Распределение азота в газах углеводородных залежей

2015 №1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
УДК 553.98; 552.578.2
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АЗОТА В ГАЗАХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ УЗБЕКИСТАНА
Г.С.Абдуллаев, Н.У.Мухутдинов, Н.М.Акрамова, Х.Т.Утабова
(НХК «Узбекнефтегаз» АО «Институт геологии
и разведки нефтяных и газовых месторождений»)
С целью изучения распределения азота в свободных и попутных газах углеводородных (УВ)
залежей Узбекистана, были проанализированы материалы, полученные по различным
стратиграфическим комплексам месторождений Бухаро-Хивинского, Ферганского, СурханДарьинского регионов. Учет закономерностей распределения азота в газах и знание факторов,
влияющих на его содержание, позволят прогнозировать его концентрации и повысить достоверность геологических моделей локальных объектов при освоении новых площадей.
Ключевые слова: азот, метан, углеводороды, месторождения, нефтегазоносный бассейн (НГБ).
E-mail: igirnigm_ uz@mail.ru
DOI: 10.5510/OGP20150100226
Современные природные газовые скопления
представляют собой смеси компонентов, присутствие которых определяется как источниками их
генерации, так и процессами изменения состава
газа при миграции, формировании и разрушении
залежей. Среди основных компонентов природных
горючих газов присутствуют: метан и его гомологи (этан, пропан, бутан, пентан и гексан), диоксид
углерода, азот и сероводород. Неизменный спутник
природных газов – азот присутствует в углеводородных залежах, в отдельных случаях, в концентрациях
близких к нулю, в других – варьирует от первых
единиц до максимально высоких содержаний, которые служат дополнительным критерием (индикатором) при поисково-разведочных работах на
нефтегазовых (газоконденсатных) месторождениях.
Содержание азота в газе возрастает со стратиграфической глубиной, вблизи тектонических нарушений, а также в присутствии нефти. Относительно
формирования природного газа, содержащего азот
в повышенных концентрациях, до сих пор нет единого мнения [1-8], а наиболее общепринятой является точка зрения, что повышенная азотоносность
возникает вследствие процессов вторичного обогащения, в результате подземного окисления или
вымывания УВ. При этом предполагается, что на
месте современных УВ залежей ранее существовали
залежи, превосходящие их по запасам, а движение пластовых вод, обеспечивающих необходимый
объем окислителя или определенный объем УВ,
было достаточно интенсивным.
Знание закономерностей изменения концентраций азота в газах УВ залежей, зависящих от ряда
разнообразных факторов, значительно повышает
достоверность прогноза свойств УВ на новых разведочных площадях. С целью изучения распределения азота в свободных и попутных газах УВ залежей
нефтегазоносных регионов Узбекистана, нами были
проанализированы как существующие материалы,
так и новые данные, полученные по различным
стратиграфическим комплексам этих регионов.
В Бухаро-Хивинском регионе меловой, верхне- и
терригенноюрский продуктивные комплексы преи4
мущественно газоносные. Газы меловых отложений
сухие, верхнеюрских – сухие и полужирные, реже
жирные, нижнесреднеюрских – жирные и высокожирные [3,9]. Содержание азота в газах газовых,
газонефтяных и нефтегазовых месторождений меловых отложений (IX, X, XI, XII, XIII, XIV горизонты)
Бухарской тектонической ступени колеблется, преимущественно, в пределах от 2.3 до 6.0% (рис.). При
этом, в газах месторождений северо-западной части
ступени концентрация ниже (1.1-3.1%), по сравнению
с юго-восточной (2.6–13.2%). На некоторых месторождениях («Южный Мубарек», «Северный Мубарек»,
«Карабаир»), находящихся вблизи тектонических
нарушений, отмечается увеличение концентрации
азота (7.0-25.0%). В многопластовых газовых и газонефтяных месторождениях («Сеталантепе» – 1.4-10.9%;
«Юлдузкак» – 0.6-9.2%, «Караулбазар» – 5.1-13.2%) с
двумя стратиграфическими этажами нефтегазоносности при переходе от юрских карбонатных отложений
к нижнемеловым терригенным образованиям содержание азота возрастает (табл.1). Данная тенденция
изменения содержания азота обусловлена проявлением следующих факторов: во-первых, растворимость
азота в 15 раз меньше (Р = 0.1 МПа, t = 5 оС), чем
метана, во-вторых, он, так же как и метан, обладает
хорошей миграционной способностью и, при наличии небольшой по мощности покрышки между
юрскими и меловыми отложениями (что отмечается в данном случае), свободно проникает в залежи,
находящиеся на пути миграции газа. По этим же
причинам газы в «газовых шапках», как правило,
обогащены метаном и азотом.
