К оглавлению

УДК 553.98.061.33:551.263.036:552.57

Экранирующая и проводящая роль угленосных отложений при миграции углеводородных газов (На примере Тунгусского нефтегазоносного бассейна.)

И.С. СТАРОБИНЕЦ, Г.С. ФЕДОРОВА, Е.С. ТИХОМИРОВА, Н.Н. ЛОМЕЙКО (ВНИИЯГГ)

При проведении геохимических поисковых работ на нефть и газ в районах распространения угленосных отложений весьма важно изучить особенности диффузионно-фильтрационного массопереноса углеводородных газов (УВГ), учитывая высокие газогенерирующие и сорбционные свойства углей.

Настоящая работа (В проведении экспериментов кроме авторов принимали участие В. Н. Литвинова, Л. М. Вишневская.) выполнена с целью выявления специфических газогеохимических поисковых показателей в различных частях разреза, ориентировочной глубины поискового зондирования, возможности проведения геохимических поисков, нефти и газа в отложениях, расположенных над угленосной толщей.

Эти вопросы весьма актуальны, особенно для районов Восточной Сибири. Так, в Тунгусском НГБ, где перспективы нефтегазоносности связывают в основном с породами рифея и кембрия, регионально распространенные угленосные образования каменноугольно-пермского возраста (тунгусская серия С_2-3-Р) могут играть роль своеобразного литолого-геохимического барьера, способного изменить миграционный поток УВ и соотношение газообразных компонентов в системе УВГ - ОВ - порода. Отложения тунгусской серии представлены песчаниками, глинами и углями. Мощность угленосной толщи возрастаете юго-востока на северо-запад от 380 до 1000-1500 м, в районе исследования она составляет 600 м. Пласты угля распределены неравномерно. Коэффициент угленосности колеблется от 2 до 34%. В рассматриваемых отложениях выявлены мощные траппы, которые способствовали (на отдельных участках) ускоренному катагенезу углей. В связи с этим катагенез последних представлен градациями от ПК₂ до АК₂. Параллельно изменялся характер ОВ углей и углеводородного газового фона. Петрографические исследования показали, что угли относятся к группе гумолитов, классу гелитолитов, преимущественно витринитового состава.

Экранирующие и проводящие свойства углей по отношению к мигрирующим УВГ в определенной мере зависят от их газонасыщенности, особенно метаном, образующимся благодаря естественным процессам катагенеза. Содержание гомологов метана в небольших концентрациях отмечено в газах углей Донбасса, Кузбасса, Карагандинского, Печорского и других бассейнов; оно изменяется от долей до нескольких процентов (по данным В.П. Козлова, 1960 г., А.И. Кравцова, 1950 г., В.И. Ермакова, 1958 г., Б.М. Зимакова, 1961 г. и др.). Некоторая часть газообразных УВ находится в углях в сорбционном состоянии (собственный углеводородный газовый фон). Для их извлечения применялся вакуум при температуре до 200 °С в атмосфере инертного газа (аргона).

На рис. 1 показано, что в рассматриваемых углях содержатся не только предельные, но и непредельные УВГ (последние в очень небольших количествах). Концентрация метана сравнительно невелика вследствие значительных потерь его в результате естественной дегазации. Общая средняя концентрация сорбированных УВГ в углях колеблется от 0,36 до 10 см³/кг, достигая в отдельных образцах 43-59 см^3/кг. Состав углеводородной части газа и концентрация отдельных компонентов в углях помимо других факторов зависят от степени катагенетической преобразованности углей (см. рис. 1). Так, содержание сорбированных гомологов метана, как и метана в углях, имеет тенденцию к возрастанию от стадии ПК₂ (буроугольная) к стадиям МК и АК. Это, очевидно, связано с увеличением сорбционных свойств углей по мере роста степени их углефикации [7]; имеют также значение потери метана, зависящие от градации катагенеза, глубины залегания, и другие причины. Вместе с тем содержание гомологов метана закономерно возрастает от стадии ПК₂, достигая максимума на МК₄, и значительно снижается на стадии АК₁, т. е. наблюдается тенденция, характерная для процессов естественного катагенеза угля и детритного ОВ [5, 6].

Таким образом, благодаря естественным процессам в углях данного района накапливалось в сорбированном состоянии небольшое количество УВГ, особенно гомологов метана. Последние, главным образом при низких концентрациях, весьма трудно поддаются десорбции, поскольку для их извлечения требуются вакуум и температура до 200 °С. В связи с этим вряд ли возможна заметная миграция гомологов метана, образованных в результате катагенеза углей, за пределы угленосных отложений рассматриваемого района. Об этом свидетельствует состав спонтанных газов, отобранных из угленосных отложений непродуктивной Курейской площади, в которых количество метана достигает 99,94% (табл. 1).

Эти газы значительно отличаются от газов кембрийских отложений не только по углеводородному составу (практически отсутствуют гомологи метана), но и по соотношению стабильных изотопов углерода метана. По последнему показателю они также являются специфичными газами катагенеза углей [2]. Следовательно, газогенерирующая угленосная толща способна отдавать в вышележащие отложения в заметных количествах только метан, искажая тем самым поток этого основного газового компонента при вертикальной миграции УВГ из залежей. Детальное изучение распределения УВГ в надугленосных вулканогенно-осадочных образованиях триаса на непродуктивной Верхненимдынской площади (табл. 2) указывает на концентрацию в них метана, не связанного с ОВ этих пород (коэффициент корреляции r=-0,2). Газ состоит почти из одного метана (99,9%) и мало отличается от спонтанных газов тунгусской серии (см. табл. 1, 2). Все это свидетельствует о том, что в данном случае метан надугленосных отложений в основном мигрировал из угленосной серии.

Для изучения проводящих свойств угленосных отложений были выполнены лабораторные исследования в сочетании с фактическим геолого-геохимическим материалом. При этом изучалась диффузионная проницаемость Д самих углей по отношению к УВГ C₁-С₄ (по методике П.Л. Антонова) [1]. Полученные данные (табл. 3) показывают, что угли обладают определенной Д не только по отношению к метану, но и к его гомологам. Интересно резкое различие величин Д для i-С₄ Н₁₀ и n-С₄Н₁₀. Это можно объяснить исключительно высокими сорбционными свойствами последнего. Характерно, что в осадочных породах отмечается обратная тенденция [4].

Из изложенного следует, что как в угленосных толщах, так и в перекрывающих породах в результате миграции из залежей можно ожидать накопление относительно повышенного количества разветвленных газообразных и парообразных УВ. Это необходимо учитывать при проведении геохимических поисков в районе распространения указанных отложений.

На основе полученных данных в случае диффузионного массопереноса УВГ через угленосную формацию наиболее информативны показатели по этану и изобутану (см. табл. 3).

Судя по литературным данным, угли обладают фильтрационной проницаемостью, они являются монодисперсными микропористыми сорбентами, общая пористость которых определяется в основном величиной микропор, а макропоры и переходные поры составляют незначительную часть. Учитывая широкое развитие в рассматриваемом регионе интрузивных тел, оказывавших термальное воздействие на вмещающие породы и, в частности, на угли тунгусской серии, представляют интерес исследования И.А. Эттингера [7], установившего, что при контактовом метаморфизме в микропористой структуре угля происходит уменьшение трещиноватости и общего объема молекулярных пор, которые до теплового воздействия были доступны метановым молекулам. С позиции взаимодействия миграционных УВГ и угленосных пород заслуживают внимания опыты по искусственному насыщению смесью УВГ (в сильной степени разбавленной азотом) недробленых углей и извлечению (десорбции) последних методами, обычно применяемыми при дегазации пород в нефтегазопоисковой геохимии. Эксперименты проводились в специальной бомбе при давлении 0,4 МПа в течение 7 сут, предварительно угли подвергались дегазации. Состав исходной смеси был следующий (в %): N₂ 91,43, СН₄ 7,57, С₂Н₆ 0,42, С₃Н₈ 0,26, i-С₄Н₁₀ 0,17, n-C₄H₁₀ 0,15.

При проведении опытов учитывался естественный фон углей.

На рис. 2 видно, что угли способны сорбировать из сильно разбавленной смеси заметные количества УВГ. При этом основная их масса извлекается термовакуумным методом дегазации (ТВД), незначительное количество УВГ (от 4 до 25% в зависимости от градации катагенеза углей) проникает в глубокие микротрещины и прочно сорбируется (извлекается при дроблении с применением нагрева и вакуума). Наблюдается определенное отличие в соотношении углеводородных компонентов для исходного и сорбированного газов (табл. 4). Общая концентрация гомологов метана (главным образом этана) в газах глубоких микротрещин заметно выше, чем в исходном газе. В то же время десорбированный с поверхности угля газ обогащен метаном. В естественных условиях благодаря наличию влаги сорбция эпигенетических (миграционных) УВГ происходит в значительно меньшей степени, а десорбция облегчается. Из приведенных данных следует, что, несмотря на высокие сорбционные свойства углей, определенная доля субвертикального миграционного потока УВГ может пройти через угленосные породы. Другая часть УВГ сорбируется, но легко извлекается (газы адсорбции) и способна эмигрировать. И лишь сравнительно небольшое количество УВГ проникает в глубокие микротрещины и прочно удерживается породами (газы абсорбции). По экспериментальным данным, концентрация газов адсорбции в 5-30 раз выше, чем газов абсорбции.

Следовательно, благодаря миграции из залежей УВ можно ожидать определенного накопления в угленосной толще не только метана, большая часть которого образуется в результате естественных процессов катагенеза, но и его гомологов, особенно пропана и н-бутана. При этом необходимо учитывать незначительную генерацию углями тунгусской серии гомологов метана (см. рис. 1) и их повышенную диффузионную проницаемость по отношению к этану и особенно изобутану (см. табл. 3). На основании изложенного изучение газов надугленосных и угленосных отложений, несомненно, представляет интерес при геохимических поисках залежей УВ, что, в частности, подтверждается фактическим материалом по месторождениям Сигово-Подкаменное и Ванаварское при сопоставлении с непродуктивными площадями Элеликенской, Курейской, Верхненимдынской (см. табл. 2 и 5).

Как видно из табл. 5, геохимические показатели газов по гомологам метана для угленосной тунгусской серии на месторождении значительно выше, чем на непродуктивных площадях.

Все приведенные данные показывают, что УВГ угленосных отложений, в частности тунгусской серии Восточной Сибири, в определенной мере информативны. При этом, несмотря на задержку части миграционного потока (особенно газо- и парообразных гомологов метана) угленосными породами, последние не являются абсолютным экраном. Они обладают диффузионной и фильтрационной проницаемостью по отношению к УВГ. Это подтверждается также данными по газам надугленосных четвертичных отложений месторождения Сигово-Подкаменное, где по гомологам метана и некоторым другим показателям (табл. 6) фиксируется контрастная аномалия. Близкая картина отмечается для вулканогенно-осадочных отложений триаса на месторождении Ванаварское (см. табл. 2).

Следовательно, при проведении геохимических поисков на нефть и газ в районах распространения угленосных отложений информационными являются показатели по газообразным гомологам метана, особенно по этану и изобутану. Поисковые работы можно проводить, ориентируясь на отложения, развитые над угленосной толщей. Выполненные исследования позволяют рекомендовать нижеследующий комплекс газогеохимических показателей при поисках месторождений в районах распространения угленосных толщ: для надугленосных отложений - повышенную контрастность показателей С₂Н₆+высш. (см³/кг); (С₂Н₆+высш.)^/СН₄; (С₂Н₆+i-С₄Н₁₀)/(С₃Н₈+n-С₄Н₁₀); i-С₄Н₁₀/n-С₄Н₁₀; для угленосных пород (С₂Н₆ + высш./СН₄)*100>7, эффект хроматографической дифференциации УВГ по разрезу.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Антонов П.Л. Результаты исследований диффузионной проницаемости пород для углеводородных газов. - Труды ВНИИЯГГа. М., 1970, вып. 8, с. 51-79.

2. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.

3. К оценке перспектив нефтегазоносности некоторых локальных складок Северного Донбасса по газогеохимическим показателям / А.И. Анцифоров, В.П. Огородникова, Т.Л. Жуйкова, Г.С. Стативко. - Деп. ВИНИТИ, № 4404-77.

4. О влиянии мацерального состава углей на углеводородообразование/И.С. Старобинец, Т.П. Емец, Л.И. Жильцова и др. - Изв. вузов. Сер. Геология и разведка, 1978, № 3, с. 45-52.

5. Роль осадочных пород в распределении рассеянных углеводородных газов / И.С. Старобинец, А.В. Архангельский, Е. С. Тихомирова и др. М., Недра, 1976.

6. Соколов В. А., Симоненко В. Ф., Гуляева Н. Д. Газообразование при углефикации в глубоких недрах по экспериментальным данным.- Труды ВНИИгаза. М., 1975, вып. 47/55, с. 176-181.

7. Эттингер И. А., Шульман Н. В. Распределение метана в порах ископаемых углей. М, Недра, 1975.

Поступила 10/X 1982 г.

Таблица 1 Сопоставление геохимических показателей газов угленосных и нефтегазоносных отложений Курейско-Летнинского мегавала

Площадь, скважина	Глубина, м	Состав газа, %			Изотопный состав углерода метана d^13С
		CH4	С2Н6+высш.	С2Н4+высш.
Угленосные отложения (С2-3-Р)
Курейская, 3	94-97	99,98	0,02	0,001	-2,83
» 6	250-256	99,94	0,06	Следы	-2,54
Нефтегазоносные отложения кембрия
Сухо-Тунгусская, 7	704-720	85	До 10		-3,45

Таблица 2 Сопоставление газогеохимических показателей продуктивной Ванаварской и непродуктивной Верхненимдынской площадей Тунгусского НГБ в различных частях разреза

Возраст отложений	Варнаварская площадь				Верхненимдынская площадь
	Число образцов	CH4, см^3/кг	С2Н6+высш., см^3/кг	С2Н6+высш./С2Н4+высш.	Число образцов	CH4, см^3/кг	С2H6+высш., см^3/кг	C2H6+высш. /C2H4+высш.
Угленосные отложения тунгусской серии
С2-3	26	4,0	0,15	350 /до 711)	12	0,05	0,011	-
P1	39	11,3	0,024	77 (до 150)	18	7,4	0,006	6,3
Надугленосные отложения триаса
T1	5	5,8	0,009	21	12	0,74	0,001	2,7

Примечание. С₂Н₆+высш. С₂Н₄+высш. - сумма соответственно предельных и непредельных УВ (С₂-С₄).

Таблица 3 Диффузионная проницаемость (Д) углей (см²/с) тунгусской серии западной части Сибирской платформы по отношению к углеводородным газам

Глубина, м	Градация катагенеза	Д	СН4	С2Н6	С3H8	i-С4H10	n-С4Н10
102	МК3	10^-5	3,45	1,14	1,04	3,90	0,10
160	AK1	10^-6	5,75	3,32	0,83	2,87	0,04
353	AK2	10^-6	577	8,2	0,01	38	0
410	MK5	10^-6	513	7,5	0,14	8,6	0

Таблица 4 Сопоставление состава (%) газов (исходного, адсорбции и абсорбции) в опытах по насыщению углей

Образец	Стадия катагенеза угля	Вид дегазации	CH4	С2H6	С3H8	i-С4H10	n-C4H10
Исходная смесь			88,32	4,87	3,06	2,02	1,73
Уголь (Курейская площадь)	AK2	ТВД*	98,35	1,21	0,08	0,32	0,03
		МД**	87,35	9,31	1,07	1,84	0,12
Уголь (Сигово-Подкаменная площадь)	MK4	ТВД*	97,66	1,75	0,196	0,236	0,069
		МД**	82,60	13,08	3,28	0,23	0,80

* Газы адсорбции; (ТВД-термовакуумная дегазация). ** Газы абсорбции, (МД - механическая дегазация).

Таблица 5 Геохимические показатели газов угленосной тунгусской серии продуктивной и непродуктивной площадей (средние данные)

Месторождение, непродуктивная площадь	Средний интервал глубин, м	Число исследованных образцов	С2Н6+высш., см^3/кг	С5Н12+ высш., см^3/кг			Состав газа, %
							CH4	C2H6+высш.	C2H4 + высш.	С5Н12+высш.
Сигово-Подкаменное	315	54	0,4	0,03	4,0	7,6	98,2	1,4	0,1	0,2
Элеликенская	460	138	0,09	0,01	1,7	1,4	99,9	0,05	0,01	-
Курейская	380	74	0,05	0,003	-	0,2	99,25	0,5	0,21	0,03

Примечание: , где k - коэффициент извлечения газа; Qтвд, Qхд, Qмд - количество газа, полученного  последовательно термовакуумной, химической и механической дегазацией

Таблица 6 Геохимические показатели УВГ четвертичных отложений месторождения Сигово-Подкаменное

Показатели	Свод	Склон	Контрастность
Средний интервал глубины отбора, м	20	40
Число исследованных образцов	6	6	-
С2Н6+высш., см^3/кг	0,01	0,001	10
	0,08	0,02	4,0
	1,4	0,8	1,7
Состав газа, %
СН4	96,4	72,02	-
С2Н6+высш. (С2-С4)	2,97	7,72	-
С2Н4+высш. (С2-С4)	0,61	18,33	-
С5Н12+высш.	-	1,92	-

Рис. 1. Состав сорбированных углеводородных газов в углях тунгусской серии на разных стадиях катагенеза (средние данные по площади Сигово-Подкаменная).

1 - метан; 2 - гомологи метана (С₂ - С₅); 3 - непредельные УВГ (С₂ - С₄)

Рис. 2. Сорбционная способность углей тунгусской серии по отношению к разбавленной смеси углеводородных газов.

Газы: 1 - адсорбции (ТВД), 2 - абсорбции (МД)