К оглавлению

УДК 553.98.001.18

Прогноз нефтегазоносности по степени эволюционной зрелости природных газов

В.П. ИСАЕВ (Иркутский гос. ун-т)

Принципиальное отличие свободных газов Промышленных скоплений УВ от рассеянных газов осадочных пород нефтегазоносных бассейнов (НГБ) заключается в их преимущественно углеводородном составе и значительном преобладании метана над его гомологами. Рассеянные газы пород характеризуются азотным, углекислотно-азотным, углеводородно-азотным и водородно-азотным составом, значительной степенью жирности углеводородной составляющей и высоким содержанием водорода [1-3, 5-7].

В рассеянных газах пород установлена самая высокая концентрация Н₂, в свободных газах залежей - самая низкая, а в водорастворенных - промежуточная. В карбонатных породах Н₂ меньше, чем в терригенных. Глинистые разности более им богаты. На многочисленных примерах зафиксировано устойчивое снижение концентрации Н₂ во всех типах газов по мере приближения к залежам. Среди каменных солей отмечается приуроченность Н₂ к сильвину и карналлиту. Во многих районах отмечено увеличение его доли в рассеянных газах с ростом глубины залегания пород особенно в базальных слоях и фундаменте. В процессе миграции рассеянных газов и образования скоплений доля УВ в составе газов возрастает, и они становятся преимущественно метановыми, а концентрация Н₂, наоборот, снижается почти до полного исчезновения. Такой характер поведения СН₄ и Н₂ во всех типах природных газов позволил сформулировать положение о существовании в природе геохимического антагонизма между ними, выражающегося в том, что при высоких концентрациях СН₄ в газах всегда содержится мало Н₂, и наоборот [3]. Это связано с тем, что СН₄ может быть конечным продуктом гидрирования любых углеродсодержащих веществ, и прежде всего ненасыщенных углеводородных газов и битуминозных компонентов. Поэтому там, где есть условия для гидрирования, в газах накапливается СН₄ (расходуется Н₂), а где их нет, концентрация Н₂ остается высокой.

Эволюционное преобразование природных газов по стадиям генерация - миграция - аккумуляция сопровождается неизбежной метанизацией формирующихся газовых смесей, обусловленной снижением уровня свободной энергии концентрированных форм газов. Сделанные автором расчеты на ЭВМ по программе «Селектор» [4], показали, что в изобарно-изотермических условиях «открытых» систем любая природная газовая смесь УВ стремится превратиться в СН₄, N₂, Н₂О. С ростом давления в таких системах концентрация Н₂ падает, а при повышении температуры - возрастает. При этом СН₄ в равновесных смесях имеет противоположные тенденции (рис. 1).

В «закрытых» системах, отвечающих изохорно-изотермическим факторам равновесия, при дефиците Н₂ и избытке С существенной метанизации газов не наблюдается. Дополнительное введение Н₂ в такие системы приводит к интенсивному росту СН₄.

Расчеты величины свободной энергии (потенциал Гиббса) равновесного состава рассеянных и концентрированных форм газов показали, что свободные газы залежей характеризуются при равных давлении и температуре более низким уровнем свободной энергии, чем рассеянные газы пород.

Следовательно, эволюция газовых систем НГБ направлена к поиску наиболее устойчивого состояния, т. е. от рассеянных форм к концентрированным, что обеспечивается переходом неупорядоченного состава газов закрытых пор пород к преимущественно метановому облику свободных газов залежей, максимально приближающихся к состоянию термодинамического равновесия. Таким образом, равновесный состав этих газов характеризуется резким преобладанием СН₄, постепенным убыванием концентраций его гомологов и низким содержанием неуглеводородных компонентов (азота, углекислоты и др.), особенно Н₂ и Не. Свободные газы представляются зрелыми, поскольку их состав в термодинамическом отношении более устойчив в термобарических условиях недр НГБ. Окончательное формирование состава свободных газов завершается в залежах [3], так как они обладают большим объемом реакционного пространства.

Вышеизложенное позволяет рекомендовать для прогнозных и поисковых целей новый геохимический показатель - коэффициент зрелости (Кзр) углеводородных газов, вычисляемый в виде отношения СН₄/Н₂. В газах залежей он всегда имеет высокие значения - n*(10²...10⁴), в рассеянных газах пород - низкие - n*(0,1... 10), а в водорастворенных - промежуточные.

Применимость Кзр газов для прогнозных и поисковых целей проверена на ряде эталонных объектов Иркутской области и Якутии: с приближением к пласту-коллектору, а по нему к залежи, Кзр возрастает, достигая максимальных значений в породах залежи. В перекрывающем залежь комплексе пород-покрышек эта величина значительно выше, чем в отложениях за контуром залежи. Так, на Преображенской площади Кзр рассеянных газов непродуктивной части разреза колеблется от 0,1 до 4, в продуктивных горизонтах он в среднем равен 6,2, а в свободных газах залежей составляет 305. На этой площади рассеянные газы фундамента характеризуются очень низкой степенью зрелости (Кзр =0,005). На Ярактинском месторождении над газовой залежью ярактинского пласта в газах закрытых пор содержание СН₄ составляет 24,2 %, а водорода 7,7 %, за контуром месторождения их концентрации меняются противоположно (4 и 18,3 соответственно). В рассеянных газах максимальные значения Кзр отмечены в продуктивном поле месторождения (нефтяные скважины - 9,7, газовые - 2,5), минимальные в непродуктивном (водяные скважины - 0,3, сухие - 0,1). В свободных газах этого месторождения Кзр в среднем равен 783 (по 22 анализам).

Рассеянные газы можно изучать не только по данным дегазации керна, но и по результатам газометрии глубоких скважин. В последнем случае к рассеянным газам пород в отдельных интервалах разреза (в коллекторах) примешивается некоторая доля свободных, поэтому Кзр обычно имеет промежуточные значения между газами закрытых пор и свободными газами. Все другие закономерности сохраняются. Так, на примере Братского и Ярактинского месторождений (табл. 1) видно, что вниз по разрезу Кзр возрастает, достигая максимума в продуктивных пластах. На последнем из них прослежена зависимость Кзр рассеянных газов продуктивного горизонта от характера его насыщения. Максимальные значения Кзр (вода - 115,5, нефть - 119,2, газ - 265) отмечаются в газовой части залежи, минимальные - в зоне выклинивания коллектора (35,5).

Для Ярактинского месторождения построена серия карт, отражающих пространственное изменение величины Кзр в свободных, нефтяных, водорастворенных и рассеянных газах как продуктивного пласта, так и перекрывающих отложений. Максимальные значения Кзр (более 2000) в ярактинской продуктивной пачке отмечены внутри контура месторождения (рис. 2). В поле законтурных вод и особенно в зоне отсутствия коллектора величина Кзр минимальна. Выше по разрезу в перекрывающих залежь отложениях нижнемотской подсвиты этот коэффициент рассеянных газов в целом значительно ниже, но также дифференцирован по площади месторождения. Над газовой частью залежи он увеличивается к центру от 50 до 150, за контуром месторождения, где коллектор отсутствует, снижается от 31 до 4. В зоне ВНК над приконтурными водами отмечается возрастание величины Кзр, а над нефтью прослеживаются в основном его низкие значения.

На многочисленных примерах по Лено-Тунгусской НГП (табл. 2) установлено, что величина Кзр минимальна в изверженных породах фундамента и трапповых тел, но в газовых и нефтяных залежах достигает максимальных значений.

При сопоставлении различных типов газов неорганического происхождения газы осадочных пород характеризуются максимальными значениями Кзр (табл. 3). Есть основания полагать, что величина Кзр в какой-то мере отражает запасы газа в залежах. На это указывают очень высокие значения Кзр (несколько тысяч) в газовых месторождениях Западной Сибири и метановый состав свободных газов месторождений-гигантов [1,3]. Водорастворенные газы НГБ по величине Кзр занимают промежуточное положение между концентрированными и рассеянными формами газов осадочных пород (см. табл. 2, 3). Установлено, что в пределах перспективных площадей и месторождений Кзр газов пластовых вод в десятки раз больше, чем на бесперспективных. В водах фундамента газы явно незрелые - Кзр очень низок. Значения коэффициента Кзр рассеянных газов кристаллических пород различны: в щелочных породах 15,15, в гранитах и других кислых породах 0,12, в основных и ультраосновных породах мантийного типа 0,1. Обычно Кзр рассеянных газов осадочного чехла НГБ и газов фундамента отличаются на порядок и более.

Для осадочного чехла НГБ устанавливается следующая эволюционная направленность изменения газов в процессе их миграции и формирования залежей: от рассеянных газов к растворенным газам водоносных пластов и далее к свободным газам залежей увеличиваются объем емкостных пространств, абсолютная концентрация компонентов (количество вещества) и осуществляется переход от изохорно-изотермических условий «закрытых» систем к изобарно-изотермическим условиям «открытых» систем, что сопровождается неизбежной метанизацией газовых смесей и исчезновением Н₂. Поэтому в зрелых газах залежей СН₄ всегда на 2-4 порядка больше, чем Н₂.

Предлагаемый показатель установлен эмпирически на большом фактическом материале, теоретически подтверждается термодинамическими расчетами, проверен на многих эталонных объектах и рекомендуется для использования в нефтегазопоисковой геохимии по результатам бурения структурных, геохимических, параметрических и поисковых скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закономерности распространения газов закрытых пор пород / И.С. Старобинец, А.В. Архангельский, Л.М. Зорькин и др.- В кн.: Рассеянные газы и биохимические условия осадков и пород. М., 1975, с. 54-60.

2. Зорькин Л.M., Старобинец И.С., Стадник Е.В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1984.

3. Исаев В.П. Геохимические особенности рассеянных газов осадочных пород.- В кн.: Теория и методика геохимических поисков залежей нефти и газа на Сибирской платформе. Иркутск, 1982, с. 5-18.

4. Карпов И.K. Физико-химическое моделирование на ЭВМ в геохимии. Новосибирск, Наука, 1981.

5. Рогозина Е.А. Газообразование при катагенезе органического вещества осадочных пород. Под ред. С.Г. Неручева. Л., Недра, 1983.

6. Самсонов В.В. Иркутский нефтегазоносный бассейн. Иркутск, Восточно-Сиб. книжн. изд-во, 1975.

7. Стадник Е.В. Зональность газов закрытых пор пород нефтегазоносных бассейнов.- Изв. вузов. Сер. Геол. и разведка, 1977, № 1, с. 15-25.

Таблица 1 Характеристика рассеянных газов Ярактинского и Братского месторождений по результатам газометрии глубоких скважин

Литолого-стратиграфические комплексы	Содержание горючих компонентов, см^3/л	Состав горючих газов, %			Кс*	Кзр	Число анализов
		СН4	Гомологи СН4	Н2
Ярактинское месторождение
Надсолевой	0,58	0,15	0,43	0,28	0,35	0,50	132
Солевой	2,45	1,84	1,11	0,21	1,66	8,80	1202
Подсолевой	7,27	3,55	5,29	0,07	0,67	50,70	1431
В том числе парфеновский горизонт (покрышка)	6,75	2,76	5,05	0,03	0,55	92,0	266
Продуктивная ярактинская пачка	6,32	3,42	5,80	0,03	0,59	114,0	261
Среднее по месторождению	4,86	2,64	3,24	0,14	0,81	19,0	2765
Братское месторождение
Надсолевой	0,38	0,22	1,25	0,12	0,2	1,8	64
Солевой	1,68	0,76	0,73	0,82	1,0	0,9	701
Подсолевой	2,75	1,56	1,38	0,31	1,1	5,0	545
В том числе нижнемотская подсвита (покрышка)	3,69	2,92	2,02	0,27	1,4	10,8	129
Продуктивный парфеновский горизонт	10,76	4,92	2,48	0,26	2,0	18,9	141
Среднее по месторождению	5,00	1,26	1,14	0,55	1,1	4,5	1310

* Кс - коэффициент сухости (СН₄/SС₂+высш.).

Тaблицa 2 Средние значения Кзр различных типов газов Лено-Тунгусской НГП

Типы газов	Объекты	Кзр	Число анализов
	Концентрированные газы
Свободные	Газовые залежи	985	223
Попутные	Нефтяные залежи	487	85
Водорастворенные	Водоносные комплексы	94	200
	Рассеянные газы
Водорастворенные	Поверхностные и приповерхностные воды (родники, ручьи, озера)	16,7	3537
	Буровые растворы скважин	11,0	7224
Свободные и сорбированные (ТВД)	Почвы и грунты	0,01	146
	Осадочные породы	42,2	569
	Траппы	0,33	663
Газы закрытых пор (МД)	Породы до глубины 30 м	0,02	3640
	Осадочные породы	1,6	881
	Траппы	0,4	42
	Породы фундамента	0,11	21

Примечание. Дегазация: ТВД - термовакуумная, МД - механическая.

Тaблицa 3 Средние значения Кзр природных газов

Тип газа	Объект	Кзр
Свободные и нефтяные газы залежей	Газовые, газоконденсатные и нефтяные месторождения СССР и США	3603
Свободные газы:
углей	Угольные бассейны СССР	136
грязевых вулканов	Южно-Каспийская впадина	373
каменных солей	Березниковский солерудник	5,0
рудных месторождений	Апатито-нефелиновые месторождения Хибинского и Октябрьского массивов, рудники Кривого Рога	11,4
Вулканические газы	Фумароллы вулканов	3,4
Водорастворенные газы:
осадочных пород	Разведочные площади и месторождения НГБ	94
фундамента	Миннибаевская скв. 20 000, Татария	3,0
Газы:
гидротерм	Гидротермальные источники Камчатки, Исландии	2,85
подводных вулканов	Азорские острова	51
Биогенные газы	Илы озер Пленер, Боденское (США), оз. Белое (СССР)	56
Рассеянные газы:
осадочных пород	Терригенные, карбонатные и эвапоритовые породы различных НГБ СССР	3,12
изверженных и метаморфических пород	Породы фундамента, а также кристаллические массивы Кольского полуострова, Енисейского кряжа, Кузнецкого Алатау, Балтийского и Украинского щитов	3,22
углеродистых веществ	Кукерситы, антраксолиты Эстонии, Кавказа	0,07

Рис. 1. Графики влияния температуры на равновесный состав газовой смеси открытой гетерогенной мультисистемы (р=3*10⁷ Па)

1 – CH₄, 2 - Н₂, 3 - N₂, 4 - С_тв, 5 - Н₂O(г), 6 - Н₂О(ж). Вмещающая порода - песчаник; состав исходного газа, М: N=0,5, С=1, Н=5, O=0,5

Рис. 2. Схема изменения величины Кзр в свободных, попутных, водорастворенных и рассеянных газах продуктивного пласта Ярактинского месторождения

I - изогипсы кровли ярактинской пачки (м), 2 - газ, 3 -нефть, 4 - вода, 5 - скважины, 6 - зона фациального замещения коллектора, 7 - ГВК, 8 - ГНК, 9 - ВНК, 10 - изолинии Кзр