В газах карбонатной формации юры (XV1, XV-2, XV-3, XV-надриф, XV-риф, XV-подриф,
XV-а, XVI горизонты), приуроченных к коллекторам лагунных, рифовых и депрессионных фаций
Чарджоуской ступени (глубина 1800-3750 м),
несмотря на различия в литологии, содержание
азота фиксируется в пределах фоновых значений
(от 0.2% до 4.6%) для мезозойских газов молодых
платформ. Повышенные (7.5-17.7%) концентрации
азота в ряде месторождений («Шуртан», «Зафар»,
«Мезон»), по-видимому, являются результатом
Глубина, м
Глубина, м
3700
3200
2700
2200
1700
2300
1800
1300
800
300
0.0
0.0
10.0
Средняя юра
Верхняя юра
Мел
15.0
5.0
15.0
20.0
20.0
2600
2100
1600
1100
600
100
0.0
5.0
10.0
15.0
Содержание азота, %
ФЕРГАНСКИЙ РЕГИОН
Юра
Мел
Палеоген
Неоген
20.0
Глубина, м
Глубина, м
3900
3300
2700
2100
1500
0.0
5.0
10.0
20.0
Косбулакский прогиб
(Западный Арал)
Шахпахтинская ступень
Куаныш-Коскалинский вал
Cудочий прогиб
15.0
Содержание азота, %
УСТЮРТСКИЙ РЕГИОН
Рис. Изменение с глубиной содержания азота в газах отдельных нефтегазоносных регионов Узбекистана
10.0
Чарджоуская ступень
5.0
Cодержание азота, %
Бухарская ступень
БУХАРО-ХИВИНСКИЙ РЕГИОН
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
2015 3
№1
5
2015 №1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
воздействия гидрогеологического фактора – дегазации насыщенных биогенным азотом вод при
подъеме к очагам разгрузки.
В Ферганском регионе нефтяные залежи обнаружены в неогеновых и палеогеновых, газовые и газоконденсатные – в меловых, юрских и пермотриасовых
образованиях. Нефтяные и попутные газы палеогена,
мела и юры исключительно богаты гомологами метана. Азотные газы независимо от места расположения залежей встречаются, в основном, в меловых и
юрских образованиях, а также редко в палеогеновых.
В пределах отдельных месторождений («Северный
Сох», «Южный Аламышык», «Палванташ» и др.) при
переходе от нефтеносных палеогеновых отложений
к газоносным меловым содержание азота возрастает
(от 0.1-4.0% до 11.0-28.0%), а на Бостоне от III пласта
палеогена к мелу, наоборот, снижается (от 6.7-17.6%
до 3.5-5.0%). На месторождении «Андижан», разбитом нарушениями на ряд блоков, в попутных палеогеновых газах количество азота варьирует в пределах
от 1.2 до 10.7%, в то время как на соседнем месторождении («Ходжиабад») оно составляет 0.2-1.5% (табл.2).
Высокое содержание азота (7.3-10.2%) также тяготеет
к газам залежей небольших размеров («Чонгара»,
«Чангырташ», «Текебель»), расположенных на глубине 235-298 м, и естественных их выходов на поверхность. По мнению ряда авторов [8], выделяющиеся
газы являются продуктом дегазации и окисления
(вымывания) нефти, чему способствовали значительная раздробленность складок, близость их к поверхности, контакт залежей с относительно маломинерализованными водами, к которым, по-видимому, примешаны и грунтовые воды, обогащенные азотными
соединениями.
В Сурхандарьинском регионе нефтяные залежи
выявлены, в основном, в алайских («L» горизонт)
и бухарских (I, II, III горизонты) слоях палеогена;
газовые – в меловых и юрских.
В газах, растворенных в сверхтяжелых и высоковязких нефтях алайских и бухарских карбонатных
коллекторов, по сравнению с одновозрастными
газами Ферганы содержится более высокая концентрация азота (табл.3). Распределение количества метана, гомологов метана и азота в газах
различное. Для палеогеновых (бухарские слои) и
верхнемеловых (сенон, турон) сухих газов месторождения «Учкызыл» характерно весьма высокое
содержание азота и очень мало гомологов метана,
т.е. CH4 > N2 >> C2+высшие. С глубиной, при переходе от
палеогеновых отложений к верхнемеловым (сенон,
турон) количество метана повышается (от 46.2% до
64.5%), а азота (от 46.2 до 33.8-34.2%) и гомологов
метана (от 5.2 до 0.8%) снижается. На месторождении «Хаудаг», расположенного северо-восточнее
месторождения «Учкызыл», жирные палеогеновые
газы обогащены гомологами метана (CH4 ≥ C2+высшие)
и обеднены азотом до 11.5%. На месторождении
«Кокайты» палеогеновые газы, залегающие сравнительно на больших глубинах (1205-1252 м), обогащены гомологами метана (C2+высшие 50.6-52.6%), количество метана составляет 25.0-25.8%, азота – 15.6-16.2%.
Таким образом, по профилям складок Старый
Термез-Учкызыл-Хаудаг, Джейранхана-КокайтыЛяльмикар в бухарских слоях одновременно с
ростом минерализации вод и пьезометрических
напоров, со снижением содержания гидрокарбонатов и сульфатов в них (вне зависимости от
гипсометрической глубины залегания) снижа-
Таблица 1
Характеристика газов некоторых месторождений Бухаро-Хивинского региона
Месторождения
№
скв.
Караулбазар
1
3
1
Сеталантепе
4
6
Карабаир
1
Южный Мубарек
1
Северный Мубарек
11
Карактай
6
4
Шуртан
38
Зафар
1
Мезон
3
Глубина.
м
Горизонт
Бухарская ступень
1055-1039
XIII
1215-1265
XV
572-576
XI
1021-1024
XVII
802-810
XII
1011-1024
XVI
1107-1130
XII
1410-1416
XV
1220-1228
XII
1682-1740
XV - XVа
1900-1796
XV
2112-2135
XVIII
420-504
XII. XIII
838-940
XV
Чарджоуская ступень
3380-3402
XV-НР
3591-3536
XV-Р
3470-3512
XV-НР
3012-3010
XV-1
3102-3098
Содержание. %
СН4
С2+высшие
N2
78.1
89.6
84.5
87.5
82.1
84.3
94.6
65.0
90.1
84.6-86.0
89.6
87.6
89.6-92.8
63.7-82.2
8.7
4.2
7.3
9.7
6.8
12.6
2.4
7.5
9.4
2.6-6.5
6.6
4.6
следы
15.1-28.5
13.2
5.1
8.0
2.5
10.9
1.4
2.5
25.3
0.5
7.6-9.2
2.5
7.0
6.3-8.6
0.5-4.2
86.3-89.2
87.7-88.4
80.2-80.7
1.0-1.5
1.3-1.5
10.8-11.2
7.5-11.0
9.3-10.0
7.8-8.6
62.7-64.0
17.3-26.7
9.3-17.7
2015 3
№1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
Таблица 2
Содержание азота в природных газах отдельных месторождений Ферганской впадины
Месторождение
Рават
Северный Сох
Хартум
Ходжиабад
Бостон
Южный Аламышик
Палванташ
Западный Палванташ
Ханкыз
Маданият
Майлису-IV
Избаскент
участок Сарыбия
Глубина, м
Возраст горизонта
Содержание азота, %
3009-3019
II
3.0
3296-3308
IV
8.3
989-1508
палоген. II-VIII
2.0 - 4.5
1675-1923
мел. XIV- XXIII
4.2 - 12.0
2151-2282
юра. XXIV -XXV
5.1 - 11.0
2156-2166
III
12.7-14.6
2529-2576
VII
2.5-3.4
732-1112
V-VIII
0.2-1.5
1980-2018
XIX- XX
5.4-16.8
2097-2428
XXI- XXII
2.3-5.0
621-769
III
6.7-17.6
2295-2461
мел. XXI
3.5-5.0
391-926
III- VII
0.1-4.0
1200-1470
мел. XX
10.0-16.7
1455-1469
юра
28.3
803-905
VII. VIII
3.8-5.6
2470-2509
мел
7.3-12.2
1876-1888
III
14.7
2158-2389
V.VII. IX
1.8-3.3
1310-1672
II. VII
6.0-7.7
2386-2465
мел
2.7
-
II
10.1
4020-4050
VIII- IХ
2.3-5.8
4004-4014
ХIV
43.6
1180-1532
XIII
12.3-13.7
1873-1890
XVII
3.9
1578-2130
XVIII - XIX
9.5-12.5
1838-1928
III
3.7-5.5
2460-2554
XIII
11.2-14.2
290-294
юра
13.0
Таблица 3
Характеристика природных газов Сурхандарьинской впадины
Месторождение
Учкызыл
Хаудаг
Кокайты
Ляльмикар
№
скв.
Возраст
Глубина,
м
65
бухарские слои
сеноман
турон
бухарские слои
турон
сеноман
416
963
1037
163
768
1514
1205-1220
1243-1252
904-910
1113-1130
13
21
100
124
56
37
9. 37
бухарские слои
бухарские слои
СН4
46.2
64.3
64.5
49.5
86.8
85.0
25.0
25.8
С2+в
5.2
1.0
0.8
42.6
0.5
0.3
52.6
50.6
Состав, %
Н 2S
2.4
0.5
0.9
2.1
0.1
сл.
сл.
65.4-98.4
1.6-33.6
-
СО2
0.8
6.8
6.2
N2
46.2
34.2
33.8
11.5
12.6
13.9
15.6
16.2
0.2-1.4
1.2-1.4
7
2015 №1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
ется концентрация азота (от 46% до 1.2-14%).
Подобное изменение состава газов наблюдается и
по верхнемеловым отложениям (снижение азота
от «Учкызыла» к «Хаудагу»). Обогащение азотом
газов палеогена здесь происходит, по-видимому,
за счет некомпенсированного окислительного процесса, что подтверждается преобладанием азота
биогенного происхождения (60-70% от общего
содержания азота) и повышенным содержанием в
газах гелия. Приблизительно такое же содержание
азота имеют одновозрастные (I, II, III горизонты)
газы нефтяных месторождений («Кызылтумшук»,
«Кичикбель», «Акбашадыр», «Комсомольская»)
Южно-Таджикской впадины, залегающие на
небольших глубинах (900-1200 м).
В Устюртском регионе промышленная газоносность установлена глубоким разведочным бурением в
стратиграфическом диапазоне от карбонатных отложений нижнего карбона до терригенных верхней юры.
Открыто более 20 месторождений газа и конденсата,
которые выявлены в континентальных образованиях Судочьего и Косбулакского прогибов, КуанышКоскалинского вала и Шахпахтинской ступени.
В Судочьем прогибе почти все выявленные газовые и газоконденсатные залежи верхней и средней
юры приурочены к глубинам 1.5-3.0 км. Газы являются сухими и полужирными. Количество азота в
газах близко к фоновым значениям (2-5%).
В Косбулакском прогибе газоконденсатные залежи открыты в среднеюрских отложениях в интервале глубин 2750-2959 м на Западном Арале (табл.4).
Газы по составу отличаются от газов одновозрастных газов Судочьего прогиба высоким содержанием
азота (11.5-16.2%) и меньшим – метана (67.2-76.2%).
На Куаныш-Коскалинском валу газоконденсатные залежи (Акчалак, Западный Барсакельмес,
Куаныш), в основном, приурочены к отложениям
средней и нижней юры и находятся в более жестких
Таблица 4
Характеристика газов
скважины Западный Арал -1
Интервал
перфорации,
м
2750-2755
2868-2880
2900-2914
2959-2950
Содержание, %
СН4 С2Н6+высшие Азот
67.2
76.0
72.2
76.2
17.1
12.2
10.6
9.1
Тпл,
о
С
29.1
30.5
30.4
83.8
98.5
99.0
термобарических условиях. В составе газов количество метана колеблется от 64.1-68.3% (Куаныш,
скв.№№1, 5, 6, J 2) до 90.7-94.8% (Центральный
Кушкаир, скв.№1, J2) (табл.5).
Значительное количество азота (6.6-10.2%)
содержится в нижне- и среднеюрских газах из скважин №№ 2, 5, 8, 11 Акчалака и скв.№1 Куаныша.
Повышенным содержанием N2 характеризуются
также газы месторождения северо-западной бортовой зоны Куаныш-Коскалинского вала, осложненной Аламбекским и Восточно-Аламбекским
глубинными разломами.
На Шахпахтинской ступени газовые и газоконденсатные залежи (Шахпахты, Джел) залегают в
умеренных термобарических условиях (Рпл - 15.0-26.3,
Тпл - 54.3-82.4 оС). Газы сухие (С2+высшие – 2.5-5.3%)
с низким содержанием конденсата (2-13.7 г/м3).
Количество азота в газах составляет 6.5-13.0%.
На
юго-восточном
склоне
ЦентральноУстюртской зоны поднятий (Шорджинское поднятие) из карбонатных коллекторов поднижнесолевых толщ верхнекарбон-нижнепермского возраста
в скважине №1 Азия Жолбарысы получен азотный
газ с дебитом 10-15 тыс.м3/сут с аномально высоким (Кан=1.52) давлением (табл.6). В компонентном
составе газа из интервалов 3595-3528 м, 3528-3490 м
Химический состав газов залежей Устюртского региона
8
15.3
11.5
16.2
14.2
Рпл,
МПа
Таблица 5
Геологогеохимические
параметры
Судочий прогиб
(Урга, Дали, Сургиль и др.)
Куаныш-Коскалинский вал
(Акчалак, Куаныш,
Западный Барсакельмес)
Шахпахтинская
ступень
(Шахпахты, Джел)
Возраст
J3, J2
J2, J1
J3, J2
Глубина, м
1470-3660
2588-3381
1688-2658
Начальная пластовая
температура по кровле
верхней юры, оС
45.0-113.8
89-114
54.3-82.4
Начальное пластовое
давление по кровле
верхней юры, МПа
11.9-25.4
13.9-29.1
15-22.2
Состав газа,
% объём.: метан
85.0-92.2
64.1-94.8
84.3-91.1
С2+ высшие
7.0-11.8
3.8-28.7
1.9-3.8
Азот
0.4-3.6
3.5-10.2
6.5-13.8
Углекислый газ
0.3-1.6
1.1-4.8
0.3-1.5
Гелий
0.002-0.02
0.01-0.076
0.02-0.068
Водород
0.003-0.4
0.02
0.03
2015 3
№1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
Таблица 6
Результаты газохроматографического анализа проб
свободных газов скважины №1 - Азия Жолбарысы
Интервал Возраст
отбора, отложений
м
3595-3528
3528-3490
С1-Р1
Характер
газопроявления,
дебиты
Содержание, % объемные
С1
С2
С3
0.229
0.003
0.002
Азотный газ с
Qг= до 7.614 тыс.м3/сут 0.150
0.002
Азотный газ с
Qг = 10 - 15 тыс.м3/сут,
Qв = 40 - 57 м3/сут,
Рпл – 54.93 МПа;
Тпл – 118.5 оС
C4 С5+С6
-
-
Не
Н2
О2
N2
CO2
0.0005 0.0002
90.9
2.1
0.0001
93.2
3.9
0.580 0.04
0.02
0.0001 0.6 93.3 3.5
0.190
0.0001
- 95.7
Слабый приток
Р1
УВ газа
37.3
4.3
2.2 1.2 0.63
0.0003 2.2 48.1 1.2
2964-2936
38.7
4.4
2.2 1.2 0.52
0.0003 1.9 47.4 1.3
и 3486-3425 м, главной составляющей является азот отмечается по содержанию азота (более 90%), и по
(90.9-95.7%), а сопутствующими - диоксид углерода возрасту вмещающих отложений (нижняя пермь),
(2.1-3.9%) и углеводородные газы – метан (0.150- по вещественному составу (красноцветные молас0.229%), этан (0.002-0.04%) и пропан (0.002-0.02%). совые образования), наличию значительных по
Бутан, гептан и гексан отсутствуют. Гелий составляет мощности (свыше 1000 м) соленосных отложений,
0.0001-0.0002%. Резко отличается от них газ (объект обеспечивающих высокую закрытость недр и хоро№V) из надверхнесолевой сульфатно-карбонатно- шую сохранность газовых залежей. Для сравнения
терригенной толщи нижней перми, отобранный отметим, что в Северо-Западной Европе (скважигипсометрически выше более чем на 500 м. В нем ны Веттенбостель, Горлебен) залежи азотного газа
приблизительно в равных количествах присутствуют (более 75% азота) концентрировались, главным
азот (47.4-48.1%) и УВ-газы (сумма СН4-С4Н10 = 45.67- образом, в пермских отложениях (ротлигендес)
46.99%). Углекислый газ составляет 1.2-1.3%, водород под соленосной (эвапоритовой) покрышкой цех– 0.0003%. В целом, по разрезу скважины с глуби- штейна. В Польше (Гарки, Богдай-Утехов) азотные
ной наблюдается возрастание концентрации азота и залежи связаны с отложениями трещиноватых
коллекторов главного доломита цехштейна.
уменьшение содержания УВ газов.
При всей очевидной близости условий формироТакие же высокоазотные газы, но с вышекларковым содержанием гелия (0.165-0.694%) ранее вания азотных газов на площади Азия Жолбарысы
были обнаружены в отложениях подсоленосной (Устюртский регион, Узбекистан) и на местосредне-верхнеугленосной свиты нижнепермско- рождениях «Учарал», «Амангельды», «Анабай»
го возраста (глубина 915-1300 м) и в красноц- и «Айракты» (Чу-Сарысуйская НГБ, Казахстан),
ветах верхнего девона – нижнего турне (глуби- предстоит дальнейшая кропотливая исследована 1621-2534 м) в Чу-Сарысуйском нефтегазонос- тельская работа (включая изотопные исследования
ном бассейне (месторождения «Амангельды», метана и азота), которая в будущем позволит про«Анабай», «Айракты», «Северный Арал», «Учарал- яснить вопрос относительно генезиса азотных газов
Кемпиртюбе», «Кумырлы»). Причем, аналогия в Устюртском регионе.
3486-3425
Выводы
В природных газах УВ залежей НГБ Узбекистана концентрации азота варьируют в широких пределах:
от долей процента и до практически чистых азотных залежей.
В пределах Бухаро-Хивинского региона газы, независимо от типа залежей и глубины залегания, в
основном содержат околофоновое количество азота, при этом отмечается слабая тенденция снижения
его содержания с глубиной. В регионально нефтегазоносных комплексах карбонатной формации юры
содержание азота в среднем ниже, чем в нижнемеловых отложениях.
В Ферганском регионе азотные газы, независимо от места расположения залежей, встречаются преимущественно в меловых и юрских образованиях.
В Сурхандарьинском регионе попутные палеогеновые газы нефтяных месторождений наиболее обогащены азотом, по сравнению с газами Ферганского региона.
В Устюртском регионе природные газы юры имеют неодинаковый химический состав: метановые,
низкоазотные, азотные и высокоазотные. Азотная залежь в скважине №1 - Азия Жолбарысы связана с
красноцветными отложениями поднижнесолевой толщи верхнекарбон-нижней перми и нижней перми.
Такой разнообразный состав газов Узбекистана, по-видимому, обусловлен не только типом исходной
органики, степенью ее катагенетической преобразованности, но и влиянием глубинных факторов.
Учет закономерностей распределения азота в газах и знание факторов, влияющих на его содержание,
позволят прогнозировать его концентрации и повысить достоверность геологических моделей локальных объектов при освоении новых площадей.
9
2015 №1
ELMİ ƏSƏRLƏR • PROCEEDINGS • НАУЧНЫЕ ТРУДЫ
Литература
References
1. Г.С.Абдуллаев, Н.М.Акрамова, М.М.Муминджанова
и др. Геохимическая характеристика юрских газов и
газоконденсатов Судочьего прогиба Устюртского региона //Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений. – М.: ОАО, 2008. №9. С.32-34.
2. А.Н.Гусева, Л.А.Файнгерш. Условия накопления
азота в природных газах на примере ЦентральноЕвропейского и Чу-Сарысуйского нефтегазоносных
бассейнов // Докл. АН СССР, 1973, Т. 209. №2. С.466-468.
3. Л.М.Зорькин, И.С.Старобинец, Е.В.Стадник.
Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. – М.: Недра, 1984.
4. В.Е.Нарижная. Природные газы Средней Азии.
–М.: Недра. 1976.
5. С.П.Максимов, Е.Мюлер, Т.А.Ботнева и др. О происхождении высокоазотных залежей газа //Советская
геология. -1975. -№1. -С.111-116.
6. Д.Сиражидинов. Геохимия углеводородных флюидов мезо-кайнозойских отложений Узбекистана. –
Ташкент: Фан, 1982.
7. В.А.Соколов. Геохимия газов земной коры и атмосферы. – М.: Недра, 1966.
8. И.С.Старобинец, Ф.З.Сагидова. Геохимия нефтей и
газов Ферганской депрессии. Ташкент: АН УзССР, 1963.
