(На примере Среднеевропейского бассейна.)

Подсолевые красноцветные комплексы пород, распространенные во многих соляно-купольных бассейнах, служат вместилищами крупных газовых скоплений. Формационные особенности и сходное положение этих продуктивных комплексов в разрезах бассейнов определяют близкие условия их нефтегазоносности. В связи с этим выявление закономерностей формирования залежей УВ в подсолевых красноцветах одного из бассейнов имеет большое значение для прогнозирования условий существования аналогичных залежей в другом.

За последнее десятилетие накоплен обширный геологический материал по образованию газовых месторождений, в том числе значительных по запасам, в подсолевых красноцветах Среднеевропейского бассейна. В связи с этим анализ данной проблемы имеет большое значение. Ранее [1-9] установлено, что подсолевые красноцветы саксонского возраста (верхняя часть нижней перми) не могут считаться газопроизводящими, так как они содержат незначительное количество ОВ. В качестве газогенерирующих всеми исследователями рассматриваются залегающие ниже угленосные породы силеза. Гумусовый характер ОВ последних обусловил продуцирование ими в ходе катагенеза преимущественно газообразных УВ (в основном метана). Первый этап углефикации - нижнепермский период, в течение которого накопилась мощная (до 2-3 км) толща эффузивных и терригенных образований. По имеющимся данным [5], для этого времени характерны повышенные геотермические градиенты (до 7°С), что связано помимо общерегиональных причин с интенсивным магматическим прогревом угленосной толщи. Однако газы первого этапа углефикации выделились до образования региональной соленосной покрышки цехштейна (верхняя пермь) и поэтому не сохранились. В то же время на достаточно обширных территориях, в первую очередь в областях развития мощных толщ эффузивов отэна (нижняя часть нижней перми) и в субварисском краевом прогибе степень углефикации ОВ достигла экстремальных значений; при дальнейшем погружении оказалась невозможной постуглефикация и, следовательно, эти породы потеряли свойство газоматеринских.

Продуктивный комплекс пород саксона перекрыт соленосными отложениями цехштейна, которые обеспечили их высокую гидрогеологическую закрытость и формирование водонапорной системы элизионного типа. Основная территория бассейна характеризуется пластовыми давлениями, превосходящими гидростатические. Снижение величины пластового давления до нормального гидростатического отмечается лишь на бортах бассейна. В центральной его части располагается обширная область пьезометрического максимума, от которого в направлении бортовых зон закономерно снижаются приведенные напоры, нарушаемые отдельными пьезомаксимумами и пьезоминимумами [4]. Таким образом, в пределах бассейна гидродинамические системы саксона делятся на две группы:

• бортовых зон бассейна с пластовыми давлениями, близкими к гидростатическим;
• центральной части бассейна с пластовыми давлениями, превышающими расчетные гидростатические.

Сохранению высоких пластовых давлений в саксонской толще кроме регионально развитой соляной покрышки цехштейна способствуют сильная литологическая изменчивость пород, высокая глинизация и цементация порового пространства коллекторов. В таких условиях перемещение пластовых вод на большие расстояния затруднено и поэтому в бассейне сохраняется элизионный характер гидродинамической системы.

Воды продуктивного комплекса саксона на большей части территории бассейна (за исключением прибортовых зон) по всем показателям относятся к древним седиментационным. Они представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с концентрацией солей от 40 до 360 г/л [8]. Степень метаморфизации вод высокая. В пределах узкой прибортовой полосы они отличаются низкой минерализацией (40-110 г/л), малой метаморфизацией, высокими сульфатностью и хлорбромным коэффициентом, т. е. это типичные инфильтрационные воды выщелачивания. Однако зоны опреснения незначительны и влияние их для бассейна в целом почти неощутимо. Условия надежной изоляции продуктивного комплекса саксона от воздействия экзогенных факторов и преимущественно элизионный режим развития сохраняются в Среднеевропейском бассейне с верхнепермской эпохи до настоящего времени. Высокая степень гидрогеологической закрытости бассейна способствовала накоплению газа в пластовых водах подсолевого комплекса до состояния предельной газонасыщенности и выделения газа в свободную фазу. Характерная особенность бассейна саксона - пестрота состава водорастворенных газов: от преимущественно метановых до почти чисто азотных. Это отличает бассейн от большинства других, в которых региональной закономерностью является повышение доли углеводородных газов (и общей газонасыщенности) от окраин с развитыми слабогазонасыщенными преимущественно азотом водами к внутренним, наиболее погруженным частям бассейна с пластовыми водами, характеризующимися во многих случаях близкой к предельной газонасыщенностью. Именно последнее обусловливает, по мнению многих исследователей (В.Н. Корценштейн, Л.М. Зорькин и др.), формирование газовых залежей благодаря мобилизации водорастворенных газов пластовых вод в процессе развития водонапорной системы бассейна.

В Среднеевропейском бассейне общепризнанные закономерности распределения концентраций УВ в водорастворенных газах нарушены. Здесь на обширных территориях, включая значительную часть центральных, наиболее глубоких районов бассейна, развиты азотные водорастворенные газы. Вдоль его южного борта прерывистой полосой располагаются преимущественно метановые газы. Вероятно, такой характер зональности можно объяснить лишь различным составом газов, поступавших в пластовую среду. Действительно, поскольку на большей части площади бассейна угленосные отложения силеза после формирования соленосной покрышки были уже неспособны к продуцированию значительных объемов УВ (а выделившиеся ранее газы ушли в атмосферу) здесь, в водонапорной системе пород саксона, накапливались газы, обедненные УВ. В то же время при глубинном метаморфизме горных пород выделялся и переходил в воду в больших количествах азот [7]. Возможно также поступление вулканогенного азота, связанного с существованием в Среднеевропейском бассейне мощных толщ отэнских эффузивов и их магматических корней в породах карбона [9] . Обращает внимание примерное совпадение в плане зон развития почти чисто азотных водорастворенных газов с зонами распространения вулканических толщ отэна.

В областях распространения вод с низким содержанием метана в растворенном газе имеются залежи свободного азота. К районам с преобладанием в пластовых водах метаново-азотных растворенных газов приурочены газовые залежи с наличием метана 30-50 %, а к районам развития преимущественно метановых - залежи с содержанием метана 70-80 %.

Степень газонасыщенности вод, определяемая отношением давления насыщения к пластовому, изменяется в пределах бассейна от 0,75 до 1. В региональном плане намечается зависимость между степенью газонасыщенности вод и положением водоносного горизонта по отношению к кровле ротлигендеса: газонасыщенность вод по мере приближения к кровле пород саксона возрастает вплоть до выделения газа в свободную фазу. Эта закономерность нарушается при появлении в разрезе отложений саксона второго, более низкого этажа газоносности.

Таким образом, на основании фактических данных в Среднеевропейском бассейне устанавливается прямая зависимость формирования газовых месторождений от гидрогеохимической обстановки. Отмеченные выше длительность и непрерывность (с верхнепермского по настоящее время) надежной изоляции продуктивного комплекса саксона и преимущественно элизион-ного режима гидродинамической системы способствовали накоплению природного газа в недрах, создавая высокую (до предельной) газонасыщенность пластовых вод. При такой газонасыщенности вод в водонапорной системе саксона неоднократно могли возникать благоприятные условия для выделения газов из пластовых вод и формирования залежей различного состава. Основные элизионные этапы, соответствующие периодам интенсивного прогибания и накопления осадков, на востоке бассейна - цехштейновый и триасовый, а на западе помимо этого - юрский и меловой. На указанных этапах были отжаты и вынесены к бортам бассейна основные массы седиментационных вод и растворенных в них газов. При этом основная масса седиментационных вод из прогнутой части бассейна устремлялась, по-видимому, к югу. Интенсивность и объем стока в северном направлении были гораздо меньшими. Вдоль южного и северного бортов бассейна формировались зоны минимальных условных приведенных напоров, определивших направление элизионного потока. Перепад напоров от центральной, наиболее прогнутой части бассейна к северному борту был значительным. Однако затрудненный характер разгрузки седиментационных вод обусловил незначительную интенсивность элизионного водообмена. Таким образом, наиболее благоприятная обстановка для поступления УВ в ловушки существовала в пределах южного борта бассейна, на путях наиболее интенсивной фильтрации седиментационных вод к зонам минимальных значений условных приведенных напоров.

Установлено [1], что большинство газовых месторождений в бассейне приурочено к палеоподнятиям южного борта (Восточно-Английское, Нидерландское, Альтмаркское, Одербрухско-Волштынское), развитие которых протекало в течение тех или иных отрезков палеозойского времени (см. рисунок ).

Рассмотрим этапы развития палеоподнятий на западе и востоке бассейна на примере описанных в литературе Нидерландского и Альтмаркского.

Первое характеризовалось [2] наибольшей тектонической активностью в предпермское время, когда амплитуды восходящих движений достигали 700-1000 м. В течение триасового и юрского периодов происходило конседиментационное развитие палеоподнятия. Тектонические подвижки на границе юрского и мелового этапов обусловили формирование крупной Гронингенской структуры с амплитудой до 400 м. Воздымания в конце мелового времени и в отдельные этапы кайнозойского были менее интенсивны и существенно не отразились на ее строении.

Для Альтмаркского поднятия [3] основные периоды роста приходятся на доверхнепермское и триасовое время, когда общая амплитуда воздымания превысила 800 м. В юрское время поднятие слабо намечается, а начиная с раннемелового оно погружается и его развитие как зоны устойчивого воздымания завершается. К концу триасового периода оформляется наиболее крупная локальная структура Альтмаркского поднятия - Зальцведель-Пекензен [6].

Учитывая приведенные выше газогидрохимические данные, можно заключить, что крупные положительные подвижки в районах палеоподнятий, приводившие к изменению термодинамических условий, вызвали выделение огромных количеств водорастворенных газов в свободную фазу. В районе Нидерландского поднятия основной этап газовыделения приходился на предмеловое время, в районе Альтмаркского - на предъюрское.

Для газовых месторождений Среднеевропейского бассейна характерны либо примерное фазовое равновесие в системе залежь - контурные воды, либо сдвиг этого равновесия в сторону азота. В последнем случае в подземных водах существует дефицит метана и избыток азота против их равновесных содержаний. Это же наблюдается и в распределении общей и парциальной упругости растворенных газов. Совместный дефицит упругости растворенных газов создается благодаря недонасыщенности подземных вод метаном. В результате происходит миграция метана из залежи в воду, а азота - из воды в залежь. На поступление азота из пластовых вод указывает увеличение содержания азота сверху вниз по мере приближения к ГВК залежи. Отсутствие выравненности состава газа по площади и в разрезе месторождения также свидетельствует о непрерывном подтоке в залежь азота. В противном случае, учитывая достаточно древний возраст (триас) формирования залежей на востоке бассейна, последние должны бы иметь относительно выравненный по площади и разрезу состав.

Для большинства же месторождений фиксируется примерное фазовое равновесие в системе залежь - контурные воды или нарушение его слабо выражено. Содержание метана в свободном и растворенном газе в принципе соответствует условиям фазового равновесия. Это объясняется в одних случаях окончанием рассеивания УВ из залежей, в других - формированием газовых скоплений благодаря водорастворенным газам (in situ) без привноса газовых компонентов, способных нарушить фазовое равновесие. При этом скорость изменения первоначального состава газа в залежи будет зависеть от размеров последней и площади взаимодействия с подземными водами: чем меньше размеры залежи и больше площадь взаимодействия с водами, тем быстрее при прочих равных условиях разрушается залежь. Таким образом, при формировании залежей путем струйной миграции газов в чуждую им геохимическую обстановку состав растворенных газов будет близок к составу свободных лишь непосредственно в зоне ГВК. Залежи могут плавать в азотных водах, и при удалении от контура газоносности доля метана в газовой смеси, растворенной в подземных водах, может резко падать.

Анализ содержаний метана в свободных газах по площади газоносных районов и отдельных месторождений указывает во многих случаях на струйный характер миграции углеводородных газов в геохимически чуждой азотной пластовой среде. В районах крупных поднятий в результате восходящих движений пластовое давление снижается и, как следствие, растворенные газы выделяются в свободную фазу. Расчеты, проведенные нами для Альтмаркского поднятия, показывают, что общее воздымание последнего на 800 м в течение позднепермско-триасового времени сопровождалось снижением пластового давления в продуктивной толще на 9,6 МПа, что могло привести к выделению 0,3 м³ свободного газа из каждого кубического метра пластовых вод. Свободные газы, обогащенные метаном, захватывались ловушками, находившимися на путях струйной миграции. Таким образом, месторождения возникали в условиях изначально нарушенного фазового равновесия между залежью и региональным фоном газонасыщенности пластовых вод.

Из приведенных данных видно, что пластовая система саксона Среднеевропейского бассейна характеризуется уникальными концентрациями азота, которые не наблюдаются в других нефтегазоносных бассейнах (например, палеозойские отложения Волго-Урала содержат 200-300 см³/л азота, мезозойские Западной Сибири - 100- 150 см³/л). В связи с этим залежи свободного газа заключают значительные количества азота (на месторождении Гронинген 250 млрд. м³), а иногда почти полностью состоят из него.

В целом комплексный анализ имеющихся фактических материалов по газонасыщению пластов регионально продуктивного комплекса саксона Среднеевропейского бассейна с учетом термодинамических условий и особенностей тектонического развития региона позволяет сделать вывод, что формирование месторождений, в том числе крупных, обусловлено процессами мобилизации растворенных газов пластовых вод в ходе развития водонапорной системы при значительной, иногда ведущей роли струйных миграционных потоков. Следовательно, наиболее перспективными будут зоны, обладающие благоприятными предпосылками для дегазации пластовых вод, т. е. зоны активных инверсионных поднятий. Именно они, характеризующиеся наиболее благоприятным геохимическим режимом, наличием толщ коллекторов высокого класса и крупных локальных структур, будут зонами газонакопления с возможным существованием в их пределах крупных газовых месторождений. Перечисленным условиям полностью соответствуют области газонакопления Восточно-Английская, Нидерландская, Альтмаркская и не удовлетворяют такие, как Хунте, Одербрухско-Волштынская, Зеленогурская. Последняя группа зон газонакопления по большинству параметров (геохимические, коллекторские, площади локальных структур) может быть сопоставлена с первой. Основное же различие между этими группами состоит в их тектонической активности: если в первой развитие протекало активно в течение мезозойского времени, то во второй активность крайне снизилась, а иногда и вовсе не проявлялась, Именно этот фактор оказался решающим в неодинаковой продуктивности обеих групп зон газонакопления.

Проведенные исследования позволяют сделать выводы, применимые к любому солеродному бассейну и касающиеся закономерностей формирования газовых месторождений в подсолевых красноцветных комплексах.

Формирование газовых месторождений, в том числе крупных, обеспечивается процессами мобилизации растворенных газов пластовых вод в ходе развития водонапорной системы при значительной, а иногда ведущей роли струйных миграционных потоков как латеральных, так и вертикальных. Наиболее высокой перспективностью характеризуются районы с благоприятными предпосылками для дегазации пластовых вод, т.е. районы активных поднятий (как унаследованного, так и инверсионного типа) с развитием в их пределах крупных резервуаров без нарушения необходимой герметичности покрышки. На участках с преобладанием благоприятных геохимических, структурных и литологических обстановок формируются зоны газонакопления с возможным развитием в их пределах крупных газовых месторождений.

Накопление залежей свободных газовв подсолевых комплексах обеспечивается выделением их из водорастворенного состояния водонапорной системы как локально, так и регионально в зависимости от интенсивности поступления их из площадных (региональных) либо локальных источников генерации.

Образование залежей возможно как в условиях фазового равновесия с региональным фоном газонасыщенности пластовых вод (площадная дегазация), так и в условиях изначально нарушенного фазового равновесия (локальная дегазация).

1. Глушко В.В., Дикенштейн Г.X. Газоносность нижнепермских отложений Северо-Западной Европы. - Геология нефти и газа, 1971, № 9 , с. 25-29.
2. Гронинген - крупнейшее газовое месторождение Западной Европы / В.В. Глушко, Г.X. Дикенштейн С.М. Чернышев и др. - Геология нефти и газа, 1972, № 10 ,с. 63-66.
3. Дикенштейн Г.X., Боровиков В.Н. Геологическое развитие палеоподнятий Северо-Западной Европы в связи с газоносностью нижнепермских отложений. - Геология нефти и газа, 1975, № 4 , с. 64-70.
4. Месторождения нефти и газа Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции / Г.X. Дикенштейн, В.В. Глушко, Б.А. Соловьев и др. М., Недра, 1975.
5. Bartenstein H., Teichmiiller R. Inkohlun-gsuntersuchungen, ein Schlussel zur Prospektierung von palaozoischen Kohlenwasserstoff-Lagerstatten? - Forschr. Geol. Rheinld. und Westf., 24, Krefeld, 1974, s. 129-160.
6. Grundzuge des geologischen Baus undder Gasftihrung des Rotligenden in der Mitteleuropaischen Senke /W.W. Gluschko, H. Hetzer, G. Katzung u. a. - Zeitschr. fur angewandte Geol., 1972, H6, s. 253-262.
7. Maksimov S.P., Sorkin L.M., Pankina R. . Zur Herkunft von Gaslagerstattenmit hochem Stickstoffanteil. - Zeitschr. furangewandte Geol., 1973, H. 10, s. 493-501.
8. Probleme der hydrogeologieschen Prognostizierung der Erdol- und Erdgasfiihrungder polnischen Tafelgebiete / S. Depowski, B. Laszcz-Filakova, J. Sapula, E. Sieciarz. -Zeitschr. fur angewandte Geol., 1980, H. 11,s. 584-587.
9. Solov'ev B. A., Bandlowa T. S. DieHauptmerkmale der Tektonik der salzfiiren-den Mitteleuropaischen Senke. - Zeitschr. furangewandte Geol., 1979, H. 9, s. 419-425.

Рисунок

Схема размещения крупных палеоподнятий и газоносных районов подсолевого красноцветного комплекса Среднеевропейского бассейна (составлена по материалам [6, 8, 9]).

1 - граница распространения отложений саксона; 2 - изогипсы (в км) поверхности отложений саксона; 3 - важнейшие палеоподнятия: I - Восточно-Английское, II - Нидерландское, III - Хунте, IV - Альтмаркское, V - Одербрухско-Волштынское, VI - Шпрее-Найсе; 4 – газовые месторождения; 5 - газоносные районы