Закономерности распределения газообразных флюидов в Предкавказье в связи с оценкой перспектив газоносности глубоких горизонтов » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Закономерности распределения газообразных флюидов в Предкавказье в связи с оценкой перспектив газоносности глубоких горизонтов

16.04.2021

Поиски залежей газа в Европейской части бывш. СССР имеют большое народнохозяйственное значение. Перспективы поисков их связаны с большими глубинами. Возникает важный вопрос: имеются ли предпосылки для постановки геологоразведочных работ на газ на большие глубины?

Прежде всего следует отметить, что по данному вопросу существуют противоречивые мнения. Так, некоторые исследователи полагают, что основная генерация газа (главная фаза газообразования) происходит на небольших глубинах — до 2 км и, следовательно, основные перспективы газоносности следует связывать с верхней частью осадочного чехла. Другие считают, что главная фаза газообразования приурочена к большим глубинам (3,5—5 км).

Большой фактический материал, накопленный по Предкавказью, позволяет высказать ряд соображений о процессах газообразования и газонакопления. С позиций органической теории образование углеводородов из органических веществ осадочных пород происходит в водной среде. Поэтому газы, растворенные в подземных водах, при определенных условиях должны отражать процессы нефтегазообразования. Анализ фактических данных показывает, что подземные воды осадочного чехла в Предкавказье повсеместно сопровождаются растворенными газами, в составе которых обычно преобладают углеводороды. Отсутствие углеводородных газов в подземных водах характерно лишь для зон активного инфильтрационного водообмена. Это дает основание утверждать, что все осадочные породы являются газогенерирующими, хотя и в разной степени.

Общая масса растворенных в воде углеводородных газов значительно преобладает над запасами углеводородных газов в залежах. Так, в мезозойских отложениях Терско-Кумской впадины в подземных водах растворено 120 трлн. м3 углеводородных газов. Выявленные же запасы газа в залежах здесь достигают пока 115 млрд. м3, что составляет менее 1% от общей массы водорастворенных газов. В составе водорастворенных и свободных газов отмечается наличие одних и тех же компонентов (метан и его гомологи, азот, углекислый газ, аргон, гелий и др.). Как для свободных, так и для водорастворенных газов отмечается определенная зональность, выражающаяся в том, что с глубиной происходит закономерный рост гомологов метана и углекислого газа. Если для неглубоких залежей газа углеводороды представлены практически одним метаном, то на глубинах свыше 2000 м появляются газоконденсатные залежи, в составе пластового газа которых концентрация тяжелых углеводородов значительна.

Грязевые вулканы Тамани, корни которых опущены на глубины свыше 6-7 км, характеризуются метановым составом газа со значительной долей углекислого газа. Тяжелые гомологи метана практически отсутствуют. Указанная зональность дает право говорить о разных стадиях генерации углеводородов в соответствии с термобарическими условиями подземных недр.

Следует иметь в виду, что современная глубина залегания свободного газа может не соответствовать глубине его образования. Поэтому ясны те сложности, которые возникают при определении по составу газа истинной глубины, на которой начинают образовываться гомологи метана. В этом отношении ценную информацию дают водорастворенные газы, характеризующие фон. Многочисленные данные показывают, что тяжелые углеводороды в составе водорастворенных газов начинают заметно фиксироваться в отложениях, залегающих на глубинах 2000 м и ниже. Это обстоятельство позволяет считать, что образование газоконденсатных (возможно, и нефтяных) залежей происходит на глубинах не менее 2000 м.

Данные по подземным водам нефтегазоносных комплексов Предкавказья показывают, что количество водорастворенных газов по объему обычно на несколько порядков превышает количество жидких углеводородов. Резкое преобладание газообразных углеводородов над жидкими в зоне нефтегазообразования приводит к тому, что при формировании здесь залежей газ в соответствии с принципом дифференциального улавливания вытесняет из ловушек более тяжелые флюиды (воду, нефть). Именно поэтому в зоне нефтегазообразования преимущественное развитие должно принадлежать газоконденсатным залежам. Залежи же нефти будут находиться выше, за пределами зоны нефтегазообразования. Этот вывод подтверждается исследованиями В.Я. Авров а, С.Г. Heручева и других, согласно которым основная масса нефтяных углеводородов в бассейнах аккумулируется в ловушках несколько выше главной зоны нефтегазообразования, на уровне 1,5—2 км.

