Отражение процессов формирования залежей природных газов в изотопном составе их углерода » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Отражение процессов формирования залежей природных газов в изотопном составе их углерода

16.04.2021

Возможность использования изотопных данных для выяснения условий формирования залежей природного газа требует знания не только первичных изотопных эффектов, сопровождающих образование углеводородов, но и, в значительной степени, вторичных, возникающих в процессе их миграции. В связи с этим фракционирование изотопов углерода при миграции газа приобретает исключительную важность. Как известно, углеводородные газы представляют собой довольно подвижную систему. Миграция газа в земной коре может происходить как вследствие диффузии через слабо проницаемые перегородки, так и вследствие фильтрации по сообщающимся порам и всевозможным тектоническим нарушениям.

Как показали проведенные нами расчеты, при диффузии газа от залежи к поверхности имеет место изотопное фракционирование с ощутимой величиной изотопного эффекта. В природных условиях этот эффект мы наблюдали на месторождениях Волгоградской области. Так, в пределах газовых месторождений Саушинское (bC13 от -4,90 до -5,38%) и Верховское (bC13 от -4,38 до -4,99%) было замечено последовательное увеличение содержания легкого изотопа при переходе от нижних пластов к верхним.

При фильтрации однофазового газообразного флюида изотопное разделение теоретически отсутствует. Однако, поскольку миграция газа происходит в горных породах, насыщенных водой, необходимо учитывать взаимодействие между отдельными частями трехфаэной системы газ-вода-горная порода. В результате этого взаимодействия возникают явления сорбции, растворения и дегазации. Проведенные нами эксперименты показали наличие изотопного эффекта при растворении газа в воде: преимущественно растворялись легкоиэотопные молекулы. Величина изотопного эффекта составляла 0,1-0,2%. Изотопный эффект при сорбционных процессах мы наблюдали на шахтных газах Донбасса. Сорбированный газ по сравнению со свободным был обогащен изотопом С в среднем на 1,5%. Экспериментальные исследования этого эффекта показали, что в зависимости от химической природы сорбента сорбционные процессы могут сопровождаться как облегчением, так и утяжелением углерода мигрирующего газа.

Нами (совместно с Т.П. Сафроновой) были изучены адсорбционно-хроматографические изотопные эффекты при фильтрации газового раствора через модельный керн. Опыты проводились на специальной установке и заключались в следующем. В сосуде высокого давления изучаемые углеводороды (природный газ, тоуол) переводились в однофазное состояние, а затем газовый раствор подавался в модельный керн, приготовленный из смеси глины, маршаллита и песка (проницаемость около 0,015 млд). Фильтрация газового раствора осуществлялась при давлениях (350-400 ± 20 атм), превышающих давление насыщения за счет перепада на концах керна. Перед началом и в ходе опыта определялся изотопный и химический состав, а также количество углеводородов в газовом растворе, выходящем из керна.

При фильтрации газового раствора происходит разделение изотопов углерода газообразных (до 1%) и жидких (до 0,3%) углеводородов, причем одновременно растут концентрация углеводородов и содержание изотопа С12 в газовой фазе. По мере прохождения газового раствора через керн происходит хроматографическое разделение углеводородов, которое сопровождается изотопным фракционированием. Обнаруженный эффект объясняется тем, что предпочтительнее сорбируемые тяжелые (жидкие) углеводороды вытесняют ранее сорбированные изотопнолегкие молекулы метана.

При совместной миграции нефти и газа в однофазовом газообразном состоянии возможна последующая их дифференциация вследствие изменения термодинамических условий. Качественная и количественная оценка возникающего при этом изотопного эффекта была сделана нами экспериментально. Суть эксперимента сводилась к следующему: смесь природного газа и нефти в весовом отношении 1:1 в специальном реакторе переводилась в однофазовое газообразное состояние при P = 550 атм и T = 100°C. Затем давление постепенно снижалось до 450, 350, 250 и 100 атм. Уже первоначальное снижение давления сопровождалось выпадением жидкой фазы и при 100 атм вся нефть перешла в жидкое состояние. В процессе образования двухфазовых систем и после установления между фазами термодинамического равновесия из них отбирались пробы газа на изотопный анализ, результаты которого приведены в табл. 5.

Как видим, начиная с 450 атм, когда происходит образование двухфазовой системы, метан газовой фазы оказался обогащенным легким изотопом по сравнению с метаном жидкой фазы. Установление этого эффекта в лабораторных условиях приобретает исключительную важность, особенно в связи с обнаружением в природных условиях эффекта обогащения легким изотопом метана сухих газовых месторождений (или залежей) по сравнению с метаном, связанным с нефтью.
Отражение процессов формирования залежей природных газов в изотопном составе их углерода

Подводя итог возможным вторичным эффектам, возникающим в процессе миграции газа, следует подчеркнуть, что они в целом не перекрывают первичные изотопные эффекты, обусловливающие генетические различия природных газов. Наряду с этим изотопное фракционирование, имеющее место при миграции газа, может быть использовано для выяснения направленности перемещения углеводородов и условий формирования нефтегазовых месторождений.

Учитывая все вышеизложенное, попытаемся с позиций изотопного состава углерода рассмотреть вопросы формирования месторождений нефти и газа на примере Амударьинского нефтегазоносного бассейна и Волгоградского Поволжья.

Амударьинская синеклиза. Газы Амударьинского нефтегазоносного бассейна характеризуются сравнительно узким диапазоном вариаций изотопного состава углерода метана (bC13 от -3,07 до -4,10%) и в целом относительно более тяжелым углеродом по сравнению с другими бассейнами страны. Высокое содержание тяжелого изотопа в газах мезозойских отложений свидетельствует о высокой степени метаморфизма исходного органического материала.

Условия миграции и формирования месторождений Амударьинского бассейна связаны с особенностями геологического строения региона. По характеру распределения изотопов углерода в газах формирование месторождений является многостадийным процессом, сопровождающимся адсорбционно-хроматографическим, сепарационным и дифференциальным разделением углеводородов при миграции.

Плавное изменение величины bC13 по разрезу месторождений Газли, Гугуртли наряду с изменением в этом направлении концентрации отдельных компонентов и содержания газоконденсата обусловлено вертикальной миграцией углеводородов. Комплекс изотопно-геохимических данных свидетельствует о том, что при формировании аналогичных типов месторождений имело место адсорбционно-хроматографическое разделение углеводородов.

Различия в изотопном составе углерода метана газоносных (bC13 от -3,7 до -4,0%) и нефтегазоносных (bC13 от -3,27 до -3,7%) горизонтов, выявленное нами на месторождении Газли, позволяет считать, что формирование этого месторождения связано с миграцией газообразного флюида в северо-восточном направлении со стороны прилегающего прогиба и дифференциацией его при снижении давления.

Высоким содержанием тяжелого изотопа (bC13 от -3,07 до -3,73%) отличаются газы месторождений с нефтяной оторочкой и газоконденсатного типа (Адамташ, Уртубулак и др.). На месторождениях Денгизкульского поднятия обнаруживается направленное уменьшение содержания изотопа bC12 в метане от свода к нефтяной оторочке (bC13 от -3,65 до -3,2%) и отличие по изотопному составу конденсата (bC13 - 2,66%) от нефти (bC13 - 3,09%). Величина изотопного сдвига и изменение компонентного состава показывают, что формирование месторождений этого типа обусловлено процессами многократного ретроградного испарения.

Изменение физико-химических свойств флюидов и изотопного состава углерода метана прослеживается по региональному погружению пластов. Эта данные позволяют выделять процессы как латеральной, так и вертикальной миграции, что свидетельствует о высокой роли регионально выдержанных покрышек при формировании залежей нефти и газа. Газы подсолевых и надсолевых отложений Амударьинской и Мургабской впадин характеризуются сходной величиной bС13. В связи с этим можно считать, что на большей части территории соляно-ангидритовая толща является надежным экраном и способствует процессам латеральной миграции, а перетоки углеводородов обнаруживаются на структурах приразломного типа. В бортовых частях Амударьинской впадины проявляются сепарационные свойства соленосных и глинистых отложений, что способствует разделению нефти и газа при формировании многопластовых месторождений. Близкие величины bC13 юрских и меловых газов свидетельствуют об их генетическом единстве.

В целом для эпигерцинской платформы по изотопным данным можно выразить следующий ряд типов залежей, отражающих последовательность их формирования и характеризующихся постепенным обогащением легким изотопом С12: газоконденсатные — газонефтяные — нефтяные — газовые — газовые шапки; средние величины составляют соответственно: -3,2%, -3,5% до -4,0%, -3,6 до -4,1%, - 4,0%.

Согласно изотопным данным, среднеазиатская часть платформы представляет собой преимущественно газоносную территорию при незначительном количестве жидких углеводородов. Характер изменения типов залежей и изотопного состава углерода их углеводородов показывает, что в недрах на больших глубинах наиболее вероятно формирование газовых скоплений с газоконденсатом.

Нижнее Поволжье. Изменение изотопного состава углерода газов по стратиграфическому разрезу отложений Нижнего Поволжья и по площади отдельных горизонтов позволило выделить различные генетические типы газов.

Первая группа - изотопно более тяжелые газы (bC13 от -3,62 до -4,9%), распространенные по всему стратиграфическому разрезу от среднего девона до верхнего карбона. Это газы газовых и газонефтяных залежей, связанные с единым процессом нефтегазообразования. Причем, как свидетельствуют изотопные данные, источником генерации углеводородов являются отложения терригенного девона. Так, в пределах многопластовых месторождений (Коробковское, Жирновское, Арчединское) установлен одинаковый диапазон колебания величины bC13 для метана терригенного и карбонатного девона, а также среднего карбона. Изотопный состав углерода газов этой группы не совпадает со стадиями преобразования органического вещества, что свидетельствует об их миграционной природе.

В региональном плане по мере погружения пластов увеличивается в газах концентрация гомологов метана и общий молекулярный вес углеводородов, а содержание легкого изотопа углерода уменьшается. Подобная тенденция изменения величины bC13 отмечается для газов отложений карбона, терригенного и карбонатного девона и является признаком их генетического единства.

Распределение изотопов углерода в газах по площади показывает, что изотопно более тяжелый метан, связанный с нефтью, приурочен к центральным погруженным частям территории, которые соответствуют древним внутриплатформенным впадинам. На основании этого можно сказать, что процессы нефтегазообразования были развиты в отложениях терригенного комплекса девона. Во флексурно-разрывных зонах создавались благоприятные условия для вертикальной миграции углеводородов. Общим направлением движения было перемещение нефти и газа в сторону приподнятых блоков из древних впадин.

Вторая группа - изотопно легкие (bC13 до -5,5%), сухие газы, приуроченные к отложениям верейского и частично задоноелецкого горизонтов. Эти газы характеризуют процессы газообразования на ранних стадиях изменения органического вещества, что соответствует погружению на глубину около 1500 м.

Подобные генетические группы газов выделяются на месторождениях вала Карпинского.

В приподнятой части вала развиты две группы газов: изотопно-тяжелые (bC13 от -4,4 до -4,7%) и легкие (bC13 до -5,1%) ,пространственное размещение которых контролируется положением в разрезе осадочных отложений и блоковым строением месторождений. Изотопно более тяжелый метан (bC13 до -4,28%) обнаружен в газоконденсатных залежах на южном склоне вала. Газы верхнемеловых отложений являются изотопно-легкими (bC13 до -5,7%) и, видимо, сингенетичными вмещающим отложениям. Сопоставление изотопных данных показывает, что в нижнемеловых отложениях наиболее вероятна миграция углеводородов, направленная с юга в сторону осевой части вала.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: