Геохимическая зональность газов пластовых вод как показатель генезиса углеводородов

В последнее время большое значение придается изучению гидрогеологических условий нефтегазоносных бассейнов (НГБ). Необходимость таких исследований обусловлена тем, что в НГБ вода составляет до 10% и более его объема, а залежи нефти, по образному выражению И.О. Брода, являются каплями в океане воды. Кроме того, установлено, что в пластовых водахНГБ растворены гигантские объемы углеводородов, которых вполне достаточно для формирования всех открытых и предполагаемых промышленных месторождений. В связи с многократным превышением массы растворенных углеводородов над их промышленными и прогнозными запасами более важно установить генезис углеводородных газов пластовых вод. Полученные выводы будут справедливы и для углеводородов залежей. Это определяется тем, что в настоящее время можно однозначно говорить о генетической общности углеводородов нефтей, углеводородных газов газовых залежей и углеводородных газов пластовых вод НГБ. Поэтому в плане генезиса углеводородов залежей чрезвычайно важно рассмотреть растворенные углеводородные газы пластовых вод НГБ. Также очевидна роль растворенных углеводородов в процессах миграции и формирования их залежей.

Рассмотрим некоторые особенности газовой составляющей пластовых вод, позволяющие установить органический генезис углеводородов.

Региональная зональность газонасыщения пластовых вод. Газонасыщенность пластовых вод НГБ имеет региональный характер, т.е. если в каком-либо пункте НГБ вскрыты пластовые воды с определенным составом газа, то такого типа газы и приблизительно равные их количества будут обнаружены на значительной территории. Резкого изменения регионального фона газонасыщения не наблюдается. В качестве примера сошлемся на особенности газонасыщения пластовых вод НГБ Русской платформы и Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Для указанных НГБ характерно широкое территориальное распространение зон однотипного газового состава и одинаковой величины газонасыщения. При этом состав газов и их количества закономерно изменяются к их внутренним, наиболее погруженным частям.

Анализ газовой зональности пластовых вод палеозойских отложений Русской платформы показывает, что к Предуральскому прогибу и Прикаспийской впадине, погруженным частям Львовской и Балтийской впадин, Московской синеклизе и Яренгскому прогибу, к центральным районам Припятско-Днепровско-Донецкого грабена и северо-западным окраинам Донбасса в составе газов возрастает содержание углеводородов при уменьшении доли азота и кислых компоненов, а тип газов изменяется от азотного через метаново-азотный и азотно-метановый на метановый с одновременным обогащением гомологами метана. В указанных направлениях увеличивается количество растворенных газов, их суммарная упругость и величина коэффициента насыщения вод газами. Региональный фон газонасыщения вод осложняется вблизи залежей углеводородов. С приближением к контуру продуктивности газонасыщенность подземных вод резко возрастает и обычно в приконтактной зоне воды предельно насыщены углеводородными газами.

Еще более четко зональный характер газонасыщения проявляется в пределах Западно-Сибирского НГБ. Для всех комплексов мезозоя зональный характер газонасыщения выражается в изменении состава растворенных газов, их объемов и суммарных упругостей при движении от обрамлений бассейна к центральным районам и на север. Состав растворенных газов изменяется от чисто азотного до метанового. Азотные газы по всем гидрогеологическим комплексам распространены в окраинных частях низменности. При движении от окраин бассейна к центру и на север в составе газа начинает все большую и большую роль играть метан, образуя вначале зону метаново-азотных, затем азотно-метановых и, наконец, метановых газов. Одновременно с увеличением доли метана во внутренних областях бассейна появляются более высокие гомологи метана, вначале этан, затем пропан, бутан, пентан и гексан.

Большую часть бассейна занимает зона метановых газов; зона азотных газов широко распространена по южной и юго-восточной окраинам низменности.

Региональный характер газонасыщения пластовых вод НГБ обусловлен регионально распространенным источником углеводородов, каковым является рассеянное органическое вещество осадочных пород.

Вертикальная зональность газонасыщения пластовых вод. Наряду с широко развитой нормальной вертикальной газовой зональностью пластовых вод, в целом ряде НГБ отмечается инверсионный тип гидрогеохимической зональности, когда в вертикальном разрезе отмечается наличие гидрогеологических комплексов и этажей с различным характером газонасыщения. Так, на Северном Устюрте под высокогазонасыщенным метаном эоценовым гидрогеологическим комплексом залегают малогазонасыщенные азотные воды мела (табл. 1). В Прикаспийской впадине неогеновые высокогазонасыщенные метановые воды подстилаются водами мезозойских комплексов, обедненных углеводородами. В Урало-Поволжье пластовые воды бавлинских отложений содержат газы преимущественно азотного состава; залегающие выше воды девонских и нижнекаменкоугольных отложений насыщены азотно-метановыми, а местами метановыми газами, обогащенными тяжелыми углеводородами. Аналогичная зональность газонасыщения отмечается в Рионской и Косовской впадинах (табл. 2). Такой характер вертикальной зональности газов пластовых вод противоречит предположению о миграции углеводородов по глубинным разломам из-под коровых областей. При допущении, что миграция углеводородов происходит из глубинных подкоровых зон, газонасыщенность пластовых вод должна бы повсеместно возрастать с глубиной.

Зависимость газонасыщения пластовых вод от возраста водовмещающих толщ. Характер газонасыщения пластовых вод зависит от возраста НГБ. В общем случае молодые НГБ характеризуются высокой насыщенностью газами преимущественно метанового состава. С увеличением возраста бассейнов в составе газов повышается роль тяжелых углеводородов и азота. В древних НГБ преобладает азот, а газонасыщенность вод обычно низкая. Это можно проследить на примере НГБ Русской платформы и Предкавказья. Зависимость газонасыщения пластовых вод от возраста водовмещающих толщ НГБ можно объяснить лишь допуская генерацию углеводородов в этих же отложениях.

Ресурсы углеводородных газов, растворенных в пластовых водах. Величина газонасыщения пластовых вод углеводородными газами весьма значительна: в 1 м3 пластовой воды палеозойских отложений востока Русской платформы растворено до 1,2—1,3 м3 газа; в 1 м3 вод мезозойских отложений Западной Сибири содержится газа до 3 м3 и более; газонасыщенность пластовых вод Средне-Каспийского НГБ достигает 4—5 м3; в Индоло-Кубанскомпрогибе на Медведевской структуре в 1 м3 пластовой воды растворено 9 м3 углеводородного газа. Количества газов растворенных в пластовых водах, различных НГБ представляют весьма значительные величины. Гигантские количества растворенных в пластовых водах углеводородных газов, достигающие в пределах отдельных НГБ десятков и сотен триллионов кубометров, практически невозможно объяснить с позиций неорганического генезиса углеводородных газов. В водах Урало-Волжского НГБ растворено более 50 трлн. м3, примерно столько же — в водах Припятско-Днепровского, а в пластовых водах Западно-Сибирского мегабассейна - более 500 трлн. м3. Суммарный объем газов, растворенных в пластовых водах НГБ мира, составляет порядка 180000 трлн. м3. Многочисленные исследования показали, что количество растворенных в водах НГБ углеводородных газов на 2-3 порядка и более превышают их разведанные и прогнозные запасы в месторождениях.

Сторонники неорганической гипотезы происхождения углеводородов считают, что насыщение пластовых вод происходит в результате рассеивания газов из залежей и на путях миграции по глубинным разломам. Однако логически трудно допустить, чтобы относительно незначительные залежи сформировали гигантские запасы в водах. Нельзя представить, чтобы залежи Западной Сибири с запасами не более 60 трлн. м3 могли рассеять в пластовые воды более 500 трлн. м3 углеводородного газа.

Рассеянные углеводороды в породах. Работами по проблеме прямых геохимических поисков залежей нефти и газа, а также специальными исследованиями установлена высокая газонасыщенность осадочных толщ НГБ. Так, по данным E.A. Рогозиной, битуминозные аргиллиты тюменской свиты Западной Сибири содержат от 100 до 1000 см3/кг и более природных газов. Несколько меньшие, до 200-300 см3/кг, отмечены объемы газа в подсолевых докунгурских карбонатных толщах восточной части Прикаспийской впадины. Очевидно, в НГБ суммарное количество сорбированных газов сопоставимо либо превышает суммарное количество растворенных газов пластовых вод, особенно на начальных стадиях развития НГБ. На примере Западной Сибири и подсолевых толщ восточной части Прикаспийской впадины установлено, что сорбированные газы содержат повышенные количества гомологов метана, во всяком случае много больше, чем в пластовых водах и залежах.