Принципы оценки перспектив газоносности по составу и упругости газов, растворенных в подземных водах (В порядке обсуждения.)
Э. Е. Лондон, Л. М. Зорькин, В. Г. Васильев
За последние годы в Советском Союзе получил широкое развитие метод оценки перспектив нефтегазоносности по упругости газов, растворенных в подземных водах. Впервые на роль этих газов для оценки перспектив нефтегазоносности указал В.П. Савченко, который отметил, что в водонасыщенных породах газы скапливаются в результате выделения их из воды в том случае, если количество газа больше того, которое может раствориться в воде, находящейся в контакте с газосодержащим участком литосферы [5]. При этом положение залежи газа в разрезе устанавливается по соотношению давления насыщения и гидростатического давления пластовых вод. Руководствуясь этим положением, большинство исследователей считает, что низкая газонасыщенность пластовых вод и упругость растворенных газов меньше гидростатического давления свидетельствуют о малой перспективности или бесперспективности в нефтегазоносном отношении оцениваемых горизонтов. Эта точка зрения даже вошла в руководство М.А. Жданова по методике оценки перспективных запасов нефти и газа [2].
Накопленные в настоящее время данные по определению упругости растворенных газов в различных нефтегазоносных районах СССР показывают, что это положение, основанное на законах установившегося фазового равновесия между газовыми залежами и растворенными газами подземных вод, справедливо только в частных случаях. Во многих случаях скопления газов контактируют с водой, слабо насыщенной углеводородными газами или практически лишенной их, поэтому по составу и упругости растворенных газов нельзя однозначно ответить на вопрос о наличии в разрезе газовой залежи.
Такое положение может возникнуть при внедрении углеводородов в процессе миграции в Среду, Лишенную углеводородов, или при рассеивании углеводородов, растворенных в пластовой воде данного горизонта в результате активного движения этих вод и замене их водами, мало или совсем не содержащими растворенных углеводородных газов, или благодаря подземному окислению в процессе жизнедеятельности бактерий.
В большинстве нефтегазоносных районов современные залежи газа (и нефти) образовались за счет перераспределения углеводородов между ловушками в процессе миграции.
Залежи углеводородов, уравновесившиеся на определенном этапе геологического развития данного региона, позднее при переформировании тектонического плана могут явиться источником потока углеводородов в вышележащие отложения. При вертикальном струйном проникновении газа (по трещинам) через водонасыщенные породы [6] углеводороды могут скопиться в отложениях, в которых они отсутствовали.
Вследствие внедрения углеводородов в чуждую газовую среду, пластовые воды, контактирующие с залежами, оказываются недонасыщенными углеводородами. Это наблюдается, по-видимому, в Днепровско-Донецкой впадине, где залежи газов в отложениях верхней перми, триаса и юры контактируют с водами, слабо насыщенными углеводородами.
Так, на Шебелинском месторождении в триасе на расстоянии 100 м от контура газовой залежи упругость газов снижается с 68 до 1 ата. На Бельской площади упругость растворенных газов в приконтурных водах юрского горизонта крайне низкая (от 10 до 1 ата).
В Бухаро-Хивинской газоносной провинции, на Газлинском газовом месторождении залежь девятого горизонта расположена на водах, практически лишенных углеводородов. Упругость растворенных газов близка к 1 ата.
По мнению В.Н. Корцешнтейна [4], такое положение могло возникнуть вследствие рассеивания углеводородов, растворенных в пластовой воде данного горизонта за счет активного движения этих вод и замены их инфильтрационными водами, совсем не содержащими углеводородов (рис. 1).
В Березовском газоносном районе также установлено снижение упругости растворенных углеводородных газов от залежей в восточном и западном направлениях от 120 ата в приконтурной части залежи до 40-20 ата на расстоянии примерно 20 км в сторону от залежей (рис. 2). Это связано с поступлением инфильтрационных вод с Урала и Щучинского выступа и постепенной заменой древних вод, явившихся источником образования залежей. Однако процесс смены воды в Березовском районе не достиг крайнего выражения, поэтому газонасыщенность остается высокой.
Резкое снижение упругости растворенных газов в законтурных водах из-за подземного биогенного окисления углеводородов отчетливо фиксируется в водах продуктивных горизонтов карбона и девона Урало-Поволжья [1] и Днепровско-Донецкой впадины, где залежи углеводородов сформировались давно и в настоящее время они разрушаются.
Выявленная закономерность изменения упругости газов, растворенных в пластовых водах, по мере удаления от контура залежей наблюдается и в ряде других нефтегазоносных районов СССР.
На основании приведенных данных следует отметить, что при вскрытии скважинами пластовых вод на некотором расстоянии от контура газоносности можно прийти к совершенно неправильному выводу о бесперспективности этих территорий, если руководствоваться лишь соотношениями между упругостью газов и пластовыми давлениями. В связи с этим необходимо остановиться более подробно на возможности использования газов, растворенных в пластовых водах, в качестве критерия оценки перспектив нефтегазоносности.
Поисковое значение этих газов определяется в первую очередь составом растворенных газовых компонентов пластовых вод. Среди растворенных в природных водах газов встречаются кислород, азот, углекислый газ, сероводород, метан, тяжелые углеводороды, благородные газы, иногда водород.
Кислород - характерный газовый компонент поверхностных вод и вод неглубокого залегания в земной коре. Наличие или отсутствие его помогает установить характер вод (поверхностный или глубинный).
Азот - главный компонент воздушных газов, химически очень инертный. Однако в результате биогенного разложения органических веществ в недрах, в подземных водах образуется биогенный азот, часто генетически связанный с углеводородными газами.
Углеводороды - метан и его гомологи - биохимические газы. Наличие углеводородных газов в подземной воде р большинстве случаев показывает, что эта вода была в контакте с отложениями, богатыми органическими веществами. Метановые газы распространены в районе угольных, газовых и нефтяных месторождений, а также характерны для болотных газов. Тяжелые углеводороды (гомологи метана) встречаются только в водах, контактирующих с газонефтяными залежами.
Таким образом, прямым показателем газонефтеносности водовмещающих пород являются растворенные углеводородные газы, в первую очередь тяжелые углеводороды, поступающие в подземные воды непосредственно из газоотдающего источника.
Углеводородные газы часто сопровождаются углекислым газом и сероводородом. Присутствие углекислого газа в различных количествах можно использовать как показатель окисления углеводородов. На окисление углеводородов в процессе десульфатации вод указывает и сероводород.
Благородные газы используются для приближенного определения возраста вод и газов (по гелию) и выяснения условий формирования и разрушения залежей, контактирующих с пластовыми водами (по содержанию и упругости аргона).
Уверенно оценить перспективы газоносности по растворенным газам можно при изучении наряду с качественным составом растворенных в пластовых водах газовых компонентов количественного обогащения природных вод газом и упругости растворенных газов с учетом характера фазового равновесия между ранее разведанными газовыми залежами и растворенными газами пластовых вод, непосредственно контактирующих с ними.
Здесь возможны следующие принципиально различные условия.
I. Фазовое равновесиене установилось. Давление насыщения подземных вод углеводородами в силу тех или иных геологических условий не достигло значения гидростатического давления; в целом система недонасыщена, и процессы формирования залежей не происходили. Состав растворенных газов преимущественно углеводородный. Упругость углеводородов возрастает регионально в сторону источников генерации. Крупные положительные структуры характеризуются снижением упругостей, депрессии на общем фоне имеют повышенную упругость растворенных в воде газов. Территория по газоносности малоперспективная. Примером могут служить южные районы Западно-Сибирской низменности (юрско-меловые отложения).
II. Фазовое равновесие между залежами и подземными водами установилось. Характеризуется условиями формирования (роста) газовых залежей. Скорость поступления газообразных углеводородов достаточна для полного насыщения подземных вод. Наибольшая вероятность обнаружения газовых месторождений имеется в положительных тектонических формах с приподнятыми ловушками, где выделению растворенного газа способствовало сравнительно небольшое пластовое давление и где все положительные структуры района содержат газовые залежи. Состав растворенного газа преимущественно углеводородный (метановый), азот содержится в незначительном количестве (от долей до 2- 5% объемн.). Давление в газовой залежи примерно равно упругости растворенных газов, причем эти упругости возрастают в сторону регионального погружения коллекторов (см. рис, 1). Поисковым критерием является отношение Pг:Рпл <=1 (хадумский горизонт Ставрополья) [3].
Установление в районе, характеризующемся, как правило, предельной газонасыщенностью пластовых вод, отдельных зон, недонасыщенных углеводородами (Рг:Рал < 1), может быть истолковано как отсутствие на этих участках газовых залежей.
III. Фазовое равновесие смещено: давление в газовой залежи преобладает над упругостью растворенных газов в подземных водах. Последнее обусловлено тем, что углеводородная часть растворимых в воде газов окисляется сульфатредуцирующими бактериями с образованием более легко растворимых газов H2S, СO2. Вследствие этого снижение общей упругости газа не компенсировано повышением парциальной упругости СO2 и азота, сероводород же легко разлагается.
В зависимости от длительности и масштабов уничтожения углеводородов в величине смещения фазового равновесия можно наметить следующие два этапа.
1. Формирование залежей закончилось в недавнее геологическое время, поэтому процессы разрушения газообразных углеводородов в подземных водах не достигли значительного размаха; еще в меньшей степени уничтожаются углеводороды в залежах (как биохимическим путем, так и в результате растворения).
Состав растворенных газов также преимущественно углеводородный с преобладанием метана. Азота содержится от 1-2 до 5-10% объемн., реже более. Упругость растворенных газов снижается от контура газоносности (где она равна пластовому давлению) к синклинальным прогибам, однако даже в синклинальных прогибах между газовыми залежами давление насыщения остается высоким (Рг:Рпл = 0,5 и выше). В региональном пласте упругость возрастает в сторону источников первичной генерации углеводородов. Газовые залежи фиксируются резким повышением упругости на региональном фоне, что является поисковым признаком.
2. Формирование залежей закончилось давно, что обусловило длительность процессов уничтожения углеводородов (значительное смещение фазового равновесия). Уничтожение углеводородов резко снизило давление насыщения в сторону от контура газ - вода. Региональный фон газонасыщения установить нельзя, так как упругость в большей степени зависит от газовых залежей. Состав растворенного газа изменяется от газовой залежи к синклинальным прогибам, где он преимущественно азотный. Интенсивность процессов уничтожения углеводородов обусловливает повышенное содержание азота как в приконтактной зоне залежи, так и в самих залежах. В данном случае повышенное содержание биогенного азота в подземных водах считается положительным показателем. Прямым поисковым признаком является рост упругости углеводородов к положительным структурам (нижний палеозой Урало-Поволжья и Днепровско-Донецкой впадины, рис. 3).
Дальнейшее течение процессов уничтожения углеводородов может ликвидировать всю газовую залежь, и несмотря на незначительное возрастание упругостей к своду структуры, последняя может оказаться пустой. Так, в Днепровско-Донецкой впадине на Червонодонецкой площади (см. рис. 3) при возрастании упругости к своду структуры залежь не обнаружена. Характерно, что даже в присводовой части структуры в составе растворенных газов содержится много азота (до 50%), а на крыльях до 80-90%.
Разобранные случаи фазового равновесия относятся к условиям единства гидрогеохимической среды, когда подземные воды являются основными агентами переноса углеводородов и источником образования залежей. Однако в природе довольно часто встречаются случаи, когда фазовое равновесие между залежью и пластовыми водами нарушено или вообще не существовало. Как отмечалось выше, последнее может произойти в результате струйной миграции газа в свободной фазе [6] и его внедрения в отложения, где подземные воды не являются носителями углеводородов, или, когда подземные воды, являвшиеся источником образования залежей, замещены геохимически активными инфильтрационными водами.
В данном случае показателем газоносности вмещающих пород является присутствие в подземных водах, контактирующих с залежью, растворенных углеводородных газов или продуктов их разрушения. Упругость растворенных газов либо быстро падает от контура газоносности, исчезая на расстоянии первых сотен метров (мезозой Днепровско-Донецкой впадины), либо даже в контактной зоне равна атмосферному давлению (Газлинское месторождение Бухаро-Хивинской провинции).
Низкая упругость газа в пластовой воде, даже несравненно меньшая, чем давление воды на глубине исследуемого горизонта, не служит основанием для отрицательной оценки перспектив газоносности. Работы по разведке структуры надо продолжать до уточнения геолого-геохимической обстановки и условий фазового равновесия между газом и пластовой водой.
ЛИТЕРАТУРА
1. Белякова Е.Е. Нефтепоисковое значение подземных вод и растворенных в воде газов по данным исследования в районе Самаро-Камского междуречья Волго-Уральской нефтеносной области. Вопр. Нефтепоисковой гидрогеологии. Тр. ВСЕГЕИ, 1956.
2. Жданов М.А. Методы оценки перспективных запасов нефти и газа. ГОСИНТИ, Москва, 1959.
3. Корценштейн В.Н. Новые данные по газонасыщенности подземных вод палеогеновых горизонтов Центрального Предкавказья в связи с вопросами формирования газовых залежей. ДАН СССР, т. 118, №. 3, 1958.
4. Корценштейн В.Н. Новые данные по гидрохимии подземных вод меловых отложений Бухаро-Хивинской нефтегазоносной провинции в связи с вопросами формирования газовых залежей. ДАН СССР, т. 131, № 4, 1960.
5. Савченко В.П. Законы, управляющие системой жидкость плюс газы, и их приложение для выяснения генезиса природных газов. Природные газы. № 11, 1936.
6. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при струйной миграции в водонасыщенных породах. Тр. ВНИИ, вып. XIV, 1958.
Рис. 1. Изменения общей упругости растворенных газов в водах хадумского горизонта (по В. Н. Корценштейну).
1 - скважины, из которых отобраны глубинные пробы воды из хадумского горизонта: числитель - номер скважины, знаменатель - общая упругость растворенных газов (ат); 2 - изолинии общей упругости (ат); 3 - контуры газовых месторождений.
Рис. 2. Схема изменения давления насыщения растворенных газов в подземных водах продуктивного горизонта Березовского газоносного района (по Л.М. Зорькину, 1959).
1 - изолинии общей упругости (ат); 2 - пункты опробования водоносного горизонта; 3 - выявленные газовые залежи.
Рис. 3. Схематическая гидрогеологическая карта газоносных площадей Северо-Западной окраины Донбасса (по свите медистых песчаников Р1gr и араукаритовой свите верхнего карбона С33 (по Э.Е. Лондон).
1 - соотношение давления насыщения растворенных газов и пластового давления (Рг:Рпл); 2 - состав газов; 3 - числитель - номер скважин, знаменатель - Рг:Рпл; 4 - предполагаемый контур газоносности; 5 - изолинии кровли Р1gr; 6 - изолинии по кровле сеномана; 7 - изолинии равных упругостей газов.