Прогноз и учет потенциальных ресурсов гелиевого сырья - ввиду его народнохозяйственной ценности - задача весьма актуальная. Для ее решения необходимо, прежде всего, выявить основные факторы, определяющие накопление гелия в недрах и приводящие к формированию зон его повышенной концентрации.

Несмотря на то, что проблема формирования гелиевых месторождений изучается с 1907 г. и в трудах многих исследователей отдельные аспекты получили довольно полное развитие [1, 2, 6, 7] комплексное ее решение отсутствовало, а это не позволяло выработать критерии прогноза зон интенсивного гелиенакопления. Основываясь на значительном эмпирическом материале по гелиеносности природных газов, авторы [3, 9, 10] выявили основные закономерности в распределении гелия, выделили главные факторы и определили наиболее благоприятные условия для формирования крупных зон гелиенакопления. Основная часть гелиевого сырья на Земле сосредоточена в ограниченной части осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов с допалеозойским фундаментом, характеризующейся общей мощностью менее 3-4 км, т. е. приурочена к небольшому числу нефтегазоносных бассейнов древних платформ, месторождения которых интенсивно разрабатываются.

Обоснование этого вывода, заключающееся в определении наиболее оптимальных условий для концентрирования гелия в недрах и формирования зон максимального гелиенакопления, сводится к доказательству трех основных положений, свидетельствующих о приуроченности максимальных концентраций гелия: 1) к газовым и нефтяным месторождениям, т.е. к нефтегазоносным бассейнам, 2) к нефтегазоносным бассейнам древних платформ с допалеозойским фундаментом, 3) к тем частям нефтегазоносных бассейнов, где мощность осадочного чехла не превышает 3-4 км.

Первое положение обусловлено способностью природных газов и нефтей накапливать наибольшие концентрации гелия. Впервые на это обратил внимание В.П. Савченко в 1935 г. Действительно, гелий в пластовых водах, нефтях и сжатых газах распределяется согласно константам равновесия ( рис. 1 ). Растворимость гелия в сжатых газах почти на два порядка выше, чем в пластовых водах, а растворимость гелия в нефтях занимает промежуточное значение. На рис. 2 показано, как меняется с глубиной соотношение концентраций гелия в сжатом газе и в пластовой воде разной минерализации. Все это свидетельствует о том, что в условиях одной фоновой гелиенасыщенности недр наибольшие концентрации гелия будут в скоплениях природного газа и нефти, основные запасы которых сосредоточены, как правило, в нефтегазоносных бассейнах.

Второе положение обусловлено радиогенной природой основной массы гелия земной коры и зависимостью общей гелиенасыщенности недр, которую удобно выражать через парциальные упругости, от продолжительности гелиенакопления. Связь гелиеносности с возрастом вмещающих отложений была замечена еще в 1907 г. при первых определениях гелия в природных газах. Впоследствии эта зависимость исследовалась и обосновывалась многими геологами.

Анализ материала по гелиеносности природных газов показывает, что эта зависимость имеет место, хотя и носит весьма общий характер. Действительно, газовые залежи палеозойских отложений древних платформ обладают большей гелиеносностью, чем газы мезозойских отложений эпигерцинских платформ и тем более кайнозойских отложений молодых складчатых структур ( рис. 3 ). Это положение подтверждается уравнением накопления радиогенного гелия, составляющего основную его массу в недрах:

где Не_син - содержание гелия в воде, сингенетичное породам; m - пористость пород, доли единицы; t_п - возраст вмещающих пород в газах; d_п - плотность пород, г/мл; U, Th - содержания урана и тория в породе, доли единицы.

Исследования показали, что среднее значение величин фактического ежегодного прироста концентраций гелия в пластовых водах, представляющее собой частное от деления концентраций гелия на возраст вмещающих отложений, составляет 2,4x10^-9 см³/л [4] и практически не отличается от теоретически рассчитанной величины - 3,0*10^-9 см³/л.

Радиогенная природа основной массы гелия в земной коре подтверждается и характером его изотопного состава. Соотношение изотопов гелия ³Не/⁴Не нефтегазоносных бассейнов колеблется от 0,5*10^-8 до 88*10^-8 и на 2-3 порядка отличается от аналогичного соотношения изотопов в мантии, атмосфере и космосе. При этом величина отношения ³Не/⁴Не в свободных газах находится в обратной зависимости от концентрации гелия ( рис. 4 ), что также свидетельствует о ведущей роли изотопов ⁴Не в формировании зон продуктивного гелиенакопления.

Несмотря на подтверждение радиогенной природы гелия в газах и нефтях, его связь с возрастом вмещающих отложений при более детальном анализе оказалась не столь тесной, как это представлялось на первых этапах исследований. В пределах отдельных нефтегазоносных бассейнов парциальные упругости гелия с глубиной и возрастом вмещающих отложений увеличиваются, но концентрации остаются почти постоянными. Оказалось, что гелиеносность газов зависит не столько от возраста отдельных продуктивных коллекторов, сколько от возраста нефтегазоносного бассейна в целом. Например, гелиеносность газов мезозойских отложений древних платформ (ДДВ) выше, чем на эпигерцинских платформах, несмотря на то что первые залегают ближе к поверхности, а вторые ближе к фундаменту. Это можно рассматривать как свидетельство высокой миграционной способности гелия в осадочном чехле. Третье положение о приуроченности основных месторождений гелия к маломощным зонам осадочного чехла древних платформ определено особенностями формирования залежей газа, обусловленными обратной зависимостью между гелиеносностью свободных газов и мощностью осадочного чехла [8]. Согласно этой зависимости, фоновые концентрации гелия в газах растут регионально по мере уменьшения мощности осадочного чехла ( рис. 5 ) и не зависят от глубины местонахождения залежи. Особенно четко эта зависимость проявляется при анализе распределения концентраций гелия внутри бассейна. По мере уменьшения мощности осадочного чехла гелиеносность в некоторых бассейнах древних платформ увеличивается более чем на порядок. Так, содержание гелия в газах кембрийских и ордовикских отложений, залегающих непосредственно у фундамента, в наиболее прогнутой части впадины Андарко оказывается на порядок ниже, чем в залежах пермских отложений бортовых частей того же Западного Внутреннего бассейна Северо-Американской платформы. Такая же картина характерна и для других бассейнов древних платформ, в частности для бассейнов Русской платформы.

Существование этой зависимости зачастую приводило к ложной корреляции между гелиеносностью свободных газов и глубиной залегания или расстоянием залежи до фундамента.

Для объяснения зависимости концентраций гелия от мощности осадочного чехла необходимо рассмотреть механизм формирования гелиеносности свободных газов. Очевидно, что выделившийся в свободную фазу в зоне образования газ уже обладает некоторым начальным содержанием гелия V₀. В дальнейшем в зоне накопления (и миграции) газовой залежи возможны два основных источника гелия: породы, вмещающие залежь (V_п), и законтурные воды и порода (V_з). Следовательно, баланс гелия в любой газовой залежи можно представить уравнением

V=V₀+V_п±V_з, (2)

где V- наблюдаемое содержание гелия в залежи.

В этом балансе, как показывают расчеты, величина V_п ничтожно мала, и при решении вопроса о формировании фоновой гелиеносности свободных газов ее влиянием можно пренебречь. Ведущую роль играют V₀ и V_З. Свободный газ с начальной концентрацией гелия V₀ мигрирует в зону газонакопления и формирования залежи. В этой зоне, стремясь к равновесию с законтурными водами, он приобретает недостающий гелий либо отдает избыточный.

Начальное содержание гелия в газе (V₀) определяется термобарическими и гидрохимическими условиями пласта и масштабами газообразования:

где Не₀ - содержание гелия в подземных водах зоны газообразования, мл/мл; a₀ - коэффициент, характеризующий влияние пластовых условий на содержание гелия в зоне газообразования; Q - интенсивность газообразования, доли единицы объема в год; Тг-продолжительность процесса газообразования.

В зоне газонакопления концентрация гелия в залежах меняется, стремясь к выравниванию парциальных упругостей в газе и законтурной воде. Этот процесс выражается в том, что гелиеносность залежи стремится к конечной величине (V_K), которая определяется уравнением

где Не_к - содержание гелия в подземных водах зоны накопления, мл/мл; а_к - коэффициент, характеризующий влияние пластовых условий на содержание гелия в зоне накопления.

Коэффициенты а₀ и а_к могут быть рассчитаны по формуле

где d_B - плотность пластовой воды, г/мл; q - минерализация воды, % по массе, k_c - коэффициент Сеченова; К - константа равновесия для гелия в средах вода - газ.

Гелиеносность газовых залежей находится в интервале между начальными и конечными значениями при условии, что V_K-V₀<±V_з.

Как видно из уравнений (3), (4), содержание гелия в залежи определяется содержанием гелия в пластовой воде (Не₀ и Не_к), коэффициентами, отражающими влияние пластовых условий (а₀ и а_к) и масштабами газообразования (QT_г).

Содержание гелия в пластовых водах варьирует в широком диапазоне и изменение его по разрезу может иметь сложную картину. Тем не менее, фоновые концентрации гелия растут от минимальных значений в грунтовых водах до максимальных у фундамента ( рис. 6 ). По мере уменьшения мощности осадочного чехла расстояние между этими экстремальными значениями уменьшается, а градиент роста концентраций гелия с глубиной увеличивается. Величины же коэффициентов а₀ и а_к находятся в прямой зависимости от величины пластового давления, т.е. от глубины, и не зависят от мощности осадочного чехла.

Очевидно, чем больше глубина залегания фундамента и мощность осадочного чехла, тем глубже опускаются воды с наибольшей концентрацией гелия, тем выше значение а₀. Одновременно с этим увеличиваются и масштабы газообразования. В результате между мощностью осадочного чехла и начальным содержанием гелия устанавливается зависимость, а в залежах палеозойских отложений глубоких впадин в условиях, казалось бы, самых благоприятных для его накопления, образуется его дефицит.

Конечное содержание гелия, вероятно, не зависит от масштабов газообразования. Влияние вод, окружающих газовые залежи, направлено на ликвидацию дифференциации газов по содержанию гелия, вызванной разными условиями газообразования. Тем не менее и в зоне газонакопления вследствие увеличения возраста пород и влияния фундамента фоновая гелиеносность пластовых вод растет в направлении уменьшения мощности осадочного чехла. Поэтому по мере приближения к породам фундамента газовые залежи оказываются в условиях все большей гелиенасыщенности недр и при одних и тех же пластовых условиях, а конечное содержание гелия увеличивается.

В результате с увеличением мощности осадочного чехла начальное и конечное содержание гелия должно уменьшаться, и первое из них - более резко. Отсюда следует, что фактическая гелиеносность свободных газов, которая находится в интервале между начальной и конечной ее величиной также должна увеличиваться с уменьшением мощности осадочного чехла.

Латеральная составляющая миграции, направленная от впадин к бортам, влияет лишь на начальную концентрацию гелия в газовой фазе. Конечная же концентрация почти не зависит от латеральной миграции. Поэтому латеральная миграция может приуменьшить, но не ликвидировать связь гелиеносности природных газов с мощностью осадочного чехла.

Оптимальные условия для гелиенакопления создаются в ограниченной части осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов с допалеозойским фундаментом, залегающим на глубине 3-4 км, что подтверждается и фактическим распределением подавляющей доли ресурсов гелия.

Естественно, что выявленная закономерность касается наиболее распространенных или фоновых концентраций гелия в свободных газах, с которыми и связаны основные ресурсы гелиевого сырья. Это не исключает возможности обнаружения единичных аномальных концентраций гелия в районах с мощностью осадочного чехла более 4 км, в частности в приразломных зонах, зонах метаморфизма и т.д.

Хотя основные месторождения гелия связаны с газами углеводородного состава, некоторая часть их представляет собой азотные залежи. Азот в этих газах ведет себя аналогично гелию: его концентрации также растут по мере уменьшения мощности осадочного чехла к бортам нефтегазоносных бассейнов. Поэтому залежи азотного состава, богатые гелием, также располагаются в зонах маломощного осадочного чехла (менее 3 км), и их размещение не противоречит основной закономерности.

Выявленная закономерность имеет большое практическое и теоретическое значение. Прежде всего, она позволяет вести целенаправленные поиски высококачественного гелиевого сырья, давая в руки геологов комплекс поисковых критериев, отражающих основные факторы, которые определяют размещение зон интенсивного гелиенакопления. Она показывает ограниченность ресурсов гелиевого сырья, а следовательно, необходимость бережного отношения к ним. Она помогает определять прогнозные запасы гелия, проводить объективный учет его потенциальных ресурсов.

В теоретическом отношении выявленная закономерность вносит существенный вклад в представления о механизме промышленного накопления гелия в осадочной толще, в частности показывает связь концентрации гелия в залежах свободных газов с масштабами газообразования в осадочной толще. Появляется возможность количественной оценки газообразования и увеличивается достоверность прогнозирования газоносности недр.

Расширяется возможность решения вопросов о генезисе природных газов, условий их миграции, формирований скоплений и условий существования нефтегазовых месторождений.

1. Белоусов В.В. К вопросу о геологических условиях гелиеносности. - Проблемы советской геологии, т. 3, 1933, № 8, с. 81-103.
2. Воронов А.Н. Закономерности распределения гелия в подземных водах Русской платформы. - Изв. АН СССР, сер. геол., 1967, № 12, с. 127-132.
3. Воронов А.Н., Тихомиров В.В., Якуцени В.П. Научные основы поисков гелиевых месторождений. - Сов. геология, 1974, № 1, с. 9-19.
4. Воронов А.Н., Тихомиров В.В., Тихомирова В.Г. Удельный дебит поступления гелия в поровое пространство осадочной толщи. - Геохимия, 1969, № 4, с. 505-507.
5. Козлов А.Л. Вопросы геохимии природных газов и генезис гелиевых месторождений. М., ОНТИ, 1940.
6. Роджерс Д.Ш. Гелиеносные природные газы. М., ОНТИ, 1935.
7. Савченко В.П. К вопросу о геохимии гелия. - Природные газы, 1935, № 9, с. 53-108.
8. Тихомиров В.В., Тихомирова В.Г. Факторы, определяющие фоновую гелиеносность свободных газовых скоплений. - Геохимия, 1971, № 12, с. 1503-1509.
9. Тихомиров В.В., Махмудов А.X., Якуцени В.П. О характере взаимосвязи между запасами гелия, азота и углеводородов в свободных газовых залежах. - Геология нефти и газа, 1973, № 2 , с. 17-21.
10. Условия существования залежей нефти и газа по данным об инертных газах / В.П. Якуцени, А.X. Махмудов, В.В. Тихомиров, А.Н. Воронов. - Труды ВНИГРИ. Л., 1968, вып. 257, с. 35-44.

Рис. 1. Распределение концентраций гелия в поровом пространстве, занятом водой (1), нефтью (2) и газом(3)

Рис. 2. Зависимость величины отношения концентраций гелия (a) в сжатом газе и пластовой воде от глубины залегания пласта.

I - наиболее низкие значения (в слабоминерализованных водах); II - наиболее высокие значения (в высокоминерализованных водах)

Рис. 3. Распределение запасов природного газа с разной величиной концентрации гелия.

1 - древние платформы, 2 - эпигерцинские платформы, 3 - районы глубокого прогибания (более 5 км) земной коры

Рис. 4 Зависимость между величиной изотопного отношения ³Не/⁴Не и концентрацией гелия в свободных газах.

1 - природные газы палеозойских отложений СССР (Русская и Сибирская платформы) и США; 2 - то же, мезозойских отложений эпигерцинских платформ СССР; 3 - то же, мезозойских и кайнозойских образований межгорных впадин Средней Азии; 4 - природные газы кайнозойских отложений геосинклинальных областей

Рис. 5. Зависимость содержания гелия в свободных газах палеозойских отложений от мощности осадочного чехла в районах байкальской складчатости.

1 - Пермь; 2 - карбон; 3 - девон; 4 - ордовик-силур - кембрий; 5 - докембрий

Рис. 6. Зависимость концентраций гелия в пластовых водах от глубины их залегания на Русской платформе (1), в Северном Предкавказье (2), Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (3) и на Западно-Сибирской платформе (4)