9. В.В.Тихомиров. О парагенезисе соленосных толщ и
ассоциирующих с ними залежей молекулярного азота //
Литология и полезные ископаемые. -1980. -№3. -С.108-116.
10. Дж.Хант. Как образуется газ? /В кн. Геохимии и
геология нефти и газа. – М.:МИР, 1982.
1. G.S.Abdullaev, N.M.Akramova, M.M.Mumin-djanova
i dr. Geoximicheskaya xarakteristika orskix gazov i
gazokondensatov Sudochgego progiba Ustortskogo regiona
//Geoloqiya, geofizika i razrabotka neftyanyx i gazovix
mestorojdeniy. – M.: OAO «VNIIOGNG», 2008. №9. S.32-34.
2. A.N.Guseva, L.A.Fayngersh. Usloviya nakopleniya
azota v prirodnıx gazax na primere UentralgnoEvropeyskogo i Chu-Sarysuyskogo neftegazonosnyh
basseynov //Dokl. AN SSSR, 1973, T.209. №2. S.466-468.
3. L.M.Zorgkin, I.S.Starobineu, E.V.Stadnik. Geoximiya
prirodnıx gazov neftegazonosnix basseynov. – M.: Nedra,
1984. S.128-132.
4. V.E.Narijnaya. Prirodnie gazi Sredney Azii. –M.:
Nedra. 1976. S.232.
5. S.P.Maksimov, E.Moler, T.A.Botneva i dr. O
proisxojdenii vısokoazotnıx zalejey gaza //Sovetskaya
geologiya. 1975. №1. S.111-116.
6. D.Sirajidinov. Geoximiya uglevodorodnyx fluidov
mezo-kaynozoyskix otlojeniy Uzbekistana. – Tashkent:
Fan, 1982. S.147.
7. V.A.Sokolov. Geoximiya gazov zemnoy kory i
atmosferı. – M.: Nedra, 1966. S.304.
8. I.S.Starobinets, F.Z.Sagidova. Geoximiya neftey i gazov
Ferganskoy depressii. Tashkent: AN UzSSR, 1963. S.156.
9. V.V.Tixomirov. O paragenezise solenosnix tolsh
i assouiiruohix s nimi zalejey molekulərnogo azota //
Litologiya i poleznie iskopaemie. 1980. №3. S.108-116.
10. Dj.Xant. Kak obrazuetsa gaz? /V kn. Geoximii i
geologiə nefti i gaza. – M.:MİR. 1982. S.186-225.
Distribution of nitrogen in gas of hydrocarbon deposits
of oil and gas bearing basins of Uzbekistan
G.S.Abdullayev, N.U.Mukhutdinov, N.M.Akramova, Kh.T.Utabova
(NHC «Uzbekneftegaz» Society Institute
of «Geology and prospecting oil and gas deposits»)
Abstract
Materials obtained in various stratigraphic unit deposits at Bukhara-Khiva, Ferghana, SurkhanDarya regions were analyzed in order to study nitrogen distribution in free and associated gas in
hydrocarbon deposits (HD) of Uzbekistan. Regularities of nitrogen distribution in gas and factors
affecting its content, allow to predict its concentration and to increase the geological models
reliability at local objects when new areas development.
Özbəkistanın neftli-qazlı hövzələrinin karbohidrogen
yataqlarındakı qazlarda azotun paylanması
Q.S.Abdullayev, N.U.Muhutdinov, N.M.Akramova, X.T.Utabova
(«Özbəkneftqaz» MHK «Neft və qaz yataqlarının
kəşfiyyatı və geologiyası İnstitutu» ASC)
Xülasə
Özbəkistanın karbohidrogen yataqlarının sərbəst və səmt qazlarında azotun paylanmasını
öyrənmək məqsədi ilə Byxara-Хivin, Fərqanə, Surxan-Dərya regionlarının yataqlarının müxtəlif
stratiqrafik kompleksləri üzrə əldə edilmiş materiallar təhlil edilmişdir. Qazda azotun paylanma
qanunauyğunluqlarının nəzərə alınması və onun tərkibinə təsir edən faktorlar haqqında məlumata
malik olmaq qazın qatılığını proqnozlaşdırmağa və yeni sahələrin mənimsənilməsi zaman lokal
obyektlərin geoloji modellərinin dəqiqliyini yüksəltməyə imkan verəcəkdir.
10