С вышеизложенным согласуются современные представления о вертикальной зональности распределения залежей нефти и газа. Как известно, в разрезе осадочных бассейнов (сверху вниз) выделяют зоны развития залежей сухого газа, нефти, газоконденсата и опять сухого газа. Данные по платформенной части Предкавказья показывают, что здесь также прослеживается вертикальная зональность в распределении углеводородов. До глубин 2000 м развиты в основном залежи сухого метанового газа. Ниже располагаются нефтяные и газоконденсатные залежи. На самых больших глубинах открыты только газоконденсатные залежи. Однако в ряде случаев эта зональность нарушается за счет факторов, из которых прежде всего следует отметить миграцию углеводородов, В качестве наглядного примера можно привести Убежинский район, где месторождения нефти в залегающих неглубоко третичных отложениях образовались за счет ступенчатой миграции углеводородов из юрских отложений Восточно-Кубанской впадины.

Большинство исследователей считают, что на больших глубинах будет преобладать газ. Н.Т. Линдтроп большое значение придает температурному фактору. При температурах 150-175°С нефтяные залежи, по его мнению, не могут существовать ввиду деструкции нефти и образования газоконденсата и метана. Анализ фактических данных по США показывает, что на больших глубинах (4,5-6,5 км) газовые залежи резко преобладают над нефтяными. Есть основания полагать, что на больших глубинах в Предкавказье также будут преобладать залежи газообразных углеводородов. Об этом свидетельствуют данные по грязевым вулканам Тамани, корни которых опущены на глубины свыше 6—7 км.

Таким образом, характер распределения газовых и газоконденсатных залежей по разрезу осадочных отложений Предкавказья, состав пластового газа и конденсата и другие параметры указывают на различные (по глубине и возрасту отложений) источники свободного газа. При этом парагенезис водорастворенных и свободных углеводородов указывает на генетическую связь с органическим веществом пород. В настоящее время основные промышленные запасы газа в Западном и Восточном Предкавказье связаны с мезозойскими отложениями, залегающими на глубинах от 2 до 4 км. Большинство исследователей считают, что основные перспективы поисков газовых скоплений в Предкавказье связаны с глубокопогруженными отложениями. Возникает важный вопрос: на каких глубинах образовался газ, промышленные скопления которого в настоящее время выявлены в мезозойских отложениях Предкавказья?

Одним из важных геохимических показателей, по которому можно в определенной мере судить об условиях формирования газовых скоплений, является гелий, В.П. Савченко впервые была рассмотрена способность пород аккумулировать гелий в зависимости от характера флюида. Им было установлено, что в случае фазового равновесия в системе газовая залежь - вода содержание гелия в единице объема порового пространства, занятого пластовой водой, приблизительно в 100 раз меньше, чем в единице объема порового пространства, занятого газом. Это отношение, как было показано A.X, Махмудовым и В.В. Тихомировым, при больших температурах, давлениях и высокой минерализации пластовых вод может существенно изменяться, поскольку определяется формулой
Закономерности распределения газообразных флюидов в Предкавказье в связи с оценкой перспектив газоносности глубоких горизонтов

где Vг - количество гелия в единице объема порового пространства пород, заполненных газом; Vв — количество гелия в единице объема порового пространства пород, заполненных водой; T — пластовая температура, °K; Z — коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях; ав — растворимость в воде гелия, соответствующая 1 атм парциального давления гелия в залежи, которая находится в равновесии с пластовой водой; Bв — объемный коэффициент пластовой воды (отношение объема воды в пластовых условиях к объему, который эта вода займет при нормальных условиях).

Анализ формулы показывает, что величина отношения Vг : Vв зависит главным образом от параметров T и аВ. Эта параметры по мере погружения пород увеличиваются, что в конечном итоге приводит к уменьшению указанного отношения. Следовательно, чем на большей глубине происходит выделение свободной газовой фазы из подземных вод, тем меньше будет величина отношения Vг : Vв.

Известно, что образование залежей газа немыслимо без наличия в настоящем или прошлом предельно газонасыщенных пластовых вод. В настоящее время воды мезозойских отложений Предкавказья, как правило, значительно недонасыщены углеводородными газами. На фоне этих вод газовые залежи сопровождаются ореолами повышенной газонасыщенности, что указывает на отсутствие фазового равновесия в системе газовая залежь — вода. Наличие залежей в таких условиях различными исследователями объясняется с позиций следующих предположений.

1. Залежи образовались из растворенных в воде углеводородных газов в прошлые геологические времена. В дальнейшем седиментационные предельно газонасыщенные воды сменились инфильтрационными.

2. Залежи образовались в олигоценовое время из растворенных в воде углеводородов нижнемеловых и юрских отложений. В дальнейшем при погружении пород вследствие увеличения пластового давления седиментационные воды этих отложений стали недогазонасыщенными.

3. Залежи сформировались за счет дальней струйной миграции газа, внедрившегося в чуждые воды.

Рассмотрим на примере некоторых газоконденсатных месторождений Предкавказья, какое из этих предположений подтверждается по данным гелия. Для анализа были выбраны месторождения Каневское, Расшеватское, Мирненское и Русский Хутор (северный), приуроченные к различным тектоническим элементам. Представление о гидрохимических особенностях продуктивных отложений этих месторождений дает табл. 1.

Большую помощь в расшифровке генезиса подземных вод оказывают редкие газы (гелий и аргон). Количество гелия, содержащегося в подземных водах рассматриваемых месторождений, заметно не зависит от минерализации и метаморфизации вод и составляет в среднем 1,2 см3/л. Эти данные позволяют полагать наличие седиментационных вод в продуктивных горизонтах.

Современная гидрогеологическая обстановка газоконденсатных залежей характерна тем, что парциальная упругость гелия в пластовых водах в 2—3 раза больше, чем в залежах, тогда как количество гелия, содержащегося в 1 м3 газоносных пород, больше, чем содержание гелия в 1 м3 водоносных породив 7—27 раз (табл. 2).

Если предположить, что залежи углеводородов образовались из окружающих вод в прошлые геологические времена (например, в олигоцене), то тогда расчетные величины отношений количеств гелия, содержащегося в 1 м3 газоносных и водоносных пород, определенные по формуле, должны быть близки к фактическим. Сопоставление фактических и расчетных величин показывает, что они резко разнятся в 3-6 раз (табл. 2). Следует отметить, что расчетные величины несколько занижены по двум причинам. Во-первых, они вычислены для современных условий залегания продуктивных пластов, которые по сравнению с олигоценом характеризуются повышенными температурами. Во-вторых, залежи углеводородов с олигоценового времени после погружения должны были дополнительно обогащаться гелием из водонасыщенных пород за счет разницы в парциальных давлениях, что в итоге также должно привести к увеличению расчетной величины. Все это позволяет утверждать, что расчетные величины для олигоцена должны быть еще большими, чем те, которые приведены в табл. 2. Резкое отличие фактических от расчетных величин отношений количеств гелия, содержащегося в 1 м3 газоносных и водоносных пород, позволяет сделать вывод о том, что залежи сформировались за счет струйной миграции углеводородов, внедрившихся в чуждые им подземные воды. Низкие величины фактических отношений (7—27) подтверждают седиментационный характер подземных вод и позволяют считать, что источником углеводородов являются глубокопогруженные зоны, где вследствие высоких температур образовавшиеся свободные газы оказались относительно обеднены гелием.

Особенности геологического строения Предкавказья позволяют полагать, что источники свободных газов приурочены к таким глубоко-погруженным участкам, какими являются Западно-Кубанский прогиб, Восточно-Кубанская впадина, Чернолесский прогиб, юго-восточная часть Прикумско-Тюленевского вала. Перспективы здесь мезозойских отложений на газ не вызывают сомнений.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: