Газовые критерии

Растворенные в подземных водах газы представляют сложные газовые смеси, состоящие из углеводородных, кислых, инертных, редких и других газовых компонентов. Наибольшее значение при нефтегазопоисковых работах имеют углеводородные газы. При оценке нефтегазоносности обычно применяют следующие показатели газовой группы.

Общая газонасыщенность подземных вод определяется количеством растворенного газа в единице объема воды. Определяется при отборах глубинных проб воды и при последующей дегазации проб в поверхностных условиях с внесением поправок при расчете ее. Газонасыщенность вод изменяется от единиц до сотен и нескольких тысяч кубических сантиметров в литре. В зоне взаимодействия залежей значения газовых факторов воды часто возрастают в несколько десятков раз по отношению к фоновым участкам.

Общая упругость водорастворенного газа характеризуется величиной давления растворенного газа в водонасыщенной системе. Рассчитывается по величине газонасыщенности вод. Упругость растворенного газа можно также определить с помощью визуального метода, когда при постепенном снижении давления в пробоотборнике фиксируется появление первых пузырьков свободного газа, выделяющегося из пробы. В недонасыщенных системах упругость растворенного газа меньше величины пластового давления, в насыщенных равна величине пластового давления. В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения общей и парциальной (упругости отдельных газовых компонентов) упругости могут возрастать в десятки раз.

Коэффициент насыщения воды газом определяется отношением величины упругости водорастворенного газа к величине пластового (или гидростатического) давления р_г/р_в. Этот коэффициент является одним из важнейших показателей, характеризующих фазовое равновесие пластовой системы. В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения его могут достигать единицы.

Содержание в водорастворенном газе метана, ТУ (предельные и непредельные УВ), азота, двуокиси углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона определяется как в относительном (объемные или весовые проценты), так и в абсолютном (в кубических сантиметрах на литр) выражениях. Содержания в водах углекислоты и сероводорода устанавливаются путем химического связывания их растворами на глубине отбора в специальных пробоотборниках.

Различные соотношения газовых компонентов используются как дополнительные показатели. К ним относятся: СН₄/ТУ (коэффициент сухости, или фактор высших УВ), ТУ/СН₄ (коэффи­циент жирности); СН₄/С₂Н₅ и СН₄/С₃Н₈ (коэффициент для опре­деления типа залежи - газоконденсатная, нефтяная с легкой или тяжелой нефтью и т. д.); i-C₄H₁₀/n-C₄H₁₀ и i-C₅H₁₂/n-C₅H₁₂ (бутановый и пентановый коэффициенты); С₂Н₆/С₂Н4, С₃Н₈/С₃Н₆, C₄H₁₀/C4H₈ (коэффициенты обогащения газов непредельными УВ); N₂/УВ (коэффициент обогащения газов УВ); Ar ^. 100/N₂ ^. 2,68 (содержание биогенного «безаргонного» азота); Не/Аг (коэффициент закрытости структур) и др.

Изотопы углерода ¹²С/¹³С или д¹³С (%) могут явиться показателем типа залежи - газовая, газоконденсатная, нефтяная. В водах нефтяных и газоконденсатных залежей обычно наблюдается «утяжеление» изотопного состава углерода.

Парциальная упругость метана, ТУ, азота, двуокиси углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона характеризуется долей давления названных компонентов в общей упругости растворенного газа. Определяется обычно делением абсолютного содержания индивидуальных газов в литре воды на растворимость этих компонентов в воде данной минерализации при существующей пластовой температуре. Общая упругость растворенного газа равна сумме парциальных упругостей составляющих его компонентов.

Закономерности изменения газовых показателей в зоне влияния залежей различны для разных гидрогеохимических обстановок, что определяет специфику использования этих показателей при оценке локальных участков. В условиях гидрогеохимической (газогеохимической) обстановки смещенного фазового равновесия и ее отсутствия, характеризующейся преобладанием миграции УВ из залежей, существование залежей нефти и газа можно представить в виде «полюсов» максимального газонасыщения, «растворяющихся» в водонасыщенной системе. С приближением к залежам в составе растворенных газов возрастают концентрации УВ, при уменьшении содержания азота увеличиваются газонасыщенность вод, упругость газов и p_г/p_в. Указанное можно проследить на примере нефтяных и газовых залежей юж­ной половины Урало-Волжского НГБ (рис. 40).

Определены следующие ориентировочные размеры ореолов влияния залежей: для девонских залежей Среднего Поволжья и Пермского Прикамья в лобовой части до 2500-3000 м и в тыловой - более 3500 м; в Нижнем Поволжье эти расстояния несколько сокращаются: для каменноугольных залежей в лобовой части до 800-1000 м и в тыловой - свыше 2500-3000 м; для пермских залежей в лобовой части не более 500 м, а в тыловой - превышают 1500-2000 м. Характерно, что в обстановке смещенного фазового равновесия и его отсутствия парциальные упругости УВ в залежах выше, чем в водах, а азота, гелия и аргона ниже. Такой характер распределения азота, УВ и редких газов свидетельствует о современном разрушении в этих условиях залежей УВ.

В обстановке предельного насыщения вод газами (обстановке формирования залежей) в приконтурных частях залежей состав подземных вод не меняется. Отмечается лишь некоторое уменьшение газонасыщенности вод, упругости газов и p_г/p_в. Это объясня­ется дегазацией подземных вод в зоне влияния залежей. В условиях предельного насыщения вод газами парциальные давления растворенных в водах УВ, азота, гелия и аргона выше, чем в залежах.

Рис. 39. Изменение характера газоносности в законтурных водах в южной части Урало-Волжского бассейна:

Месторождения: 1 - Никольское (С₂), II - Кулешовско-Благодаровское (С₂), III - Соколовая Гора (Д₂—Д₃), IV - Гуселкское (Д₂-Д₃), V - Абрамовское (C₁-C₂),

VI - Жирновско-Бахметьевское (С₂), VII - Песчаный Умет (C₁), VIII - Голубннское (С₂), IX - Коробковское (C₁-С₂), X - Урицкое (С₁),

XI - Степновское (Д₂-Д₃). Точками показаны скважины

Установленные особенности позволяют считать параметры газоносности подземных вод надежными показателями региональ­ной и локальной оценки перспектив нефтегазоносности. В разряд прямых показателей относятся повышенные количества, по сравнению с фоновыми, метана и ТУ, газонасыщенность вод углеводородными газами, общая и парциальная (по углеводородным газам) упругость газов. Содержания ТУ, особенно бутана, пентана и гексана, а также другие показатели (СН₄/ТУ, д¹³С и др.), кроме того, могут указывать и на характер залежи (нефтяная или газовая). Газовые показатели (повышенные содержания «безаргонного» азота и двуокиси углерода, различные коэффициенты - СН₄/ТУ, СН₄/С₂Н₆, СН₄/С₃Н₈, i-С₄Н₁₀/n-C₄H₁₀, i-С₅Н₁₂/n-C₅H₁₂,, N₂/УB, д¹³С, Не/Аг и др.) являются косвенными и применяются в комплексе с другими показателями.