УДК 553.98.001.18 |
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, см3/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 - Ств, 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