Геохимические особенности природных газов Средней Азии и некоторые вопросы их происхождения » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Геохимические особенности природных газов Средней Азии и некоторые вопросы их происхождения

16.04.2021

На территории Средней Азии устанавливается вертикальная зональность распределения углеводородов, подобная наблюдаемой для других регионов. Наиболее четко она прослежена в восточной части Каракумского газонефтеносною бассейна. Здесь отмечается переход от газовых (на глубинах 0,25—1 км), газоконденсатных и газонефтяных (на глубинах 1—2 км) залежей разнообразного углеводородного состава 1,0—16% C2H6 + высшие; 0—250 см3/м3 конденсата) в окраинной зоне к преимущественно газоконденсатным и более однородным (5—6% C2H6 + высшие и до 80 см3/м3 конденсата) — в средней (на глубинах 2,2—3,0 км) и далее к практически метановым (1,1—2% C2H6 + высшие; 0—1,5 см3/м3 конденсата) в наиболее погруженной (2,5—3,5 км) центральной зоне.

К окраинной зоне относятся Бухарская ступень Амударьинской синеклизы, Гиссарская мегантикдиналь и Кушкинскан зона поднятий; к средней — Чарджоуская ступень Амударьинской синеклизы, Бал:суинский и Заунгузский прогибы и Беурдешикская ступень; к центральной Mypгабская впадина.

В рассмотренной зональности сопоставление проведено по всему мезозойскому разрезу в целом и без строгой последовательности изменений термодинамических условий, так как глубины залегания перекрываются при переходе из одной зоны в другую.

В отдельных же комплексах отмечается различное изменение фазового состава углеводородов при изменении термодинамических условий. В меловых отложениях к глубинам 0,25—1 км и соответствующим температуре и давлению (см. рис. 1) приурочена область А, в которой распространены газовые залежи (с содержанием в газе 0—3,6% C2H6 + высшие; 0—5 см3/м3 конденсата); к большему погружению (до 1,4 км) приурочена область Б с разнообразными залежами — газовыми, газонефтяными и газоконденсатными (1,3—8,7% C2H6 + высшие; от 3—5 до 50—70 см3/м3 конденсата); на еще больших глубинах (до 2.7 км) выявлена область В с газоконденсатными залежами (2,0—5,5% C2H6 + высшие: от единиц до 40-50 см3/м3 конденсата); наконец, в области Г, на глубинах, достигающих 3,5 км, выявлены газовые или близкие к ним залежи (1,3—2,4% C2H6 + высшие; 0—15 см3/м3 конденсата).

В юрских отложениях (рис. 2), где залежи выявлены лишь в окраинной и средней зонах, число газовых залежей очень мало. В области А (0,7—1,8 км) встречены разнообразные залежи в основном газонефтяные, в меньшей мере газоконденсатные и лишь единичные газовые (2,3—16,3% C2H6 + высшие, 15—250 см3/м3 конденсата) С погружением до 3 км в области Б выявлены преимущественно газоконденсатные и в меньшей мере газоконденсатно-нефтяные залежи (2,2—16,5% С2H6 + высшие; от 5—10 до 100 более см3/м3 конденсата): наконец, в области В на глубинах 2,6 3,3 км встречены газоконденсатные и единичные газоконденсатно-нефтяные залежи (6—15% C2H6 + высшие; от 40 и предположительно до 100 и более см3/м3 конденсата).

Если в меловых отложениях газонефтяные залежи встречены на глубинах веет до 1,4 км, то в юрских отложениях область их распространения простирается до 1,8 км; и меньшей мере она распространена в пределах всех вскрытых в данном комплексе глубин; нефть выявлена лишь в карбонатных отложениях верхней юры.

Из приведенного материала можно заключить следующее:

1) в рассматриваемом регионе распространены залежи как газообразных (преимущественно), так и жидких углеводородов;

2) вертикальная зональность углеводородов для различных комплексов существенно отличается Друг от друга, что, по-видимому, связано с различием природы исходной органики;

3) при определенных термобарических условиях (на глубине 1—1,4 км дня меловых и 0,7—1,8 км — для юрских отложений) распространены чрезвычайно разнообразные залежи.

Генерация углеводородов происходит за счет органического вещества осадочной толщи. Это подтверждается следующими данными.

1. Геохимическая зональность углеводородов согласуется с известными материалами о распределении в рассматриваемом бассейне исходной органики и о путях миграции углеводородов (см. ниже).

2. Теоретически рассчитанное содержание в газах гелия приблизительно соответствует фактическому, т.е. имеется равенство возраста газа и возраста вмещающих или смежных с ними пород.

Инертные компоненты в составе природных газов в рассматриваемом и других регионах Средней Азии содержатся в основном в количестве, способном поступать из атмосферы (преобладающая доля азота и аргона) и из газовмещающих пород под влиянием распада содержащихся в них радиоактивных элементов (гелий и в меньшей степени аргон). Поступление их в газовую фазу происходит через пластовые воды, в соответствии с законами фазового распределения компонентов в данных геолого-геохимических условиях. В большинстве случаев, особенно в крупных газовых залежах, газовая фаза недонасыщена инертными компонентами, так как состояние равновесия возможно лишь в случае предельно малой доли газовой фазы по сравнению с водой. Степень недонасыщенности газа всеми инертными компонентами примерно равная; при наличии показателей активного подземного окисления углеводородов (например, для месторождений Таджикистана и юга Киргизии) количество всех инертных компонентов возрастает приблизительно в соответствии с теоретически ожидаемым при этом процессе.

3. Появление в газах сероводорода и углекислого газа (по крайней мере преобладающего их количества) указывает на подземное окисление углеводородов в осадочной толще. Этими компонентами особенно обогащены газы карбонатных коллекторов верхней юры средней зоны (ряд месторождений Чарджоуской ступени).

Связь кислых компонентов с процессом десульфатизации (в рассматриваемом регионе древнем) подтверждается: а) неизменным облегчением углеводородного состава таких газов, свидетельствующим об исчезновении в них относительно более окисляемых высококипящих углеводородов; б) примерно эквивалентным содержанием обоих- кислых компонентов (в условиях их сохранности) в соответствии с ожидаемым при указанном процессе; в) четко выраженной взаимосвязью процесса окисления и сульфатностью вод.

4. Наилучшая концентрация (видимо, и генерация) углеводородов наблюдается в рифовых образованиях, т.е. в тесной взаимосвязи с живыми организмами.

Преимущественная генерация углеводородов в восточной части Каракумского газонефтеносного бассейна, по-видимому, происходила в юрских отложениях, так как при их изоляции (соляно-гипсоангидритовой толщей) вышележащие слои непродуктивны. Существенная роль, вероятно, принадлежит углистому веществу, которым обогащены нижнесреднеюрские отложения. Это обусловливает преобладающую долю газообразных углеводородов, региональную газонасыщенность коллекторов в отложениях юры и заметное обогащение газов углекислым газом. Te же углеводороды поступают и в вышележащие слои в районах отсутствия соляно-гипсо-ангидритовой толщи, особенно в зоне ее выклинивания, что способствует образованию здесь крупнейших месторождений.

Признавать роль углекислого вещества исключительной или подавляющей затруднительно ввиду ощутимой доли тяжелых (в том числе жидких) углеводородов в значительном количестве залежей, особенно в окраинной зоне.

Легчайшие газы, подобные газам угольных месторождений, в рассматриваемом и других регионах Средней Азии неизменно приурочены к низкотемпературным пластам; однако подобные же газы встречаются, как указывалось, и на больших глубинах, где они, по-видимому, связаны с углистым веществом.

Тяжелые (в том числе жидкие) углеводороды, по-видимому, генерировались в верхнеюрских отложениях (содержащих сапропелевую органику) в наиболее погруженных частях окраинной и средней зон (вероятно, в геологическом прошлом при термодинамических условиях, отличающихся от современных). Миграционная способность этих углеводородов значительно возрастала по мере поступления сюда метанового газа, генерирующегося в нижне-среднеюрских отложениях. Последующее "внутризональное" распределение углеводородов обусловливалось вертикальной и латеральной миграцией газоконденсато-нефтяной смеси, влиянием глубины залегания, гидрогеологических и литологических условий, окисления и других факторов. Однако не следует отводить значительную роль адсорбционно-хроматографическим процессам, так как все паровое пространство литосферы, за исключением нефтегазонасыщенного, заполнено водой.

Напомним, что при хроматографическом анализе углеводородных газов по мере (даже слабого) увлажнения сорбента отмечается необратимая потеря углеводородов последовательно, начиная от высококипящих к нижекипящим с исчезновением их пиков на хроматограмме; эта связано, по-видимому, с растворимостью и другими осложняющими сорбцию процессами.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: