Генезис и поиски углеводородного газа в Тимано-Печорской провинции

Вопрос о генезисе газа в Тимано-Печорской провинции решается при совместном рассмотрении всего комплекса геологических и геохимических данных о газовых скоплениях, о их составе и условиях нахождения.

Залежи углеводородных газов в Тимано-Печорской провинции установлены практически во всех вскрытых стратиграфических подразделениях на глубинах от 250 до 4000 м (температуры - до 100°С), причем не выявляется преимущественной приуроченности газовых залежей к какому-либо стратиграфическому комплексу.

Зоны газо- и нефтенакопления приурочены к областям прогибания с толщами морских и прибрежно-морских отложений. При этом важно подчеркнуть, что если в областях прогибания размещение крупнейших зон нефте-газонакопления определяется наличием линейных дислокаций, связанных с разломами в породах фундамента, то на большей части Тиманского поднятия вдоль глубинных разломов при достаточных условиях сохранности залежей углеводородов не выявлено. Намечается прямая зависимость между масштабами нефтегазонакопления и мощностью осадочного чехла.

Пo площади провинции выявлены районы преимущественного газонакопления, нефтегазо- и нефтенаколления. Богатство районов газом определяется в основном степенью погружения толщ и литологическими условиями сохранности (консервации) залежей газа. Так, преимущественно газоносной является Верхне-Печорская впадина Предуральского прогиба, характеризующаяся как максимальным погружением толщ, так и наличием кунгурской хемогенной покрышки. Здесь к настоящему времени и выявлены основные промышленные запасы газа (Вуктыльское месторождение)

Наряду с площадной выявляется и вертикальная зональность (рис. 1) как в целом по провинции, так и особенно четко в пределах каждого тектонического района. В региональном плане на первых сотнях метров от поверхности наблюдаются преимущественно тяжелые дегазированные нефти; ниже, до глубин 1200—1500 м встречены как нефти, преимущественно тяжелые и утяжеленные, так и газы в основном метанового и азотно-метанового состава. Ниже, в интервале до 4000 м, встречены преимущественно как легкие нефти, так и конденсатные газы, причем если для первых характерно облегчение с глубиной, то в конденсатных газах в этом направлении увеличивается содержание жидких фракций. Вертикальная зональность каждого района индивидуальна, а место залежей газа по глубине различно.

В зонах преимущественного нефтенакопления газоконденсатно-нефтяные залежи появляются на глубинах свыше 3000 м. Для зон преимущественного газонакопления (Верхнепечорская впадина) характерно снижение содержания конденсата в газах с уменьшением глубины. В зонах нефтегазонакопления отмечаются такие закономерности, как смена снизу вверх залежей недонасыщенных газом нефтей залежами газоконденсатно-нефтяными, газонефтяными и чисто газовыми (Юрьяхинско-Шапкинский вал).

Следовательно, сами по себе наблюдаемые закономерности размещения зон газонакопления позволяют предполагать как наличие районов преимущественной газогенерации, так и преимущественной нефтегенерации, где условия формирования газовых залежей различны.

Состав газовых залежей изменяется в широких пределах от азотно-метановых к метановым и пропано-этано-метановым и зависит в первую очередь от типа скоплений и глубины залегания или пластовых давлений. На глубинах до 1000 м встречаются азотно-метановые и метановые газы. Для малых глубин характерны повышенные содержания азота, углекислоты, незначительные отношения бутана нормального строения к изобутану. С увеличением глубины залегания растет количество тяжелых гомологов метана (рис. 2). На глубинах более 1000 м концентрация гомологов метана достигает 10—15%. С увеличением глубины отмечается преобладание газообразных углеводородов нормального строения над углеводородами изостроения.

Характер залежи предопределяет состав газа и в первую очередь компонентный состав углеводородной части. В чисто газовых скоплениях фракция гомологов метана представлена в основном этаном, а общее содержание гомологов незначительно. В газонефтяных залежах обнаружены гомологи до бутана включительно, в газоконденсатных — присутствуют и более тяжелые (C5, C6) гомологи, часто в значительных концентрациях. Значения содержания этана (от общего количества тяжелых) для различных типов залежей следующее: газовые 70—100%; газонефтяные 60—70%, газоконденсатные 40—60%. Газы, растворенные в нефти, характеризуются еще меньшей долей этана, чем газоконденсатные залежи.

Основными составляющими компонентами попутных газов являются гомологи метана и метан. Обычно метан в нефтях Тимано-Печорской провинции составляет 60-40%, крайне редко 80%. Выявляется значительное влияние глубины залегания, давлений и температурных условий на состав попутного газа. Метан имеет как бы два максимума распространения: один на глубинах до ~ 1000 м и второй на глубинах более 3000 м. На этих глубинах метан резко преобладает над остальными углеводородными компонентами. Концентрация метана в нефтях на глубинах ~2000—2500 м падает до 40—30%, на глубинах ниже 2500 м в нефтях концентрация метана возрастает до 60—70%. Противоположный характер носит изменение гомологов метана (см. рис. 2).

В нефтях, расположенных на глубинах ~ 2000—2500 м, гомологи метана по концентрации равны или преобладают над метаном. Для нефтей указанных глубин в общем плане можно говорить о существенном накоплении гомологов метана, о наличии какой-то определенной зоны, где нефти характеризуются стабильным, практически равновесным соотношением газообразных углеводородов. На глубинах свыше 3000 м в нефтях равновесное соотношение углеводородов смещается в сторону метана.

Охарактеризованным закономерностям в изменении составов газов сопутствуют изменения нефтей. Данные по выходам углеводородных компонентов, выделенных из остатка при температуре выше 350°С, свидетельствуют о механизации нефтей с погружением пластов. Высокомолекулярная углеводородная часть нефтей, занимающих более высокое гипсометрическое положение, богаче ароматическими углеводородами и беднее предельными парафино-циклопарафиновыми. Количество последних с погружением пластов увеличивается, а количество ароматических углеводородов убывает. Наблюдаются изменения и в групповом составе бензиновых фракций нефтей — с увеличением возраста и глубины залегания в бензиновых фракциях увеличивается содержание метановых углеводородов и уменьшается количество нафтеновых.

Состав попутных газов и нефтей свидетельствует о широко проходящем процессе накопления метановых углеводородов, активной метанизации нефтей по мере увеличения глубины залегания пластов. Однако четкого непрерывного роста газонасыщенности нефтей с глубиной не наблюдается.

В отношении изменения газонасыщенности нефтей с глубиной отмечается следующее. До глубин 1500-2000 м (в региональном плане) есть основание говорить о наличии четкой тенденции роста газового фактора с глубиной. Ниже газонасыщенность нефтей колеблется в определенных пределах, характеризуя незначительную тенденцию ее роста или отсутствие такой связи. Так, до глубин 1500—2000 м газонасыщенность нефтей растет от 30 до 140 нм3/м3, а ниже колеблется в пределах 70—180, причем максимальная газонасыщенность — 200 нм3/м3. установлена не на наибольших глубинах, а в зоне интенсивного газонакопления.

Наблюдается четкая зависимость между степенью газонасыщенности нефтей и составом попутного газа. Нефти предельно газонасыщенные с высоким газовым фактором содержат газы метанового состава с наиболее низкими концентрациями тяжелых углеводородов. Нефти, недонасыщенные газом, характеризуются повышенным содержанием гомологов метана до 50-60%. Между жидкими и газообразными углеводородными компонентами существуют, таким образом, зависимые соотношения, которые выражаются в прямой зависимости между бензиновыми фракциями нефти и количеством гомологов метана.

Следует подчеркнуть наличие тенденции прямой взаимосвязи между величиной давления насыщения и газового фактора. Для нефтяных залежей разница между пластовыми давлениями и давлением насыщения с глубиной увеличивается. В то же время на значительных глубинах, наряду с нефтяными, встречаются газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные залежи, где давления насыщения близки к пластовым.

По составу нефти и газа четко наблюдается тенденция к метанизации нефтей с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта. И следовательно, можно было бы ожидать рост газонасыщенности нефтей с глубиной. Как показано, газонасыщенность нефтей не является строгой функцией залегания продуктивных горизонтов. Можно в общем плане говорить о существовании относительно стабильной газонасыщенности нефтей ~ 100 нм3/т на глубинах свыше 2000 м.

Изотопный состав углерода метана залежей Тимано-Печорской провинции колеблется в пределах от -5,86% до -3%.

Выявляется зависимость изотопного состава углерода метана от типа залежей. Газоконденсатные газы (интервал глубин 1300—4000 м) характеризуются значениями bC13 от -3 до -4,5%. Средняя величина составляет — 3,7%. Рост значения bС13 с глубиной в газоконденсатных залежах не наблюдается.

Изотопный состав углерода метана попутного газа исследован в разнообразных нефтях девонских отложений юга провинции в интервале глубин от 300 до 3000 м. Значение bС13 колеблется в пределах от -3,4 до -5%, при средней величине — 4,2%. Тенденция повышения содержания изотопа bС13 с глубиной весьма слабая.

Изотопный состав углерода CH4 газовых месторождений близок к значениям нефтяных месторождений (bC13 изменяется от -3,5 до -5,9%). Для газовых месторождений отмечается повышение содержания изотопа bС13 в зависимости от глубины залегания залежей. Наиболее легкие изотопы углерода обнаружены в газах, залегающих на глубинах до 500 м. Для девонских газов юго-восточного погружения Тимана отмечается увеличение изотопа bC13 в метане по мере погружения продуктивного горизонта: Нямедь, 700 м, bС13 -5,6%; Н.Омра, 1000 м, bС13 -4,7%. По разрезу Печорогородского месторождения Печорокожвинского вала содержание изотопа bC13 с глубиной также растет. Так, в метане свободных газов пермских отложений bС13 = -5,8%, каменноугольных -5,3%, в конденсатных газах девона - 3,4%.

Газы угольных месторождений имеют чисто метановый состав с небольшой примесью тяжелых углеводородов и характеризуются значениями bC13 от -4,3 до -4,7%, что отвечает значениям нефтегазовых месторождений.

Полученный материал по изотопному составу метана залежей Тимано-Печорской провинции, согласно представлениям ряда исследователей, свидетельствует о том, что газов, генерированных в верхней биохимической зоне, т.е. на глубинах до -1000 м, в провинции не обнаружено. Близкие значения изотопов метана газов, нефтей, газоконденсатов подчеркивают их генетическую связь. Все газы связаны с глубоким термокаталитическим преобразованием органического вещества.

Рассмотренный материал позволяет сделать следующие выводы.

1. Особенности распределения залежей газа, его химизм, пространственная связь нефти и газа, равновесное соотношение между составом нефти и газа, взаимосвязанное изменение состава нефти и газа с глубиной, данные по изотопии — говорят о том, что газ газовых (газоконденсатных) залежей генетически связан с нефтью и образовался при преобразовании жидких углеводородов.

2. Можно говорить о двух зонах газогенерации. Обе эти зоны являются подзонами термокаталитической зоны и отвечают степени преобразования битумоидов. Первая — верхняя зона (видимо, до глубин 4000—5000 м) отвечает зоне собственно нефтеобразования с подчиненной генерацией газов, как метана, так и его гомологов. Концентрация гомологов метана в этой зоне достаточно высокая. Для этой зоны характерна идентичность изотопного состава метана нефти, пластовых вод и газовых залежей. Средние значения bС13 -4,5%. В пределах этой верхней зоны отмечается сравнительная выдержанность свойств нефтей по разрезу (исключая интервал гипергенных изменений).

Вторая, нижняя подзона, располагающаяся, видимо, на глубинах более 5000 м, является ареной глубоких термокаталитических превращений битумоидов, преимущественной генерации метана. Это основная зона г азогенерации. То, что газ многих газоконденсатных залежей характеризуется в целом более тяжелым изотопным составом углерода, свидетельствует о генерации его в более глубокой термокаталитической зоне и согласуется с предположениями У. Сакетти об утяжелении углерода газообразных углеводородов по мере "созревания" органического вещества. Об имевшем место глубоком разложении битумоидов свидетельствует наличие твердого углерода (данные Т.Г. Карасик) в глубоко погруженных продуктивных толщах ряда площадей (Вуктыльской, Харьягинской и др.).

3. Наличие метановых газов в угленосных толщах позволяет говорить о возможности генерации метана за счет разложения углефицированкых остатков в осадочных толщах на различных глубинах, однако в настоящее время нет каких-либо доказательств наличия залежей метана, образованных таким способом.

4. Формирование газовых и газоконденсатных залежей в пределах верхней подзоны термокаталитической зоны происходило: а) путем выделения свободной газовой фазы из нефти при снижении пластовых давлений в пределах уже сформированных залежей или в процессе формирования залежей, б) за счет поступления газообразных углеводородов, возникших в нижней термокаталитической подзоне в процессе вертикальной и латеральной миграции. Состав газовых залежей обычно метановый, но воздействие гипергенных процессов создает специфический состав газов за счет обогащения их азотом и углекислым газом. Образование газоконденсатов в нижней термокаталитической подзоне происходило в процессе фазовых преобразований.

5. Выявленные закономерности размещения залежей газообразных (и жидких) углеводородов, вертикальная зональность типов углеводородов достаточно хорошо согласуются с концепцией развития палеозойских нефтегазородных бассейнов. Общая направленность развития нефтегазородных бассейнов определяется неравномерностью погружения, что приводит к различной степени преобразования исходных битумоидов.

Закономерности площадного размещения зон нефтегазонакопления согласуются с представлением о том, что генерация углеводородов происходила в пределах осадочного чехла. Эти обстоятельства, а также изотопный состав газов (включая растворенные в нефтях газы) свидетельствуют в пользу органического происхождения как газа, так и нефти, причем образование газа происходило повсеместно, однако в разных масштабах.

Выявленные в Тимано-Печорской провинции закономерности и изложенные теоретические позиции позволяют подойти к оценке перспектив по газу ее отдельных районов. В широком гипсометрическом и стратиграфическом интервалах при наличии мощных надежных газоупоров особенно перспективны впадины Предуральского прогиба. В платформенных районах для поисков газовых (газоконденсатных) залежей на сравнительно небольших глубинах перспективен ряд зон на севере провинции.