Генезис неуглеводородных компонентов газов нефтяных и газовых месторождений » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Генезис неуглеводородных компонентов газов нефтяных и газовых месторождений

16.04.2021

В составе свободных и растворенных в нефтях газов кроме углеводородов часто присутствуют углекислый газ, азот к сероводород. Содержание каждого из них и взаимоотношение с другими неуглеводородными и углеводородными компонентами может очень сильно изменяться. Неуглеводородные компоненты в составе нефтяных газов, как свободных, так и растворенных, в некоторых случаях могут присутствовать в значительных количествах. В осадочных отложениях в разрезе нефтегазоносных территорий встречаются газы, в которых содержится до 50% азота, до 10% CO2, до 15% H2S.

Прогнозирование состава газа требует изучения особенностей образования и закономерностей распределения не только метана и его гомологов, но и азота, углекислого газа, сероводорода, присутствие которых в нефтяных газах в значительных количествах резко снижает их товарную ценность. Генезис неуглеводородных компонентов газов очень сложен и весьма разнообразен. Они могут генерироваться совместно с углеводородными компонентами органическим веществом материнских пород, могут поступать из глубинных "неорганических" источников, возникать в результате окисления нефтей и разрушения залежей, обогащать нефтегазовые смеси в процессе их миграции и т.д.

Содержание неуглеводородных компонентов в нефтяных газах (растворенных в нефтях), не подвергшихся вторичным изменениям, сравнительно небольшое. В изменении этих компонентов намечаются определенные закономерности как локального, так и регионального характера.

Углекислый газ. CO2 встречается как в свободных газах, так и в попутных. Обобщенные данные по нефтяным (растворенным) газам России показали, что количество CO2 изменяется в среднем от 1% до 10%. Наиболее обогащены CO2 газы, растворенные в молодых нефтях. Несколько повышенное содержание CO2 отмечается в нефтях верхнего мела и нижнего карбона. Минимальные содержания CO2 характерны для газов, растворенных в девонских нефтях (рис. 1). Примерно такая же закономерность отмечается и для нефтяных газов Волго-Уральского региона (рис. 1). Интересны закономерности изменения содержания CO2 в нефтяных газах Западного Предкавказья. Содержание CO2 значительное (до 30%) в нефтях наиболее молодых неогеновых отложений, постепенно уменьшается в нефтях залежей нижнего мела и юры до 1%. Повышенное и очень высокое содержание (до 50%) CO2 в молодых неогеновых нефтях в данном регионе связано прежде всего с интенсивностью окислительных процессов как органического вещества, так и нефтей. Содержание CO2 в нефтях неогеновых залежей, не подвергшихся окислению, в среднем составляет около 1%.

В газах газовых залежей Западного Предкавказья CO2 содержится в значительно меньших количествах, чем в растворенных в нефтях газах (0,1-7%). В свободных газах в распределении углекислого газа по разрезу отмечается четкая закономерность: количество CO2 резко повышено в верхней части разреза (до 7%). С глубины 1000 м до 1500 м содержание CO2 уменьшается (до 1%), затем до глубины 2300 м остается постоянным, а ниже вновь возрастает (до 4-5%).

В верхней части разреза газовые залежи встречены в основном в плиоцене. Содержание углекислых газов в них очень сильно варьирует, независимо от глубины залегания. На одних и тех же глубинах встречены газы с содержанием кислых газов от 0,1% до 7%.

Для мезозойских газов наблюдается явная тенденция увеличения содержания кислых компонентов с увеличением глубины залегания горизонта. Вряд ли это можно объяснить большей разрушенностью залежей. По-видимому, следует предположить дополнительный глубинный источник поступления CO2. Это отмечается лишь для меловых горизонтов, залегающих в некоторых районах вблизи фундамента (Ейско-Березанском).

В Терско-Каспийском прогибе содержание CO2 в газах, растворенных в миоценовых нефтях, изменяется от 1% до 20%. Максимальные содержания отмечаются в газах, растворенных в нефтях, приуроченных к самым верхним частям разреза (до 500-1000 м). Для большей части исследуемых образцов содержание CO2 составляет 2%.

В газах, растворенных в нефтях верхнего мела, около 30% всех образцов содержат 1—1,5% CO2 и 20% образцов имеют очень низкие концентрации углекислого газа — до 0,5%. Содержание углекислого газа свыше 4% имеют единичные образцы.

Содержание кислых компонентов в нефтяных газах нижнего мела Терско-Каспийского прогиба изменяется от 0,5 до 3%. Максимальное количество образцов имеет содержание CO2 до 0,5%.

В пределах всего Терско-Каспийского прогиба не наблюдается общей закономерности изменения содержания CO2 в растворенном газе с увеличением глубины залегания горизонтов. На одних и тех же глубинах в Предгорном Дагестане содержание углекислого газа в несколько раз выше, чем в Терско-Сунженской зоне. Рассматривая изменения концентрации CO2 в попутных газах разных тектонических регионов, можно отметить следующее.

Наиболее высокие концентрации CO2 в попутных газах характерны для миоценовых отложений передовых альпийских прогибов. В пределах последних высокие концентрации CO2 отмечаются для антиклинальных зон с наибольшей тектонической нарушенностъю. Так, в Западно-Кубанском прогибе высокие концентрации CO2 отмечались в попутных газах Калужской антиклинальной зоны. Калужская зона антиклинальных складок приурочена к южному борту Западно-Кубанского прогиба. По характеру структур она подразделяется на две части — западную, представленную в основном диапировыми складками, и восточную, где встречены антиклинальные складки нормального строения.

Наиболее высокие концентрации CO2 (4—6%) отмечались в попутных газах миоценовых отложений западной части Калужской антиклинальной зоны с широким развитием диапиризма в олигоцен-миоценовых отложениях. Залежи нефти с высоким содержанием CO2 в попутных газах приурочены к небольшим глубинам (менее 1000 м).

Высокое содержание CO2 (до 27%) отмечается также в попутных газах миоценовых нефтей наиболее сложно построенной антиклинальной зоны Северного Кавказа (Азовской зоны), осложненной многочисленными дизъюнктивными нарушениями.

В большинстве случаев кислые газы приурочены к тяжелым, смолистым нефтям в сарматских, каратанских и чокракских отложениях, залегающих на небольших глубинах. В Терско-Каспийском прогибе самые высокие концентрации CO2 (до 30%) также связаны с попутными газами миоценовых отложений в наиболее нарушенных структурах (надвиги Терской и Сунженской зон), где нефти залегают на небольших глубинах.

В мезозойских отложениях этого же прогиба в попутных газах встречены довольно низкие концентрации CO2, но, несмотря на это,отмечается четкая закономерность возрастания CO2 в попутном газе от наиболее погруженной части прогиба к северному приподнятому борту, где шли более интенсивно процессы разрушения залежей.

В попутных газах как молодых, так и древних платформ концентрации CO2 гораздо ниже, чем в прогибах. Для Волго-Уральской провинции максимальные концентрации CO2 в попутных газах (до 3%) девона и карбона отмечаются для зоны сочленения Южного склона Татарского свода, Мелекесско-Радаевской впадины и северной части Жигулевско-Пугачевского свода. Более высокие содержания CO2 в попутных газах этого района связаны также с разрушением залежей в результате сложной перестройки структурного плана, повлекшим за собой переформирование залежей в более позднее геологическое время.

Приведенные выше данные позволяют утверждать, что возрастание концентрации CO3 в попутных газах связано в основном с разрушением залежей и окислением нефтей.

Известно, что на всех стадиях преобразования органического вещества образуется CO2. В общей сумме летучих продуктов CO2 составляет, по данным В.А. Успенского, на стадии углефикации от буроугольной до каменноугольной 53,6%, до антрацитовой - 18,4% и до графитовой — 9,3%. Учитывая повышенную растворимость CO2 в водах, вряд ли можно ожидать, что в залежах нефти и газа сохраняется высокое содержание "первичного" CO2, образовавшегося при метаморфизме органического вещества. Повышенное содержание CO2 в попутных газах связано в основном с вторичными процессами, главное место среди которых занимает окисление нефтяных УВ. Об этом же свидетельствуют и данные по изотопному составу углерода CO2 в изученных нами попутных газах.

С целью выяснения влияния процессов окисления углеводородов на изотопный состав CO2 были исследованы образцы, отобранные на месторождениях Западного Предкавказья, Волго-Уральской области, а также изотопный состав углерода некоторых нефтей и поставлены опыты по их бактериальному окислению.

Изотопный состав углерода исследованных проб CO2 колеблется в пределах до 30°/оо. Как видно на гистограмме (рис. 2), исследованные образцы CO2 подразделяются на две группы, из которых одна значительно более обогащена С12 (bC13 от -10,0 до -25,0 промилле) по сравнению с другой (bC13 от -5,0 до 7,0 промилле). В первую группу газов с сильно облегченным CO2 попадают газы Абино-Украинского, Некрасовского, Баракаевского месторождений и угленосного горизонта Арланского месторождения. Ко второй, более многочисленной группе относятся газы Анастасиевско-Троицкого, Северо-Камышанского, Кудако-Киевского, Нефтегорского, Северо-Хадыженского, Зыбза-Глубокий Яр, Карского и каширского горизонта Арланского месторождений.

Как видно из рис. 3, составленного по данным авторов и литературным материалам, максимальное обогащение CO2 легким изотопом наблюдается в случае ее образования при окислении углеводородов в залежи. Данные опытов В.Л. Мехтиевой показали, что изотопный состав CO2, образующегося при бактериальном окислении нефти, может как облегчаться, так и утяжеляться в зависимости от условий окисления по сравнению с исходной нефтью.

При анаэробном окислении образовывался CO2 со значением bC13 = -17,3; -18,3 промилле. При аэробном окислении образующийся CO2 был значительно легче и содержание С12 в нем последовательно возрастало: -28,5; -33,4; -34,4 промилле.

Изучение изотопного состава углерода нефти из угленосного горизонта Арланского месторождения но казало, что значение bС13 в ней составляет -29,34 промилле. bC13 CO2 угленосного горизонта Арланского месторождения составляет -26,3 промилле.

Эти факты свидетельствуют о том, что CO2 угленосного горизонта Арланского месторождения образовалось в результате анаэробного бактериального окисления нефтей. Данные нефти несут на себе следы окисления: их плотность очень высокая, содержание легких фракций порядка 19,2%, в них содержится большое количество смолисто-асфальтеновых компонентов (41,9%) и серы (1,72%).

Особенность изотопного состава CO3 каширского горизонта этого же месторождения - большая обогащенность его тяжелым изотопом (bC13 = -4,0 промилле), несмотря на явные признаки окисления нефти, не позволяет объяснять образование CO3 в попутных газах этого горизонта только за счет окисления нефтей. Возможно, основная масса CO3 образовалась за счет выщелачивания CO3 из карбонатов. Углекислый газ (CO2), образующийся за счет выщелачивания или термометаморфизма карбонатов, как правило, обогащен тяжелым изотопом углерода. Углекислота, образовавшаяся в этих процессах, близка по SC13 карбонатам.

В Западном Предкавказье одна часть исследованных образцов CO2 имела более легкий изотопный состав углерода (5С13 от -10,0 до -23,8 промилле), другая - обогащена С13 (от -7,2 до +0,2 промилле).

Сопоставление данных об изотопном составе углерода CO2 нефтяных газов Западного Предкавказья с bC13 нефтей этих же отложений свидетельствует об обогащении CO2 углеродом C13 по сравнению с нефтями. Это указывает на значительную роль анаэробного окисления нефтей в данном регионе. Образование CO3 с тяжелым изотопным составом углерода, имеющего значения bC13, близкие к морским карбонатам, связано, по всей вероятности, с процессами термометаморфизма карбонатов. Роль глубинного CO2 в составе нефтяных газов по имеющимся данным оценить в настоящее время трудно.

Приведенные выше данные по изотопному составу углерода CO2 подтверждают выводы о том, что CO2 в нефтяных газах образовался главным образом, за счет окисления нефтей, второе место занимают процессы выщелачивания CO2 из карбонатов.

Азот. Обобщение данных по составу растворенных в нефтях газов для Европейской части Советского Союза показывает определенную закономерность в изменении количества азота. Отмечается общая тенденция возрастания азота с увеличением возраста вмещающих нефть отложений. Содержание азота очень незначительно в газах молодых отложений (1%), постепенно увеличивается при переходе к меловым (5%) и пермским (7%). Максимум в содержании азота отмечается для газов среднего карбона (20%). Средние содержания азота в газах нижнего карбона и девона несколько ниже, но также значительны (12—15%).

Рассмотрение закономерностей в изменении азота в газах отдельных регионов показывает, что количество азота в газах каждого региона существенно варьирует. В газе растворенном в нефтях Западного Предкавказья встречен азот от долей процента до 17%. Большое содержание азота - очень редкий случай. В газах молодых нефтей содержание азота незначительное (максимум 2%), увеличиваясь к меловым и юрским (до 4%).

По содержанию азота для данного региона намечается корреляция между его количеством и определенными литолого-стратиграфическими продуктивными комплексами. В некоторых случаях отмечаются значительные колебания в содержании азота в газах, растворенных в нефтях одних и тех же горизонтов, что связано, по-видимому, с разной степенью сохранности залежи. Количество азота в свободном газе данного региона значительно ниже — от 0,1% до 9%.

По содержанию азота свободные газы подразделяются на две группы, одна из которых с содержанием до 9% встречена в верхней части разреза (до 2000 м), а вторая с содержанием до 6% - в более глубокой части разреза. Повышенное содержание азота отмечается для меловых газов (до 10%), меньше в плиоценовых (до 5%), еще меньше в юрских и палеогеновых (до 3%). Во всех указанных выше литолого-сгратиграфических толщах количество азота в газе очень сильно варьирует. Самое высокое содержание азота в меловых газах встречено в верхних частях разреза, там, где меловые отложения залегают на глубине 1000—1500 м. Это явно связано с миграционным эффектом. При миграции газа азот опережает все остальные компоненты. Вот почему им, так же как и метаном, обогащены газы верхней части разреза независимо от стратиграфической принадлежности.

В газах, растворенных в нефтях Терско-Каспийского прогиба, содержания азота более низкие (0,3—5%). Азота в газах, растворенных в миоценовых нефтях Терско-Сунженской зоны, встречено мало. Около 70% всех проб содержат примерно от 1 до 2% азота. В газах, растворенных в нефтях верхнего мела, азота еще меньше (от 0,3 до 0,6%), Количество азота в газах, растворенных в нефтях нижнего мела, также небольшое, оно колеблется от 0,5 до 5%. Максимальное число образцов (60%) содержит до 0,5% азота. В нефтяных газах юрских отложений азота содержится менее процента. Соотношение азота и аргона приближается к воздушному; можно предположить, что почти 60% азота имеет воздушное происхождение.

В Терско-Каспийском прогибе в верхней части разреза мезозоя характерны большие изменения в содержании азота — от 0,1 до 5%. В более глубоких горизонтах различия в содержании азота значительно меньше. Максимальные содержания азота в одних и тех же интервалах глубин разные для верхнемеловых и нижнемеловых газов. Так, в интервале глубин 2500-2600 м максимальное содержание азота в верхнемеловых газах составляет 3,8%, в нижнемеловых газах — 2,5%,

Как видно из приведенных выше данных, средние содержания азота в попутных газах разных стратиграфических комплексов неодинаковы. Наиболее высокие концентрации азота характерны для палеозойских попутных газов древних платформ. Как было отмечено выше, максимальные содержания азота повсеместно связаны с попутными газами среднего карбона. В мезозойских попутных газах молодых эпигерцинских платформ азот встречен в значительно меньших количествах. Самые низкие концентрации отмечены в неогеновых попутных газах предгорных Альпийских прогибов. В рассмотренных выше нефтегазоносных бассейнах образование азота в попутных газах связано, по-видимому, с органическим веществом материнских пород.

В виде сложных соединений азот входит в состав всех органических веществ. Газообразный азот генерируется органическим веществом в процессе его метаморфизма. Особенно много образуется азота при преобразовании OB в окислительных условиях. В восстановительной обстановке почти на всех стадиях углефикации OB также генерируется азот, но в небольших количествах. По данным Карвелла. при метаморфизме углей, сопровождающемся уменьшением летучих от 30 до 10%, количество азота остается почти постоянным — около 20 литров на кг (для сравнения: метана при 10% выхода летучих генерируется 150-200 л/кг). Резкие различия в содержании азота в газе для разных отложений связаны, по-видимому, с разным типом OB и разным для каждого типа количеством генерируемого азота. В этом отношении особо выделяются среднекаменноугольные отложения.

В пределах Волго-Уральской провинции выделяются районы с аномально высокими (50%) концентрациями азота в девонских и каменноугольных попутных газах (Пермско-Башкирский свод). Очень низкие концентрации кислых газов (в девоне, например, самые низкие во всей Волго-Уральской провинции — менее 1%) не позволяют предполагать появление высоких концентраций N2 за счет разрушения залежей и окисления нефтей. He исключена возможность (наиболее вероятная, с нашей точки зрения) объяснения аномально высоких концентраций азота в попутных газах этого района особым типом OB с высоким содержанием азота и (или) особо благоприятными условиями для его генерации и выделения.

Распределение азота в попутных газах контролируется в некоторых случаях тектоническим строением региона. В Альпийских прогибах отмечается тенденция возрастания азота в попутных газах более погруженных частей прогиба. Этот факт можно, по-видимому, объяснить дополнительным поступлением азота в результате разложения азотистых соединений при погружении пород в зоны высоких температур.

Высокие концентрации азота в попутных газах связаны с хорошими миграционными свойствами азота, опережающего при миграции другие газообразные компоненты. Этим объясняется возрастание концентраций азота в попутных газах верхней части разреза в альпийских прогибах, а также ох внутриплатформенных впадин к сводам на древних платформах (девон, карбон), что связано с миграцией нефти или газа из зон генерации в зоны нефтегазонакопления.

В нефтегазоносных бассейнах, которые характеризуются исключительно высокой азотоносностью (бассейн Северо-Западной Европы, бассейн Чу-Сарысуйской впадины в Казахстане и др.). азот, как правило, имеет несколько источников поступления. Об этом свидетельствуют данные об изотопном составе азота различных природных объектов. На рис. 4 приведены имеющиеся в настоящее время результаты изучения изотопного состава азота изверженных пород, живых организмов, захороненного органического вещества, угля, нефти и природного газа.

Как видно на рис. 4, значения bN15 природных газов колеблются весьма существенно (от -15,0 до +15,0 промилле). В этот диапазон колебании укладывается изотопный состав нефтей, угля, живых организмов, захороненного органического вещества. Более значительным разбросом значения bN15 характеризуются лишь изверженные породы и вулканические газы.

Крайне низкое содержание органического вещества в газоматеринских породах в некоторых районах позволяет предполагать, что высокое содержание азота в газах связано не только с азотом, образующимся одновременно с углеводородными газами из рассеянного органического вещества, но и с азотом неорганического генезиса.

Азот очень широко распространен в природе. Содержание азота в магматических породах варьирует от 5 до 50 г/т. В метаморфических породах содержание связанного азота колеблется от 18 до 390 г/т, уменьшаясь от степени метаморфизма. Поскольку азот ассимилируется живыми организмами и, кроме того, захватывается осадками в аммонийной форме, наиболее высокими содержаниями азота характеризуются осадочные породы (от 170 до 1200 г/т). Значительная часть азота в различных геосферах находится в газовой фазе: в атмосфере — до 78%, в газах осадков - 39%, в газах магматических пород - 7%, верхней мантии — 2% (7%).

Существование природных образований с повышенным содержанием азота недостаточно, чтобы они послужили его источником; необходимо наличие благоприятных условий, способствующих высвобождению молекулярного азота из связанного состояния. Такими факторами являются наличие высоких температур, глубинных разломов и высокая гидрогеологическая закрытость недр. Под влиянием высоких температур азот выделяют осадочные породы, о чем свидетельствует связь между степенью метаморфизма и содержанием в породах азота. При наличии глубинных разломов мантия Земли может быть также поставщиком азота, за счет поступлений которого при ее выплавлении, по мнению А.П. Виноградова, образовался газообразный азот атмосферы. Большое значение глубинному азоту в формировании высокоазотных залежей ГДР придается Мюллером и др.

В природе несомненно существуют и другие факторы, способствующие выделению азота из связанного состояния в свободное, например химическое и биологические разрушения. Н.А. Еременко и другие считают, что радиоактивное излучение благоприятствует кинетике высвобождения азота из связанного состояния и его накоплению в так называемых "азотных провинциях", а также изменению изотопного состава азота.

Наличие нескольких источников азота и факторов, способствующих его выделению из связанного состояния, может привести к высокому насыщению пластовых вод азотом, созданию условий для формирования крупных по запасам месторождений азотного газа. По-видимому, именно такие условия наблюдаются в некоторых газовых месторождениях Северо-Западной Европы, в которых азот лишь частично связан с исходным органическим веществом, а основная его масса могла образоваться в результате метаморфизма более древних пород (варисций-ская складчатость) или поступления из мантии.

Рассмотрение средних данных по распределению азота в попутных газах Европейской части Советского Союза показывает, что повышенные и высокие концентрации азота в нефтяных газах контролируются четырьмя факторами: 1) тектонической зональностью; 2) стратиграфической приуроченностью нефтей, в которых растворены газы; 3) миграционным эффектом; 4) разрушением залежи.

Аномально высокие концентрации азота в попутных и в особенности в свободных газах связаны с дополнительным поступлением азота неорганического происхождения.

Сероводород встречается в составе нефтяных газов, в газовых шапках, газовых залежах и в газах, растворенных в пластовых водах. Содержание сероводорода обычно находится в пределах до1%, реже достигая величины 5-6%. Случаи более высоких концентраций H2S очень редки. В разрезе Волго-Уральской области сероводород встречается неравномерно. В девонских газах он, как правило, отсутствует или содержится в виде следов. В каменноугольных газах повышенные содержания приурочены к нижнему отделу — турнейскому ярусу и бобриковскому горизонту; несколько меньшие количества в среднекаменноугольных газах — башкирском ярусе и верейском горизонте. В пермских отложениях повышенные содержания H2S приурочены к артинскому и кунгурскому ярусам нижней перми, исчезая в газах уфимского яруса и вновь возрастают в калиновской свите верхней перми.

В отложениях мезозоя и кайнозоя в составе попутных и свободных газов Западного и Восточного Предкавказья сероводород практически отсутствует. Иногда он встречается в газах, растворенных в водах вблизи нефтяных месторождений. В то же время в юрских и палеогеновых залежах Средней Азии сероводород присутствует иногда в значительных количествах. Содержание сероводорода по территории Волго-Уральского региона сильно меняется. В пределах отдельных тектонических зон он практически отсутствует (восточный склон Воронежского свода, Медведицкий, Донской горсты, Латрыкско-Карамышская впадина).

Незначительные количества, сероводорода (до 1,0%) появляются: в газах из отложений карбона в пределах моноклинальной части Воронежского свода, в газах из отложений девона и карбона Жигулевско-Пугачевского свода и северного борта Бузулукской впадины, юго-восточного склона Татарского свода, Бирской седловины и Пермско-Башкирского свода.

Максимальные содержания сероводорода встречены в разрезе Больше-кинельского вала в газах турнейского яруса (5,8%), бобриковского горизонта (3,4-5,0%), сакмарского яруса (3,8%) и калиновской свиты, а также в Предуральском прогибе, где в артинских отложениях содержится до 8,4% H2S. В газе Оренбургского газоконденсатного месторождения, приуроченною к Соль-Илецкому выступу, залежь которого связана с сакмаро-артинскими отложениями, содержатся высокие концентрации H2S, запасы которого представляют промышленный интерес. Наиболее высокие концентрации сероводорода в Волго-Уральской провинции приурочены к зонам развития эвапоритов в нижнепермских отложениях.

Наиболее распространенной точкой зрения относительно происхождения сероводорода в нефтяных и газовых месторождениях является представление о его образовании в процессе микробиальной редукции сульфатов. Поскольку в этом процессе принимают участие углеводороды, появление сероводорода иногда сопровождается увеличением содержания CO2 и азота. Благодаря высокой реакционной способности сероводорода он легко связывается с железом, образуя сульфиды. В благоприятных условиях может происходить его окисление и образование скоплений самородной серы. Поэтому содержание H2S в газе может быть незначительным даже при идущем в настоящее время процессе восстановления сульфатов.

Представление о том, что образование сероводорода происходит в результате биологического восстановления сульфатов, растворенных в водах, подтверждается и данными по изотопному составу серы. Экспериментальным путем и наблюдением в природных условиях было установлено, что в водоносных горизонтах при наличии органического вещества (нефти, битумов и углеводородных газов) может образовываться H2S различного изотопного состава. В водах с высокими концентрациями сульфатов образуется сероводород, значительно обогащенный легкой серой. В особо благоприятных условиях — обилие сульфатов, медленно протекавшее восстановление и др. — сероводород оказался очень легким (-25,0 промилле), а по сравнению с исходными сульфатами обогащение bS32 достигало 40°/оо и более. При интенсивном процессе восстановления и ограниченном количестве сульфатов в пластовых водах сероводород утяжеляется, достигая величин, близких исходному сульфату.

В бобриковском горизонте Среднего Поволжья сероводород четко делится на 2 группы с разным изотопным составом: одна группа характеризуется значениями bS34 от -0,9 до -6,4 промилле (Мухановская зона), другая — от +2,0 до +5,7 промилле (Жигулевская зона). Существование этих групп обусловлено различным содержанием сульфат-иона в водах бобриковского горизонта, В ряде районов высокая интенсивность процессов восстановления сульфатов, вызвавшая резкое утяжеление серы сероводорода (bS34 H2S близко исходным сульфатам), связана со значительным масштабом процесса окисления углеводородов.

Таким образом, утяжеленный изотопный состав сероводорода, близкий к сульфату вод, может служить показателем масштаба микробиологической редукции сульфатов и, следовательно, высоких концентраций сероводорода. Действительно, сероводород газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей с высокими содержаниями сероводорода (5-6%) и большими запасами, имеющими промышленный интерес (месторождения Оренбургское, Уртабулакское), связанных в первом случае с пермскими, во втором — с юрскими отложениями, имеет значения bS34, близкие к сульфатам эвапоритов этого возраста. В Оренбургском месторождении bS34 сероводорода составляет около +7,2 промилле и аналогично сульфатам пермского периода, в Уртабулакском - +16,0 промилле и аналогично сульфатам юрского периода.

Такая же картина наблюдается и на месторождении Лакк (Франция), газе которого содержание сероводорода составляет 15,3%, а значение SS34 составляет +14,3 промилле, близкое к юрским эвапоритам.

Образованию газовых залежей с высокими концентрациями сероводорода и его большими запасами способствует сочетание следующих условий: 1) наличие карбонатного коллектора, поскольку в терригенных отложениях часть сероводорода может теряться; 2) наличие в разрезе эвапоритов (ангидриты и соли), которые, с одной стороны, являются поставщиками иона SO4, а с другой — хорошей покрышкой, предохраняющей сероводород от рассеивания; 3) наличие крупных скоплений углеводородов, принимающих участие в восстановлении сульфатов.

