождение	Возраст	Глубина залегания, м (ср.)	Газ-фактор, м³/т	δ¹³С, ‰
Месторождение	Возраст	Глубина залегания, м (ср.)	Газ-фактор, м³/т	СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	C 4 H 10	Нефть
Аряжское	С 1 t	1388	27,4	-45,2	-37,8	-35,6	-29	-27,7
Боркмосское	С 1 t	1906	-	-53,6	-35,1	-30	-30	-
Гежское	D 3 кap6.	2085	343	-48,6	-32,4	-28,7	-29,8	-29,5
Куединское	С 1 t	1332	35	-48,7	-30,6	-35,2	-32,9	-
Москудьинское	С 1 t	1450	7,5	-48,8	-	-36,2	-32,5	-29,1
Ножовское	С 1 t	1518	10,3	-43,4	-40	-35,6	-28,9	-27,7
Ольховское	С 1 t	1930	260	-50,1	-35	-27,8	-28,7	-29,1
Русаковское	С 1 t	1793	34,6	-46,4	-35,4	-31,8	-	-29,8
С-Таныпское	С 1 t	1422	73	-45,2	-37,7	-30,5	-31,3	-28,1
Чашкинское	D 3 fm	2078	111	-47,5	-39,2	-30,3	-31,2	-28,2
Чусовское	С 1 t	2457	22,2	-54,5	-36,5	-29,4	-30,8	-30,4
Шеметинское	С 1 t	1445	-	-46,3	-38,3	-32,4	-30,9	-29,6
Трифоновское	С 1 t	1713		-41,35
Курашимское	С 1 t	1745		-43,31

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 терригенного комплекса имеют следующие особенности.

1. Они выявлены преимущественно на территории платформы в ее южной, югозападной 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 верх-некарбонатном девоне–турне. Их диапазон изменения составил (по метану) от -43,7 до -56,4 ‰, 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 δ¹⁵N 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: C 1 2 >C 3 и C 3 >C 2 >C 1 . Азота в газах от 20 до 30 %.

Таким образом, наблюдается существенное различие по молекулярным и изотопным характеристикам газов терригенного 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 (δ¹²С 1 , δ¹²С 2 , δ¹³С 3 )[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 палеовулканизм, вследствие чего породы паший-ского яруса сложены туфогенноосадочными 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	δ¹³С, ‰
Месторождение	Возраст	Глубина залегания, м(ср.)	Газ-фактор, м³/т	СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	C 4 H 10	Нефть
Андреевское	D 3 tm	2163	45,5	-52,8	-43,7	-30	-31,7	-28,1
Бардымское	D 3 tm	2247	49,7	-50,3	-44	-32	-30,8	-28,3
Гарюшкинское	D 3 tm	2351	46,9	-49,8	-41,9	-33,8	-30,6	-
Гожанское	D 2 qv+p	2016	39,6	-52,9	-42	-32,3	-31	-27,7
Зоринское	D 3 tm	2020	69,6	-49,2	-41,1	-32	-31	-
Калмиярское	D 3 tm+p	2098	43,2	-47,3	-35,2	-31,5	-25,6	-
Калмиярское	D 2 qv	2110	42,2	-52,3	-43,6	-36,6	-30,1	-
Кузнецовская	D 3 tm	1955	20,8	-43,7	-38,6	-22,2	-36,9	-
Кулигинское	D 3 tm	2303	-	-50,1	-42,2	-31,4	-30,2	-27,9
Кустовское	D 3 p	2098	33,3	-51,5	-43,4	-33,1	-32,9	-28,5
Кустовское	D 2 qv	2138	36,5	-53,6	-44,2	-21,5	-32,4	-28
Москудьинское	D 3 p	2175	33,4	-50	-41,5	-35	-31,8	-27,6
Тулвинское	D 3 p	2104	44,7	-56	-42,9	-23,8	-30,9	-28,4
Чайкинское	D 3 p	2306	72	-50,9	-42,7	-23,9	-37,5	-28,1
Этышское	D 3 р	2014	54	-56,4	-41,4	-35	-32	-27,6
Бардымское	D 3 tm	2247		-54,16
Куединское	D 3 р	2056		-43,79

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

Глубина отбора, м	Геологический возраст	δ¹³С метана, ‰	δ¹³С этана, ‰	δ¹³С пропана, ‰
1173-1216	С 1 ok+sr	-62,51	-33,56	-26,99
2316-2470	D 3 p-D 2 gv	-51,72	-42,13	-33,19
2316-2728	D 3 p-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.

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

Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь, 2001. 106 с.
Белоконь Т.В., Проворов В.М. Геолого-геохимические аспекты нефтеобразования в осадочных толщах Кировской области//Геология нефти и газа. 1985. № 3. С. 3036.
Винниковский С.А., Шаронов Л.В. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области//Тр. КО ВНИГНИ. М.: Недра, 1977. 272 с.
Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973. 383 с.
Галимов Э.М. Источники и механизмы образования углеводородных газов в осадочных породах//Геохимия. 1989. № 2.С. 163-181.
Коблова А.З., Титова Г.И. Состав попутных газов месторождений Предуральского прогиба//Нефтегазовая геология и геофизика. М., 1980. Вып. 6.
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.
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.

Еще

Статья научная