К оглавлению

УДК 553.981:54-16

Значение палеогазогидратов в формировании зон газонакопления

А.А. РАЗМЫШЛЯЕВ (ВНИГНИ)

В последние два десятилетия в ряду теоретических проблем нефтегазовой геологии появилась новая, связанная с изучением природных газогидратов. Наиболее интенсивно развиваются три ее направления: 1) разработка эффективных методов добычи газа из газогидратных залежей, 2) поиск способов предупреждения образования гидратов при добыче и транспортировке газов, 3) прогнозирование и выявление современных зон газогидратообразования в акваториях и на суше. До настоящего времени не уделяется должного внимания проблеме участия газогидратов в общем цикле онтогенеза нефти и газа.

Газогидраты в лабораторных условиях изучались с начала XIX в. Они представляют собой твердые растворы - газовые клатраты, кристаллическая решетка которых состоит из молекул воды, удерживаемых водородными связями. Гидраты способны образовывать многие газы (СО₂, H₂S, N₂, CH₄, С₂Н₆, С₃Н₈ и др.), а также их разнообразные смеси. Возможность этого процесса в природных условиях была доказана В.Г. Васильевым, А.А. Трофимуком, Н.В. Черским и другими еще в 1970 г.

Необходимыми предпосылками для образования гидратов в седиментационных бассейнах являются обводненность осадков, обогащенных РОВ, застойный гидродинамический режим придонных вод, наличие биогенных газов (или термокаталитических, поступающих из подстилающих отложений) и определенное соотношение давления и температуры. Наиболее свободно в газогидратное состояние переходит Н₂S. При температуре воды 10 °С он может образовывать гидрат на глубине нескольких десятков метров. Диоксид углерода при этой же температуре переходит в газогидратное состояние на глубине около 200 м (или р=2 МПа), метан - на глубине 650 м. Более жесткие термобарические условия требуются для перехода в газогидратное состояние азота (T=4 °С, Р=18 МПа). Таким образом, естественная термобарическая обстановка в верхних слоях литосферы и в нижних - гидросферы способствует широкому развитию процессов газогидратообразования. Около 23 % суши относится к потенциальным зонам газогидратообразования (ЗГО), а в акватории Мирового океана примерно 90 % их площади [1].

ЗГО современных акваторий характеризуются высокой удельной концентрацией газа в единице объема. Коэффициент гидратонасыщенности керна в этих зонах достигает 50-80 % [5]. При этом следует отметить, что один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа.

Внешне газогидраты, образующиеся в современных осадках, похожи на мокрый снег или рыхлый лед и представляют собой достаточно стойкие соединения. Они в виде мощных слоев (до нескольких сот метров) залегают на дне акваторий без литологических покрышек. Сейсмоакустическими исследованиями ЗГО прослеживаются на площадях в сотни тысяч квадратных километров.

По предварительной оценке советских исследователей [5], ресурсы газа в гидратном состоянии на материках достигают 10¹⁴ м³, в акваториях 15*10¹⁵ м³. По данным американских геологов, суммарные ресурсы газа современных газогидратов составляют 10¹⁸ м³, т. е. превышают все известные запасы горючих ископаемых, включая уголь.

Исследование изотопного состава газогидратного метана из придонных осадков Атлантического, Индийского океанов и Черного моря (=-63..-94) свидетельствует о биогенном его происхождении (Э.М. Галимов, G.E. Claypool, К.A. Kvenvolden, 1982, 1983 гг. и др.).

Учитывая изложенное, а также то обстоятельство, что условия газогидратообразования существовали и в геологическом прошлом (естественно, суммарный объем палеогазогидратов значительно превышал их современные запасы), следует признать необычайно крупные масштабы генерации биогенного метана в процессе эволюции литосферы, ресурсы которого, сосредоточенные только в современных газогидратах, на 2-4 порядка выше мировых «традиционных» запасов газа.

Таким образом, газы ранней генерации (преимущественно биогенные), по-видимому, превалировали в общем балансе газов литосферы Земли. Подавляющий их объем рассеивался в атмосфере и водах Мирового океана, однако они частично сохранились в осадочном чехле, обеспечивая формирование зон газонакопления. Наиболее эффективным механизмом консервации биогенных газов является их переход в газогидратное состояние с последующим захоронением под надежными соленосными или глинистыми покрышками. Ниже рассматривается вероятность такого процесса на примере Прикаспийской впадины и севера Западной Сибири.

Прикаспийская впадина на позднепалеозойском (докунгурском) этапе представляла собой область длительного некомпенсированного прогибания с глубоководным режимом седиментации по типу современных пассивных окраин [3]. Достаточно отчетливо такие условия осадконакопления фиксируются на ее западном и северном бортах по замещению каширско-артинской карбонатно-рифогенной формации толщиной 1100-1700 м типично глубоководными глинисто-карбонатно-кремнистыми отложениями мощностью 100-200 м. Фациальное замещение происходит на коротком расстоянии (до 5 км) в направлении от бортовых зон впадины к ее внутренним областям.

Глинисто-карбонатно-кремнистые отложения, площадь распространения которых, по-видимому, превышает 200 тыс. км², характеризуются высоким содержанием РОВ сапропелевого типа. Глубина седиментационного бассейна в момент накопления этих осадков, согласно представлениям А.Л. Яншина и других геологов, составляла более 1000 м.

Следовательно, по крайней мере, в каширско-артинское время в глубоководной части бассейна существовали благоприятные условия для образования гидратов. Разделяя точку зрения А.Л. Яншина, Н.М. Джиноридзе, В.И. Раевского, С.Д. Гемпа и других о глубоководном накоплении мощных соленосных толщ, можно предположить, что условия для захоронения газогидратов в Прикаспийской впадине были также благоприятными.

По мере накопления соли газогидратный слой погружался и постепенно прогревался. При средней плотности теплового потока 40-50 мВт/м², характерной для древних платформ и пассивных континентальных окраин, температура гидратного слоя повысилась до 15-20 °С (критическая температура существования газогидрата метана при давлении 20 МПа) после его перекрытия соленосной толщей мощностью 800-1000 м. Следовательно, к началу термического разложения газогидратов над ними существовала достаточно надежная покрышка. Количество выделившегося газа при условии, что мощность палеогазогидратного слоя достигла 100 м, а площадь его распространения - 200 тыс. км², могло составить 3*10¹⁵ м³ и более. Высвободившиеся газы насыщали пластовые воды подсолевых отложений, а при избыточном давлении «прорывали» соленосную толщу и стимулировали развитие галокинеза.

Прямые свидетельства, указывающие на реальность рассматриваемого процесса, отсутствуют. Косвенными признаками накопления палеогазогидратов и их участия в формировании газоконденсатных залежей служат следующие обстоятельства.

На Астраханском газоконденсатном месторождении установлено зональное чередование пластовых вод с минерализацией 100-110 г/л, обычной для региона, и сравнительно пониженной - до 70 г/л, а также появление гидрокарбонатнонатриевых вод на Светлошаринской площади [4].

Зональность минерализации может быть обусловлена разложением палеогазогидратов в фациях глубоководных отложений, замещающих карбонатный резервуар в северном направлении. При этом выделяется пресная вода, так как в образовании гидратов участвуют только молекулы воды, а соли остаются в водах седиментационных бассейнов. В процессе латеральной миграции «гидратные» воды смешивались с водами карбонатного резервуара и опресняли их.

Имеющиеся малочисленные определения изотопного состава газа Астраханского месторождения позволяют предположить наличие примеси биогенного метана. Так, на Долгождановской площади отмечается облегчение изотопного состава последнего до 49,3 против фоновых значений 38,8 .

На современном уровне изученности недр Прикаспийской впадины фиксируется несоответствие структуры разведанных запасов (нефть/газ) с генерационным потенциалом пород. Соотношение жидких и газообразных УВ, генерируемых НГМТ, в целом составляет 1:2, а в структуре разведанных запасов достигает 1:3. Если же учесть количество газа, растворенного в пластовых водах, то дефицит генерации газообразных УВ проявится еще более отчетливо. Поэтому для обоснования причин преимущественной газоносности толщи подсолевых отложений необходимо выявить дополнительные очаги генерации газов. Таковыми могут быть глубоко преобразованные НГМТ центральных областей впадины и каширско-артинские палеогазогидраты. Судя по изотопному составу метана, газы каменноугольных резервуаров имеют смешанное происхождение - термокаталитическое и биогенное.

На севере Западной Сибири выявлены гигантские зоны газонакопления, приуроченные к континентальным угленосным толщам покурской серии апт-сеноманского возраста. Региональной покрышкой являются глинисто-кремнистые турон-датские отложения дербышинской серии мощностью до 700 м. Продуктивность связана главным образом с верхней частью покурской серии - сеноманскими породами.

До настоящего времени наиболее обоснованной представлялась гипотеза о формировании залежей газа за счет генерационного потенциала гумусового ОВ покурской серии, предложенная Ф.А. Алексеевым, В.И. Ермаковым, Л.М. Зорькиным, А.Э. Конторовичем, И.И. Нестеровым, Н.Н. Немченко и др. Существуют представления и о решающей роли глубинной генерации (в валанжинских, юрских отложениях и породах фундамента), однако такая точка зрения плохо корреспондируется с изотопным составом метана, указывающим на его биогенное происхождение.

В подтверждение первой гипотезы приводятся расчеты генерационного потенциала всей массы гумусового ОВ, включая прослои углей, реализованного в процессе превращения остатков растений в угольное вещество буроугольной и начала длиннопламенной стадий метаморфизма [2]. Согласно расчетам, суммарного количества газа (500*10¹² м³), генерированного в диагенезе и начале мезакатагенеза, достаточно для формирования выявленных залежей, даже при потерях на рассеивание в атмосфере, растворение в водах, сорбцию и т. п., составляющих 90 % общего объема газообразных УВ.

В целом газы апт-сеноманской толщи рассматриваются как сингенетичные вмещающим отложениям и относятся к ранней генерации. В эту генетическую группу включены как биогенные, так и термокаталитические газы позднего протокатагенеза и начала мезокатагенеза.

Характерная особенность апт-сеноманских газов - преобладание изотопно легкого метана (=-48,3...-64,7), что свидетельствует о значительной примеси в их составе биогенных газов. Объяснить это трудно, так как в апт-сеноманское время условия для сохранности биогенных газов были крайне неблагоприятными из-за отсутствия в покурской серии региональных покрышек, что способствовало свободному водообмену в толще и выносу биогенного метана.

Начавшаяся на границе сеноманского и туронского веков крупная трансгрессия моря на раннем этапе усилила рассеивание газов, обусловленное активизацией водообмена и возрастанием пластовых давлений в покурской толще, пропорционально мощности водного слоя морского бассейна.

После накопления турон-датской покрышки и кайнозойских образований породы покурской серии вступили в зону протокатагенеза и частично мезокатагенеза. В этих условиях происходила генерация биокаталитического (по Ф.А. Алексееву) или термокаталитического метана с более тяжелым изотопным составом, чем в биогенных газах. По данным У. Шталя (1976 г.), изотопный состав мената, образовавшегося из ОВ континентальных отложений в термокаталитической зоне, изменяется от -50 до –20 и находится в прямой зависимости от степени углефикации ОВ. Следовательно, газы апт-сеноманских отложений должны характеризоваться более тяжелым изотопным составом метана. Они встречены на Русском, Тазовском и других месторождениях, где среднее значение d¹³С колеблется от -38,2 до -50,9 , однако в общем объеме газов покурской серии все же превалирует изотопно легкий метан.

С рассматриваемых нами позиций преобладание легкого метана можно объяснить присутствием в апт-сеноманской толще биогенных газов, поступивших из турон-датских глинистых и глинисто-кремнистых отложений глубоководного генезиса. Механизм этого процесса представляется в следующем виде.

В начале туронского века к северу от Сургутского свода располагалась зона открытого глубоководного бассейна. В кузнецовское время произошло похолодание климата по сравнению с сеноманским, связанное с проникновением на юг холодных арктических вод через новоземельские палеопроливы. В глинистых и глинисто-кремнистых илах глубоководных впадин формировались ЗГО, источником метана для которых являлись продукты бактериальной деятельности и газы, поступавшие из покурской серии. В этой обстановке могли накапливаться обширные и мощные ЗГО.

По мере накопления турон-датских и кайнозойских образований происходило термальное разложение газогидратов, при котором высвободившийся метан поступал в подстилающие терригенные отложения, так как вертикальной миграции препятствовали неразложившиеся гидраты и перекрывающие их толщи. Такой механизм первичной миграции УВ является наиболее «экономичным» в плане консервации УВ, поскольку газы концентрируются в верхних ловушках, не растворяясь во всем объеме пластовых вод покурской серии. С этим видом миграции может быть связано сосредоточение основных запасов газов в сеноманских ловушках при высоких коэффициентах их заполненности. В апт-альбских породах, содержащих значительно большее количество гумусового ОВ, и концентрация запасов, и степень заполненности ловушек ниже, чем в сеноманских образованиях, несмотря на более глубокую степень катагенеза ОВ. По-видимому, термокаталитические газы, сингенетичные вмещающим отложениям, в общем балансе газов покурской серии имели подчиненное значение по сравнению с биогенными газами, поступавшими из турон-датских глинистых пород. С этим выводом хорошо согласуются данные по изотопному составу метана.

Изложенные сведения об условиях и масштабах газогидратообразования, некоторых геологических ситуациях, обеспечивающих сохранность газов, проявляющихся при термальном распаде палеогазогидратов, указывают на значительную, а иногда и определяющую роль «гидратных» газов в формировании крупных зон газонакопления.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. - М.: Химия. - 1980.
2. Изотопный состав природных газов месторождений Западной Сибири / И.И. Нестеров, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская и др. // В кн.: Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих им компонентов.- М.- 1987.- С. 67-72.
3. Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А. Древняя структура Прикаспийской впадины и перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений // Геология нефти и газа. - 1987.- № 8.- С. 24-28.
4. Лагунова И.А., Введенская А.Я. Геохимические особенности подземных вод и газов подсолевых отложений Астраханского свода // Геология нефти и газа. - 1986.- № 12.-С. 20-23.
5. Трофимук А.А., Макогон Ю.Ф., Толкачев М.В. Роль газогидратов в аккумуляции углеводородов и формировании их залежей // В кн.: Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих им компонентов. - М.- 1987.-С. 31-37.