ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Коми АССР Шапкинское месторождение из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2" В результате проведенной обработки собранного материала представляется возможным также проследить изменение некоторых свойств нефтей и растворенных в них газов в пределах провинции. [c.33] Известно, что величина коэффициента растворимости газа в нефти зависит как от состава газа, так и от состава нефти. Коэффициент тем выше, чем легче нефть и чем больше тяжелых гомологов метана содержится в растворенном газе. Этот коэффициент зависит также и от содержания неуглеводородных компонентов газа. Таким образом, этот параметр в значительной степени характеризует всю систему в пластовых условиях, являясь обобщающей характеристикой нефти. [c.33] В качестве первого объекта исследования был выбран один из самых обширных нефтегазоносных бассейнов нашей страны — Северо-Каспийский. Он охватывает приподнятые части востока Русской платформы, в состав которой входят большая часть Волго-Уральской области с примыкающей к ней территорией Нижнего Поволжья, южная часть Предуральского краевого прогиба, северные склоны Южно-Эмбенского поднятия и вала Карпинского с оконтури-вающими их с севера прогибами и Прикаспийская сннеклиза. Упомянутые части бассейна, несмотря на различия в глубинном строении и истории развития, связаны между собой, поскольку они являются элементами единой водонапорной системы. [c.33] Взятые для построения горизонты представлены и разными коллекторами. Так, в пашийском и бобриковском горизонтах залежи нефти приурочены исключительно к терригенным коллекторам в турнейском ярусе — к карбонатным, за исключением нескольких залежей в Куйбышевской области (Мухановская группа месторождений) в башкирском ярусе — к карбонатным отложениям. [c.36] Наиболее представительными по числу охваченных месторождений и нефтегазоносных областей являются схемы изменения коэффициента растворимости газа в нефтях пашийского и бобриковского горизонтов. При изучении этих схем были выявлены описываемые ниже особенности изменения коэффициента растворимости по территории Урало-Волжской нефтегазоносной провинции. [c.36] На моноклинальных склонах Русской платформы вблизи Предуральского прогиба коэффициент растворимости газа в нефти увеличивается в сторону границ прогиба. Вблизи Прикаспийской впадины коэффициент растворимости увеличивается в сторону границ впадины. Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами изменения коэффициента растворимости, проходят параллельно границам Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба. Такая закономерность прослем ивается не только в пределах Урало-Волжской нефтегазоносной провинции, но и распространяется далее на территорию Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, рис. 14. [c.36] Интересно отметить, что, уменьшаясь вверх по моноклинальному склону от бортов Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба, коэффициент растворимости вновь увеличивается на крупных платформенных сводах — Татарском и Жигулевско-Пугачевском. [c.36] Рассмотренные закономерности изменения коэффициента растворимости по месторождениям, приуроченным к терригенным, девонским отложениям, характерны и для нефтеносных горизонтов турнейского, визейского и башкирского ярусов (рис, 15). На схемах, построенных по залежам этих горизонтов, хорошо видно, что коэффициент растворимости газа в нефти, максимальный вблизи границ Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины, уменьшается вверх по моноклинальным склонам в глубь платформы, а на платформенных сводах — Татарском и Жигулевско-Пугачевском — он вновь увеличивается. [c.36] На территории Прикаспийской впадины изменение коэффициента растворимости газа в нефти изучено в пределах солянокупольной области. По среднеюрскому продуктивному комплексу построена подобная схема изменения коэффициента растворимости (рис. 16). Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами его изменения, охватывают Гурьевский прогиб, повторяя его очертания, а -значения коэффициента уменьшаются в сторону прогиба, т. е. и здесь четко выделяется, несмотря на сложное строение нефтегазоносных горизонтов, связь изменения коэффициента растворимости газа в нефти с тектоническим районированием региона. Эта связь намечается и для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Так, максимальный коэффициент растворимости по горизонту В относится к центральной части Нижневартовского свода. На западном и восточном окончаниях свода коэффициенты растворимости для залежей этого горизонта уменьшаются. [c.36] Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции были построены и проанализированы схемы изменения таких параметров пластовой нефти, как плотность, вязкость, газосодержание. Характер их изменения в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции связан с приуроченностью залежей к крупным тектоническим- элементам. [c.37] Содержание азота и метана в нефтяном газе также зависит от удаленности залежей от границ Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины и приуроченности их к сводам или межсводовым прогибам. [c.37] При сравнении всех построенных схем видно, что при переходе от верхних стратиграфических горизонтов к нижним происходит общее увеличение коэффициента растворимости. На Татарском своде для девонского горизонта он достигает 0,6-10 (м м )/МПа, в то время как для бобриковского горизонта на тех же месторождениях он составляет 0,3- 10—0,4-10 (м /м )/МПа. На восточном окончании Жигулевско-Пугачевского свода для девонских отложений самые высокие значения коэффициента растворимости составляют 1,12 и 1,18, а для бобриковского горизонта соответственно 0,85-10 и 1,09-10 (м м )/МПа. Такая же зависимость наблюдается для карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов в нижезалегающем турнейском ярусе коэффициент растворимости выше, чем в башкирском. [c.37] Выявленные закономерности изменения свойств нефтей в пластовых условиях на обширных территориях могут учитываться при решении многих вопросов, например перспективности поисков нефтегазовых залежей с заданными свойствами нефтей, изучения направления миграции углеводородов, определения прогнозных запасов растворенного в нефти газа, в том числе отдельно по газам заданного состава. [c.37] Нефтяные и газовые месторождения обнаружены от южных границ провинции до северных, прилегающих к морю районов провинции (рис. 17). Условия залегания и свойства нефтей в пластовых условиях месторождений провинции меняются в широких пределах. Регионально нефтеносными являются песчаники франского, живетского и эйфельско-го ярусов девонской системы. [c.38] Физико-химические свойства нефтей месторождений Коми АССР и Ненецкого автономного округа изучали в лаборатории Ухтинской тематической экспедиции (УТЭ) Ухтинского территориального геологического управления (УТГУ) и в ПечорНИПИнефти. [c.38] Месторождение приурочено к Шапкино-Юрьяхинскому валу, осложняющему Денисовскую впадину, представляет собой антиклинальную складку, вытянутую в северо-западном направлении. [c.39] Вернуться к основной статье