Качественная и полукачественная оценка газоносности глубоких горизонтов разновозрастных нефтегазоносных бассейнов России

Успешное развитие газовой промышленности в значительной степени зависит от опережающего роста разведанных ресурсов этого вида полезных ископаемых, В связи с этим особую актуальность приобретает выбор новых перспективных направлений разведки на газ, к числу которых относится оценка и освоение газовых ресурсов больших глубин (более 5 км).

Обобщение результатов бурения на глубокие горизонты в России и за рубежом показало, что в интервале глубин 4 7 км имеются все необходимые и достаточные геолого-геохимические предпосылки для генерации, аккумуляции и консервации промышленных скоплений углеводородов, в том числе и крупных. Газовые и нефтяные месторождения на глубинах свыше 4—5 км открыты во многих странах: Россия, США, Франции, Италии, Австрии и др. Однако в связи с крайне ограниченным объемом геологической информации оценка газонефгеносности больших глубин пока еще носит сугубо вероятностный характер и отражает скорее степень геологической изученности, чем истинные запасы углеводородов, заключенных в глубоких недрах. Отсюда вытекает острая необходимость разработки геолого-геохимических критериев, позволяющих повысить надежность прогноза характера и масштабов генерации и аккумуляции углеводородов (УВ) в глубоких горизонтах.

Методы качественной оценки газоносности. Анализ представительного геологического материала показал, что в распределении нефти и газа в различных нефтегазоносных бассейнах (НГБ) наблюдаются некоторые общие закономерности, обусловленные взаимным влиянием ряда геолого-геохимических процессов. Ведущим из них является эволюция во времени типов и стадий катагенеза органического вещества (OB). Газообразование — процесс более универсальный, чем нефтеобразование, так как последнее проявляется лишь на средних этапах катагенеза и связано с сапропелевым или смешанным типами OB. Газообразование протекает на всех стадиях эволюции OB — от диагенеза до глубокого катагенеза — и охватывает более широкий спектр осадочных пород, включая континентальные угленосные и субугленосные отложения. Пространственная фиксация в осадочном комплексе циклов нефтегазообразования (средние этапы катагенеза сапропелевого и смешанного OB) и газообразования (гумусовый тип, либо начальные и заключительные стадии катагенеза сапропелевого OB) создает зональность в распределении нефти и газа. Эта зональность может быть названа генетической. Установление принадлежности изучаемой части разреза к определенной генетической зоне — первый и необходимый этап качественной оценки характера нефтегазоносности, полностью применимый и к глубоким горизонтам. Для диагностики генетической зональности разработан обширный арсенал геолого-геохимических методов, среди которых наиболее надежный — определение катагенеза OB по отражательной способности витринита. В качестве дополнительного критерия можно использовать определение степени катагенной измененности углеводородов в залежах, так как прогрессивный катагенез OB вызывает синхронные изменения ряда геохимических параметров и в порождаемых им УВ. Прослеживание по ряду прямых и косвенных данных смены генетических зон по вертикали в изученных бурением частях НГБ дает возможность более надежно прогнозировать характер нефтегазоносности глубоких горизонтов в малоизученных или вовсе не затронутых глубоким бурением регионах.

Анализ результатов глубокого бурения показал, что в интервале глубин 4,0-7,5 км вскрываются различные генетические зоны: нефтегазогенерации и (или) нижней преимущественной или исключительной газогенерации. В соответствии с этим преобладающий тип продукции представлен широким геохимическим спектром УВ - от циклических нефтей до сухих метановых и даже углекислометановых газов. При этом отчетливо отмечается связь характера нефтегазоносности с возрастом вскрываемых на больших глубинах отложений, а в НГБ с кайнозойско-мезозойским выполнением, кроме указанной связи, проявляется влияние преобладающего типа органического вещества. Весьма примечательно, что от древних нефтегазоносных бассейнов к молодым происходит последовательное углубление генетических зон (см. рисунок). Большинство рассмотренных НГБ относится в основном к унаследованно развивавшимся, так что значительный подъем глубинных генетических зон за счет эрозии значительных частей разреза, а тем более инверсии, по-видимому, исключается. Фиксируемая разница в типах продукции и глубинном положении генетических зон, вероятнее всего, связана с различиями в стадиях катагенной эволюции OB и порождаемых им УВ в разновозрастных НГБ. Прямым подтверждением этому служит го, что в миоценовых отложениях Галф-Коста на глубинах свыше 4 км катагенез OB достиг лишь длиннопламенной стадии, а на тех же глубинах в кембро-ордовикских отложениях Пермского бассейна — антрацитовой. Судя по современным температурам, которые для многих унаследованных НГБ являются максимальными, следовало бы ожидать в изменении глубинного положения генетических зон противоположную тенденцию, а именно — углубление зональных границ от молодых НГБ к древним, так как в последних температуры на 5 км составляют 100—150°С, а в молодых 170— 215°С. Из сопоставления этих фактов следует, что, по-видимому, глубина катагенной преобразованности OB и сопутствующих ему УВ (в залежах) зависит не только от абсолютных величин современных или палеотемператур, но и от длительности их воздействия. В этом случае возраст вмещающих пород является как бы интегрирующей составляющей всей совокупности геохимических и геологических процессов, обусловливающих глубину катагенеза OB и УВ. Следовательно, для приближенной качественной оценки характера нефтегазоносности глубоких горизонтов в малоизученных регионах в качестве классификационных признаков могут быть положены возраст перспективных комплексов и вероятный тип преобладающего в них OB (сапропелевый, смешанный или гумусовый) (таблица).

Методы количественной оценки газоносности. Количественная оценка ресурсов УВ и истинное соотношение в недрах жидких и газообразных их дериватов обусловлена не только принадлежностью к определенной генетической зоне, но и зависит от влияния ряда других геологических факторов и в первую очередь от масштабов и форм вертикальной и латеральной миграции и условий сохранности залежей. Взаимное влияние суммы геологических факторов приводит к искажению в ряде случаев генетической зональности и формированию видимой или морфологической зональности. Поэтому количественная оценка масштабов газонефтенакопления в глубоких горизонтах — задача несоизмеримо более сложная и трудоемкая.

Анализ распределения ресурсов газа и нефти в разнотипных НГБ показал, что определенные их группы имеют одинаковый набор и последовательность сонахождения морфогенетических зон. По этому признаку все НГБ можно разделить на две неравнозначные в практическом отношении группы.

С первой группой — НГБ длительного и устойчивого прогибания на протяжении всей или большей части их геологической истории — связаны основные объемы разведанных и прогнозных запасов УВ мира. Эта группа НГБ характеризуется более полным набором генетических зон и последовательной сменой их по глубинам. Значительное искажение генетической зональности в распределении газа и нефти по глубинам фиксируется относительно редко (чаще всего в регионах с грязевым и соляным диапиризмом). Именно в унаследованно развивающихся бассейнах наблюдается взаимосвязь между глубинами залегания генетических зон и возрастом основных нефтегазоносных комплексов, что значительно облегчает оценку газонефтеносности глубоких горизонтов в их пределах.

Ко второй группе относятся НГБ с полной (неоднократной) или частичной инверсией бассейна в целом или значительных его частей. Бассейны этого типа характеризуются фрагментарным и непоследовательным набором генетических зон. В этой группе НГБ за счет инверсии может быть приближена к поверхности или выведена на нее любая из генетических зон. Возрастной принцип оценки перспектив газонефтеносности глубоких горизонтов в их пределах чаще всего неприменим. Как правило, эти группы бассейнов характеризуются и максимально неблагоприятными условиями сохранности УВ, особенно газообразных.

Для количественной и качественной оценки масштабов газонефтенакопления в НГБ первой группы в большей степени, чем для второй, применим метод геологических аналогий. Суть его в перенесении выявленных закономерностей распределения газа и нефти по глубинам и площади в хорошо изученных НГБ (прототипах) на менее изученные регионы, сходные по истории геологического развития, с учетом возраста слагающих пород.

Вероятные масштабы газообразования и газонакопления на больших глубинах могут быть оценены различными геохимическими и геологическими методами. Остановимся на двух из них: на определении масштабов генерации газа расчетным и экспериментальным методами и на анализе плотностей разведанных ресурсов газа в наиболее изученных глубоким бурением НГБ.

На больших глубинах органическое вещество находится на средних (НГБ молодых платформ и прогибов) или глубоких (НГБ древних платформ) стадиях катагенеза и принадлежит соответственно генетическим зонам нефтегазогенерации (главная фаза нефтеобразования по Н.Б. Bacсоевичу) или премущественной и исключительной газогенерации, Для гумусового типа OB в зоне нефтегазогенерации масштаб образования термокаталитических углеводородных газов достаточно велик, хотя и уступает нижележащей зоне. Это подтверждено расчетными и экспериментальными данными. При сапропелевом РОВ в этой же зоне, по расчетным данным, происходит максимальный расход OB на образование жидких УВ, в связи с чем предполагается резкое снижение масштабов газообразования. Однако экспериментальные данные ВНИИГ аз свидетельствуют, что главная фаза нефтеобразования сопровождается выделением огромных количеств газообразных продуктов. Поэтому, несмотря на кислый состав газов, абсолютный выход УВ в расчете на кг OB сопоставим по масштабу с таковым для гумусовых углей средних стадий катагенеза.

Масштаб образования углеводородных газов в нижней зоне преимущественной или исключительной газогенерации для гумусового типа OB максимален как по расчётным, так и экспериментальным данным. Интенсивность генерации метана неуклонно возрастает от коксовой стадии до антрацитовой. Сапропелевое OB на стадиях катагенеза, соответствующих от жирной до полуантрацитовой по шкале углей, также генерирует огромные массы газообразных УВ, теряя до 20% весовых от исходной массы OB. Это дало право некоторым исследователям связывать с этими глубокими стадиями катагенеза сапропелевого РОВ главную фазу газообразования.

Опыт разведки глубоких горизонтов (свыше 4,5 км) также подтверждает наличие значительных ресурсов природного газа в генетических зонах как нефтегазогенерации (Гальф-Кост, Южно-Каспийский НГБ, Внутренний соленосный и др.), так и нижней-газогенерации (Пермский, Западный внутренний, Днепровско-Донецкий НГБ и др.). В США на начало 1971 г. остаточные разведанные запасы газа на глубинах более 4,5 км оценивались примерно в 2 трлн. м3, из них в наземной части — в 1,1 трлн. м3, а прогнозные не менее 8-9 трлн. м3. Средняя плотность разведанных запасов газа в глубоких горизонтах впадин Делавер-Вал-Верде Пермского НГБ составляет более 200 млн. м3 на 1 км2, а в промышленно газоносной зоне достигает 350 млн. м3 на 1 км2.

Опыт количественной оценки газовых ресурсов глубоких горизонтов России. Учитывая все изложенное, можно приблизительно оценить газовые ресурсы глубоких горизонтов (5—7 км) нефтегазоносных бассейнов России. Площадь перспективных земель на глубинах свыше 5 км составляет примерно 3,5 млн. км2. Если принять среднюю плотность запасов газа 100 млн. м3 на 1 км2 (что в 3,5 раза меньше плотности разведанных запасов в Пермском НГБ), то прогнозные запасы газа в интервале 5-7 км составят 350 трлн. м3. Из них на НГБ Европейской части России приходится 110 трлн. м3, на Среднюю Азию примерно 50 трлн. м3, а на Западную и Восточную Сибирь около 190 трлн. м3.

Несмотря на все несовершенство этих ориентировочных подсчетов, можно полагать, что полученные цифры более объективно отражают масштаб газонакопления в глубоких горизонтах, чем базирующиеся только на степени изученности больших глубин, крайне незначительной по Союзу в целом.

В Европейской части России к наиболее перспективным объектам для разведки глубоких горизонтов относятся Прикаспийская впадина (площадь перспективных земель 500 тыс. км2) и Тимано-Печорский регион (около 200 тыс. км2). Палеозойский возраст пород, слагающих глубокие горизонты этих регионов, позволяет предполагать, по аналогии со сходными нефтегазоносными бассейнами США, преимущественную или исключительную газоносность их глубоких недр и плотность запасов не меньшую, чем в прототипах.

Для Прикаспийской впадины выполненные ранее расчеты по методу геологических аналогий и с учетом первых успехов освоения подсолевого газа показали, что газовые ресурсы ее глубоких недр могут быть оценены в 100 трлн. м3. Из них на технически доступных глубинах (5—7 км) заключено не менее 20-30 трлн. м3.

Сопоставимые данные были получены и при подсчете газовых ресурсов глубоких недр Прикаспия объемно-генетическим методом, основанным на методике С.Г. Неручева, Е.А. Рогозиной и Л.Н. Капченко. Масштаб газообразования в подсолевом палеозое Прикаспия на высоких стадиях катагенеза РОВ составил 3000 трлн. м3. При коэффициенте концентрации всего лишь 3—4% ресурсы газа глубоких недр оцениваются не менее чем в 100 трлн. м3. Хорошая сходимость этих данных, полученных разными методами, подтверждает высокие перспективы газоносности подсолевого палеозоя Прикаспия и выдвигает последний в число первоочередных объектов разведки на газ.

В свете изложенных данных глубокие горизонты НГБ Европейской части России можно рассматривать как значительный резерв для развития газодобывающей промышленности. Экономическая эффективность увеличения разведанных запасов газа вблизи основных источников их потребления очевидна. Это позволяет считать техническое освоение больших глубин в массовом масштабе в Европейской части России актуальной народнохозяйственной задачей.