Образования и сохранение газа в каменноугольных бассейнах и газоносность нижнепермских отложений Европы » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Образования и сохранение газа в каменноугольных бассейнах и газоносность нижнепермских отложений Европы

16.04.2021

Нижнепермские отложения регионально газоносны от Северного моря до Приуралья. Газовые месторождения прослеживаются полосой длиной 5000 км от Вуктыла, вдоль Приуралья, через Прикаспийскую и Днепровско-Донецкую впадины, Польшу, Германию, Францию, Голландию до берегов Англии.

Суммарные запасы выявленных месторождений оцениваются в 6 трлн. м3, отдельных залежей (Гронинген, Оренбург) - порядка 1,5 трлк. м3. Промышленные залежи нефти отсутствуют или имеют небольшие значения.

Геологические условия залегания и генезис газа в пермских отложениях Северо-Западной Европы описаны в ряде статей, закономерности размещения газа и нефти в Днепровско-Донецкой впадине — в статье В.В. Глушко, Р.М. Новосилецкого, И.А. Корчинской. Нефтяные и газовые месторождения Урало-Поволжья и Тимано-Печорской провинции описаны С.П. Максимовым и др., А.Я. Кремсом и др. Газовые месторождения описаны во многих статьях и книгах В.Г, Васильева и др.

На этом громадном пространстве, с точки зрения газоносности, выделяются 3 толщи: карбон угленосный и нефтегазоматеринский, нижняя пермь — коллектора карбонатные или красноцветные терригенные, верхняя пермь — наилучшая покрышка (соли). Для газоносности нижнепермских отложений очень большое значение имеют верхнепермские соли. Крупные газовые залежи располагаются непосредственно под толщей солей. Менее значительные залежи газа встречены на более высоких и низких уровнях, но редко далеко за пределами распространения солей. Эта закономерность объясняется тем, что соленосные толщи распространены в зонах относительно значительного прогибания, а быстрое накопление осадков благоприятно для газообразования в больших масштабах.

Во многих отношениях важно, что соли являются прекрасной покрышкой и обеспечивают сохранность газов. Некоторое, но, видимо, не решающее значение имеют и чисто геохимические факторы — эффект высаливания растворенных газов, консервации органического вещества.

Известно, что большая мощность осадочных пород вообще благоприятна для образования газовых и нефтяных месторождений, а для газа особенно благоприятна большая мощность угленосных толщ.

Интересующая нас зона пермских газов характерна широким (хотя и не повсеместным) развитием угленосности в карбоне. Наиболее крупные месторождения газа с высоким содержанием метана именно и связаны с каменноугольными бассейнами (Шебелинка, Силезская моноклиналь в Польше, Гронинген, месторождения Северного моря). На территории с малым развитием в карбоне углей встречены или азотные газы или газоконденсатные залежи.

В месторождениях Северного моря обычно углеводородов больше 95%, азота 4—5%, сероводород отсутствует, конденсата незначительное количество. Восточнее содержание азота возрастает, в ФРГ, ГДР и Польше оно достигает 60-99%. В ДДВ газ метановый, здесь мало азота, гомологов метана и конденсата. В Приуралье содержание тяжелых углеводородов высокое. На Вуктыльском месторождении в 1 м3 газа 360 г конденсата. На ряде месторождений на краю Предуральского прогиба (Оренбургское, Кедровское, Саратовское) содержание H2S достигает 3—5%. Отсюда видно, что газы нижней перми Северо-Западной Европы и частично ДЦВ связаны с углефикацией органических остатков в карбоне.

Отсутствие нефти в ротлигендесе Северо-Западной Европы объясняется историей геологического развития, температурным режимом и тем, что углеводороды связаны с углефикацией гумусового вещества, при которой образуется метан и мало тяжелых углеводородов.

В Приуралье газовые залежи тесно связаны с нефтеносностью. В Оренбургском и Вуктыльском месторождениях в газоносных известняках имеются десятки или сотни миллионов тонн рассеянной остаточной нефти. Здесь отсутствие промышленной нефти в нижнепермских отложениях объясняется дифференциальным улавливанием. Хорошая покрышка галогенных пород выдерживает газовые залежи очень большой высоты (на Вуктыльском месторождении около 1500 м), и бывшая здесь нефть по мере накопления газа из первоначальной оторочки перетекает через гидрозамок.

На рифовых массивах Ишимбаевского района, где соляная покрышка имеет малую мощность и нарушена, газовые шапки ушли в атмосферу и здесь остались нефтяные залежи. Доказательством негерметичности соляной покрышки являются выходы нефти над этими массивами.

На месторождениях Среднего Урала — Бухаровском, Кедровском, Саратовском и других, которые располагаются на борту глубокого прогиба, геохимическая обстановка другая. В соответствии с положением о вертикальной зональности углеводородов в земной коре в глубоких зонах происходит деструкция тяжелых углеводородов с образованием высокотемпературных метана и сероводорода, которые поступали в ловушки, расположенные в окраинных зонах прогиба. Нефть на большой глубине разрушилась и отсутствует.

Уже многие годы обсуждается проблема связи угленосности и нефтеносности и вопрос о присутствии тяжелых углеводородов в углях.

Многие исследователи, сопоставлявшие газы угольных пластов и газы нефтегазоносных бассейнов, утверждают, что по ряду признаков (в основном по содержанию тяжелых углеводородов) они существенно отличаются между собой. Однако эти утверждения неправильны.

Угольные организации Донбасса и других бассейнов в связи с необходимостью проектирования глубоких угольных шахт, в которых газообильность является важнейшим показателем, провели громадную работу по изучению газов угольных пластов. Отобраны десятки тысяч проб газа, которые привязаны к маркам углей, условиям залегания пластов, особенности отборов проб газа и т.д. Эти исследования изложены в таких трудах, как "Методика разведки угольных месторождений Донецкого бассейна". Геологи-нефтяники часто не учитывают эти материалы, они сопоставляют данные по очень ограниченному числу проб газов, отобранных из пластов углей без учета специфики образования и сохранения угольных газов.

Ошибочность такого подхода убедительно вскрыта в статье сотрудников треста "Артемгеология" Б.М. Косенко и М.Л. Левенштейна. Эти авторы критически рассматривают статью М.Е. Петриковской и А.К. Иванова.

М.Е. Петриковская и А.К. Иванов пишут, что угольные газы характеризуются низким содержанием гомологов метана (среднее 0,46%) и высоким — азота (до 10%). Тогда как газы газовых месторождений ДЦВ в среднем имеют 6,1% гомологов-метана и только 3% азота. Б.М. Косенко и М.Л. Левенштейн, однако, указывают, что М.Е. Петриковская и А.К. Иванов обошли полным молчанием хорошо изученные зависимости распределения газов в угольных пластах от степени изменения (метаморфизма) углей и глубины залегания пластов. Сейчас установлено, что газы углей различных марок имеют различное содержание тяжелых углеводородов. Их процент высок в углях средней стадии метаморфизма, где присутствуют даже гексаны и гептаны. По данным Косенко и Левенштейна, среднее содержание этана в газах углей марки Ж по 257 определениям составляет 10,34%, а содержание C3H8 + высшие — 4,34%. Между тем угли марок Б и Д, а также антрациты содержат часто только метан.

Газы угольных пластов изменяются под влиянием выветривания (взаимодействия с атмосферой), Окисление газов угольных пластов в Донбассе прослеживается до глубины порядка 500 м. Эта глубина может существенно изменяться в зависимости от условий залегания (моноклиналь, свод антиклинали, наличие разрывов и т.д.). Тяжелые углеводороды окисляются легче метана и появляются только в нижней части зоны выветривания. Стабилизация содержания газов в угольных пластах отмечается на глубинах свыше 800—1000 м.

Состав газов, отобранных из углей, резко изменяется от условий дегазации. Первые порции при десорбции состоят преимущественно из метана, а последние обогащены тяжелыми углеводородами. М.Б. Петриковская и А.К. Иванов отбирали пробы из дегазационных скважин и шпуров, т.е. именно первые порции. Естественно, что М.Е Петриковская и А.К. Иванов, отобрав всего 15 проб угольных газов без всякого учета характера углей и условий залегания (следуя в этом отношении многим предыдущим исследователям) и осреднив их состав не могли сделать обоснованные выводы о распределении тяжелых углеводородов и азота.

При катагенезе образование и эмиграция углеводородов происходят в зависимости от температуры пластов. Каждой температуре отвечают определенное количество и состав углеводородов, образовавшихся на грамм OB.

При снижении температуры за счет подъема пород при инверсии седиментационных бассейнов метаморфизм углей и образование углеводородов прекращаются.

Образование газов возобновится только в случае, если породы за счет последующих тектонических погружений окажутся на такой глубине, что их температура будет выше предыдущего этапа катагенеза. Постуглефикация приведет к возобновлению образования газов.

В открытых (ныне разрабатывающихся) каменноугольных бассейнах, претерпевших складчатость и инверсию (Донбасс, Кузбасс, Рур, бассейны Англии, Пенсильвании), нет крупных залежей свободного газа, хотя при углефикации здесь образовались громадные количества углеводородов (иногда триллионы кубических метров), а в пластах каменных углей содержатся сотни миллиардов кубических метров адсорбированных газов.

Причиной этого является прекращение метаморфизма углей и образования газов после инверсии, а ранее образовавшийся газ в большей своей части мигрировал в краевые зоны бассейнов и в атмосферу при тектонических движениях. Эмиграции газа способствовало то, что при высокой температуре — 100° и выше коэффициент сорбции газа углем очень мал, т.е, почти весь газ находился в свободной фазе.

По данным И.Л. Эттингера, при охлаждении со 100°C до 20-30°С коэффициенты сорбции увеличиваются в 6-10 раз. Соответственно при инверсии угли поглощают свободный газ, оставшийся в угленосной толще; сохраняется в свободном состоянии только та часть газа, которая оказалась вне контакта с углем. Таким образом, газовые залежи образуются и сохраняются в тех каменноугольных бассейнах, которые не претерпели инверсий и в которых угли и сейчас залегают на больших глубинах. В качестве примера можно привести меловые отложения Западной Сибири, где, как известно, в субугленосной локутской толще наряду с пластами каменного угля находятся крупнейшие а мире газовые месторождения. Однако эти угленосные бассейны, где угли залегают на глубинах 1—2 км и более, не считаются промышленными. Они изучаются при поисках нефти и газа, но остаются вне интересов угольщиков.

Газовые месторождения сохраняются также в краевых зонах угленосных бассейнов или переходных зонах от областей поднятий к областям погружений, где не было тектонических инверсий и существенных подъемов пород. Особенно благоприятны зоны постоянного или молодого значительного погружения, где протекают процессы постугле фикации. Например, для каменноугольных бассейнов, подвергшихся варисцийской складчатости, области пермских и мезокайнозойских погружений. Показательный пример — бассейн Северного моря. На юге этого бассейна располагается варисцийская складчатая система, в которой интенсивной складчатости и последующей инверсии подверглись каменноугольные (и девонские) отложения большой мощности, к которым приурочены каменноугольные бассейны Англии, Бельгии, Голландии и ФРГ. После варисцийской орогении территория, прилегающая с севера к каменноугольным бассейнам, а частично и перекрывающая их, подверглась интенсивному прогибанию в пермское и мезокайнозойское время. Местами мощность осадков, перекрывающих карбон, превысила 6 км. Каменноугольные отложения в период первоначального прогибания были существенно, но неравномерно метаморфизованы и в них образовалось большое количество газа, который, однако, в большей своей части эмигрировал. Современные залежи газа образовались уже в мезокайнозойское время за счет постуглефикации, связанной с молодым глубоким погружением.

Условия образования газовых месторождений Днепровско-Донецкой впадины геохимически близки к вышеописанным, но здесь переход Донбасса в ДДВ проходил по простиранию авлакогена, а не в условиях краевого прогиба, как в бассейне Северного моря. В пределах собственно ДЦВ не было периодов интенсивной орогении. Соответственно здесь газообразование, а также и нефтеобразование происходило без больших перерывов. Распределение нефтяных и газовых залежей в значительной степени отражает принцип вертикальной зональности. Там, где мощности велики, наблюдается преобладание газа. В зонах малых мощностей — на западе ДДВ - преобладает нефть.

В бассейнах, постоянно прогибающихся, процесс углефикации (газообразования) непрерывен. В бассейнах с тектоническими движениями разного знака — прерывистый. Для понимания условий формирования газовых месторождений необходимо изучить мощность и скорость накопления осадков, температурный режим, развитие тектонических форм, условия миграции в разные моменты тектонической истории. Примеры: Донбасс (область инверсии) - Шебелинка (переходная) - Днепровско-Донецкая впадина (зона длительного постоянного погружения), Каменноугольные бассейны Западной Европы — Англия, Франция, Бельгия, ФРГ и газоносные зоны Северного моря, Северо-Германской впадины отражают влияние упомянутых факторов и процессов.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: