Энергетический кризис, охвативший многие страны мира, с особой остротой выдвинул проблему поиска дополнительных источников энергетического сырья. Поэтому весьма важно оценить возможные дополнительные источники УВ, поскольку они могут быть не только энергетическим сырьем, но и сырьем для химической промышленности. Такими источниками могут стать растворенные углеводородные газы подземных вод.

Природные подземные воды в том или ином количестве содержат растворенные газы. Особенно много их (преимущественно метановых) находится в пластовых водах нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что установлено многочисленными исследованиями как в нашей стране, так и за рубежом.

Газонасыщенность пластовых вод НГБ изменяется в широких пределах: от долей кубического метра газа на кубический метр пластовой воды до 10 м³/м³, реже более. Фактические данные показывают, что в одном кубометре пластовой воды палеозойских отложений Урало-Волжского НГБ содержится до 1-1,3 м³ углеводородного газа. Газонасыщенность пластовых вод Западно-Сибирского мегабассейна достигает 2-3 м³/1 м³ (иногда более). Еще выше газонасыщенность пластовых вод Среднекаспийского нефтегазоносного бассейна - до 4-5 м³/1 м³. Максимальная газонасыщенность была зафиксирована в Индоло-Кубанском прогибе (8 м³/1 м³) [5].

Количество растворенных газов в водах отдельных НГБ изменяется в широких пределах. Оно зависит от мощности и коллекторских свойств слагающих НГБ осадочных отложений, интенсивности генерации и рассеивания УВ, газоемкости пластовых вод. Суммарные ресурсы растворенных газов НГБ СССР превышают 4000 трлн. м³ ( табл. 1 ), что на несколько порядков больше промышленных запасов [12]. Глобальные же ресурсы углеводородных газов в пластовых водах осадочной оболочки Земли составляют n*10¹⁶ м³ [2]. По другим расчетам минимальные ресурсы растворенного метана, приуроченного к гравитационным водам подземной гидросферы, исчисляются в 150*10¹⁵ м³ метана [7].

Приведенные в табл. 1 данные по растворенным газам НГБ СССР учитывают их ресурсы до глубин 3-4 км и лишь для Прикаспийского наложенного бассейна расчеты выполнены до глубины 7 км. Между тем в большинстве НГБ мощность осадочного чехла значительно превышает 3-4 км. Учет растворенных газов в нижних этажах НГБ может существенно сказаться на их общих ресурсах, тем более что с глубиной ожидается повышение газоемкости пластовых вод в связи с ростом температур и давлений.

О характере газонасыщенности на глубинах более 5-6 км пока можно судить лишь по экспериментальным данным [10, 15]. В интервале температур 200-300 °С и давлений 78-98,1 МПа, растворимость метана в пресных водах будет варьировать от 16 до 61 м³/м³. Эти газовые факторы пресных вод вполне сопоставимы с таковыми нефтей [7].

Как известно, газоемкость пластовых вод зависит и от их минерализации; последняя возрастает до глубин 3-4 км. В высокоминерализованных водах при указанных выше давлениях и больших температурах эффект сверхрастворимости метана снижается почти в 3 раза, составляя 5-20 м³/м³. Однако существующие представления о повышении минерализации с глубиной в последнее время серьезно пересматриваются. В результате глубокого бурения в недрах практически всех НГБ установлена гидрохимическая инверсия. Сущность ее заключается в том, что повышение минерализации вод вниз по разрезу в НГБ, заполненных терригенными осадками, на глубинах 3-4 км и более сменяется снижением минерализации, появлением низкоминерализованных литогенных гидрокарбонатно-натриевых вод. В бассейнах с большой мощностью карбонатных и хемогенных пород, характеризующихся, как правило, высокой степенью минерализации подземных вод, гидрохимическая инверсия проявляется в основном в уменьшении концентрации солей зачастую при сохранении их хлоркальциевого типа. Эти данные позволяют предположить, что в нижних этажах НГБ сверхрастворимость метана сохраняется, что имеет принципиальное значение при оценке ресурсов растворенных газов.

В связи с этим приведем интересные данные американских исследователей. В 1977 г. из скважины глубиной 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане получен приток воды с дебитом газа до 14 м³/бар., т.е. до 90 м³ газа на кубометр пластовой воды. Величина газового фактора в 5 раз больше, чем по расчетам в этой воде может раствориться [13].

Небезынтересно напомнить тот факт, что газонасыщенность зависит от возраста водонапорных комплексов НГБ. Как правило, для третичных и мезозойских бассейнов характерны более высокие ее значения и метановый состав газов. В древних бассейнах она снижается, а в газах увеличивается доля азота [5]. Последнее отчетливо прослеживается по плотности запасов ( табл. 2 ).

Повышенная газонасыщенность пластовых вод мезозойско-кайнозойских НГБ имеет важное практическое значение, так как в нижних этажах их зачастую формируются региональные зоны аномально высоких пластовых давлений (геопрессированные зоны по терминологии американских исследователей). Вскрытие этих зон не очень глубокими скважинами (до 4-5 км) позволит осуществить эффективную фонтанную добычу высоконапорных пластовых вод, что является наиболее рациональным способом извлечения растворенных УВ путем разгазирования подземных вод.

Идея о практической возможности широкой утилизации растворенных УВ в СССР была сформулирована в 1974 г. [8]. Для осуществления их добычи предполагалось самотеком перепускать высоконапорные газонасыщенные воды в верхние сравнительно слабонапорные горизонты, где при благоприятных тектонических условиях путем дегазации вод могли бы формироваться искусственные залежи. Также рассматривалась возможность засоления предельно газонасыщенных подземных вод при помощи перепуска рассолов в нижние горизонты газонасыщенных вод, что приведет к разгазированию пластовых вод и образованию залежей. Указано также на возможность нарушения фазового равновесия с целью интенсификации дегазации вод благодаря применению сверхмощных глубинных взрывов.

Ранее была рассмотрена возможность утилизации водорастворенных газов в пределах разрабатываемых газовых месторождений [4, 11]. Так, для Губкинского месторождения в Западной Сибири количество растворенного в подземных водах газа в пределах гипсометрического влияния структуры составляет 1800 млрд. м³. При разработке таких месторождений из-за снижения пластовых давлений из подземных вод может выделиться значительное количество газа, которое существенно увеличит промышленные запасы. Для Губкинского месторождения с давлением насыщения пластовых вод около 7,54 МПа при снижении давления в контурных водах на 2,14-3,23 МПа количество выделившегося из пластовых вод газа составит 150- 200 млрд. м³.

Данные о газоносности подземной гидросферы позволяют однозначно говорить, что растворенные газы могут быть источником углеводородного сырья, хотя практический опыт их эксплуатации незначителен. И лишь в Японии доля растворенных газов в общей добыче горючих газов достигала 30 %. Правда, это всего лишь около 300 млн. м³ [3]. Здесь благоприятными оказались гидродинамические условия водонапорных систем, развитых в молодых НГБ Японии: самоизливы обогащенных метаном вод при значительных дебитах и устьевых давлениях. Бесспорно, проблема использования растворенных газов сопряжена с большими инженерными трудностями, но уже сейчас можно ставить вопрос об использовании растворенных газов геопрессированных зон [9]. Следует подчеркнуть и тот факт, что высокогазонасыщенные углеводородными газами бассейны подземных вод обычно совпадают с бассейнами термальных вод, обогащенных промышленно ценными химическими элементами, зачастую обладающими бальнеологическими свойствами. Все это может обеспечить эффективную, комплексную разработку глубинных подземных вод НГБ, углеводородное сырье которых практически неисчерпаемо.

Основная проблема при разработке месторождений растворенных газов заключается в транспортировке подземных вод на дневную поверхность, где они будут дегазироваться при атмосферном давлении, и в утилизации рассолов. Поэтому рентабельно разрабатывать самоизливающиеся гидрогеологические комплексы, приуроченные преимущественно к молодым мезозойско-кайнозойским отложениям. И сейчас имеется много скважин, пробуренных на эти отложения в Западной Сибири, Азербайджане, на Северном Кавказе и в других районах и выводящих на дневную поверхность высокогазонасыщенные пластовые воды. Так, в Азербайджанской части Куринской впадины на площади Сор-Сор из скв. 3 с глубины 3415 м (температура воды на устье 85 °С) получен приток с дебитом 8- 10 тыс. м³/сут, на площади Джарлы с глубины 3340 м изливались воды с начальным дебитом 2 тыс. м³/сут. Газонасыщенность вод в данном регионе на этих глубинах достигает 3 м³/м³ [1, 6]. Высокогазонасыщенные и высокодебетные (до 10 тыс. м³/сут) воды были установлены и на кряже Карпинского, углеводородное сырье которых также рекомендовалось к использованию [11].

Особенно привлекательна идея использования растворенных газов геопрессированных зон. В настоящее время установлено, что в зонах АВПД сосредоточены значительные энергетические ресурсы, утилизация которых может представить заметный интерес уже в конце нашего века.

В отличие от районов с нормальным гидростатическим давлением, где используемые энергетические ресурсы пластовых вод представлены одним лишь тепловым компонентом (термальные воды, пар), в зонах АВПД сосредоточены следующие энергетические компоненты:

природный газ (преимущественно метан), выделяющийся из самоизливающихся подземных вод;

гидравлическая энергия высоконапорных пластовых вод, которая может служить движущей силой электрических турбин;

термальные воды (остаточный теплоноситель).

Согласно современным представлениям, в геопрессированных зонах гравитационные воды песчаных горизонтов, пачек, линз находятся под большим давлением, значительно превышающим гидростатическое. Геопрессированный резервуар обычно сложен преимущественно глинистыми толщами с подчиненными песчаными горизонтами. В процессе уплотнения глинистых толщ в условиях их резкого погружения содержащиеся в них воды не могут достаточно быстро отжиматься, поэтому служат барьером для предельного уплотнения глин. Таким образом, воды геопрессированных зон рассматриваются в качестве внутреннего своеобразного упругого барьера, принимающего на себя значительную часть веса вышележащего 3-5-километрового осадочного покрова. Вследствие особенностей указанного механизма поровое давление флюидов значительно превышает гидростатическое, нередко приближаясь к геостатическому. По указанной причине скважины, вскрывшие в геопрессированной зоне значительные по объему коллекторские толщи, могут фонтанировать под большим буферным давлением, достигающим нескольких десятков и сотен мегапаскалей с дебитом воды в тысячи метров кубических в сутки [9].

Проведенные обширные исследования в области Голф-Коста по проблеме “Geopressure” [16] свидетельствуют, что при величине газовых факторов около 7 м³/м³ и дебите скважин не менее 5 тыс. м³/сут использование энергии геопрессированных зон может оказаться экономически выгодным.

Из геопрессированных зон в СССР наибольший интерес представляют районы грязевулканической деятельности. Грязевые вулканы приурочены к тектонически активным районам с большей мощностью мезозойско-кайнозойских отложений [4], в недрах которых формируются суперсверхгидростатические давления, разгружающиеся через жерла грязевых вулканов. Поэтому здесь экономически оправдано бурение сверхглубоких скважин для эксплуатации месторождений растворенных газов. Эти “искусственные грязевые вулканы” будут выводить на дневную поверхность огромные количества углеводородных газов и перегретых пластовых вод. Такие системы будут характеризоваться значительными избыточными давлениями в устьях. Эти давления и перегретые воды технически возможно использовать для выработки электрической энергии.

Различные геолого-экономические условия использования ресурсов растворенных газов вызывают необходимость выполнить в ближайшие годы районирование территории Советского Союза с целью выбора первоочередных объектов АВПД для проведения конкретных исследований в области прогноза ресурсов растворенных газов, представляющих практический интерес для народного хозяйства.

1. Алиев С.А., Рустамов Р.И. Геотермическая характеристика Азербайджанской части Куркинской впадины. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 4, с. 17-19.
2. Большая Советская энциклопедия. 3-е издание, т. 6, 1971, с. 93.
3. Геология и минеральные ресурсы Японии. М., ИЛ, 1961, с. 50-52.
4. Зорькин Л.М. Некоторые вопросы миграции и формирования залежей углеводородных газов. - Геология нефти и газа,1969, № 9 , с. 31-34.
5. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1973.
6. Зорькин Л.М., Писарев Д.С. Первые данные о газах, растворенных в пластовых водах Нижнекуринской депрессии. - Труды ВНИИГаза. М., 1970, вып. 33/41, с. 507-512.
7. Корценштейн В.Н. К оценке глобальных ресурсов растворенных газов подземной гидросферы. - Докл. АН СССР, 1977, т. 235, № 2, с. 458-459.
8. Корценштейн В.Н. Новые данные о ресурсах растворенных газов пластовых вод крупнейших водонапорных систем и их значение для оценки прогнозных запасов газа. - Докл. АН СССР, 1974, т. 215, № 1,с. 178-180.
9. Корценштейн В.Н. Геопрессированные зоны (зоны АВПД) - резерв энергетики будущего? - Газовая промышленность, 1979, № 1, с. 13-14.
10. Султанов Р.Г., Скрипка В.Г., Намиот А.Ю. Растворимость метана в воде при повышенных температурах и давлениях. - Газовая промышленность, 1972, № 5, с. 6-7.
11. Стадник Е.В. К вопросу о геотермической характеристике водонапорной системы кряжа Карпинского. - Труды ВНИИГаза, М , 1963, вып. 1, с. 55-58.
12. Углеводородные газы пластовых вод нефтегазоносных бассейнов - возможный источник получения углеводородов / Л.М. Зорькин, В.Н. Корценштейн, Е.В. Стадник и др. - Докл. АН СССР, 1980, т. 252, № 3, с. 681-683.
13. Ходжон Б. Природный газ - поиски продолжаются. - Америка, 1979, октябрь, с. 27-35.
14. Якубов А.А., Алиев Л.А. Грязевые вулканы. М., Недра, 1978.
15. Cubberson О.L., Me-Ketta S.S. The solibility of Methane in water. - Bull. A.A.P-G., 1953, v. 37, No. 8.
16. Proceedings of the Second Geopessured Geotrmal Energy Conference. V. I, II, III, IV, V. Center for Energy Studies. The University Texas at Austiu, 1976, February23-25.

Таблица 1

Ресурсы растворенных газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов

* Рассчитано только для продуктивной толщи.

Таблица 2

Плотность запасов водорастворенного газа некоторых нефтегазоносных бассейнов