Водород встречается как в свободных, так и в растворенных газах. До последнего времени водород считался наиболее редким компонентом в составе природного газа. Его появление объясняли в ряде случаев вторичными причинами, вызванными бурением и опробованием (действие подземных вод ка бурильные трубы и т.д.). В исследуемых нами газах Западного Предкавказья примерно в 1/3 проб был обнаружен водород в количествах от долей процента до 3,5%. Изменение содержания водорода не хаотично, оно имеет явную связь, во-первых, с определенной стратиграфической приуроченностью проб газа, а во-вторых, с определенными районами.

Для растворенных газов имеется явная тенденция увеличения водорода в газах, приуроченных к более древним отложениям. Поскольку количество водорода в газах сильно варьирует, нами были выделены фоновые, наиболее часто встречаемые значения, и максимальные.

Фоновые значения неодинаковы, наиболее низкие они у миоценовых растворенных газов (0,1-0,5%), наиболее высокие — у майкопских и эоценовых газов (1-1,5%). В свободных газах наблюдается тенденция увеличения содержания водорода как фоновых значений, так и максимальных от палеоценовых (0,5-1%) к меловым отложениям (1,5-2%). Водород встречен а газах 15 месторождений. Наиболее частыми случаи его обнаружения были в 4 месторождениях, где почти во всех горизонтах он был обнаружен в разных концентрациях.

Месторождения, где был обнаружен H2 приурочены к южному борту Западно-Кубанского прогиба, к антиклинальной зоне Северного склона Кавказа и также к крупным валам, таким, как Ейско-Березанский и Невинномысский. Районы, где были встречены высокие концентрации водорода, характеризуются высокой тектонической нарушенностью.

Повышенные содержания водорода обусловлены не только генерацией его материнскими породами, но и поступлением из другого источника. Образование водорода может происходить за счет химического и радиохимического разложения воды в осадочных породах. Водород может образовываться в метаморфических и магматических породах фундамента и поступать оттуда в осадочную толщу. Миграционная способность водорода велика, что благоприятствует его вертикальной миграции. Можно предположить, что выделенные фоновые концентрации (до 2%) водорода для мезозойских газов являются "кларковыми" для данных материнских толщ, а максимальные (выше 3%) обусловлены поступлением водорода из других, не связанных с данной толщей источников.

Результаты исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Неуглеводородные компоненты нефтяных газов, так же как азот и углекислота, могут быть автохтонного и аллохтонного происхождения. Являясь, так же как и углеводороды, продуктами метаморфизма органического вещества, они могут совместно с ними участвовать в образовании скоплений нефти и газа. Однако, поскольку в катагенезе количество генерируемых OB углеводородов во много раз больше, чем неуглеводородных газообразных компонентов, и учитывая значительно большие потери последних (рассеивание, растворение) и особенности процесса формирования залежей нефти и газа, автохтонный (сингенетичный) азот и углекислота присутствуют в нефтяных газах в очень небольших количествах.

2. Колебания в содержании автохтонных неуглеводородных компонентов нефтяных газов (N2 и CO2) в разных районах и в отложениях разного возраста обусловлены особенностями состава OB пород и условий его метаморфизма в диагенезе и катагенезе.

3. Повышенные и высокие содержания в газе азота и CO2 связаны с окислением углеводородов в процессе разрушения залежей, дифференциацией газов при миграции, поступлением N2 и CO2 из глубинных источников.

4. Присутствие сероводорода в нефтяных газах обусловлено исключительно вторичными факторами — процессами биохимического восстановления сульфатов.

5. Водород является генетической составной частью газов, как растворенных в нефти, так и свободных. Присутствие водорода обусловлено, с одной стороны, метаморфизмом органического вещества, а с другой — химическим и радиохимическим разложением воды, а также поступлением его из глубинных источников.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: