К оглавлению журнала

 

УДК 552.52:553.981

© А. Г. Сорокин, 1992

ПЛОТНЫЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ – РЕЗЕРВНЫЙ ИСТОЧНИК ГОРЮЧЕГО ГАЗА

А. Г. СОРОКИН (ВНИГРИ)

Традиционно горючий газ добывается из тупиковых зон, образованных на путях его миграции флюидоупорами или гидродинамическим напором пластовых вод. Однако существует и другой его источник, к освоению которого приступили сравнительно недавно благодаря развитию методов интенсификации притоков, – газонасыщенные плотные отложения с матричной проницаемостью в среднем менее 10-16 м2 и открытой пористостью менее 10 %. В этих отложениях, занимающих по ФЕС промежуточное положение между коллекторами и покрышками, отсутствуют условия для концентрации газа в крупные залежи, и газ находится преимущественно в плохо сообщающихся порах (микрокавернах) или растворен в ОВ. Интенсивно газонасыщенные низкопроницаемые отложения широко распространены в угленосных и нефтегазоносных осадочных бассейнах. Например, на юге Тимано-Печорской НГП верхняя часть разреза Курьинской депрессии сложена мощной (до 1500 м) однообразной толщей регионально газонасыщенных аргиллитов и глинистых алевролитов с подчиненными прослоями песчаников и известняков. По комплексу ГИС в ней не выделяются пласты-коллекторы, поскольку коллекторские свойства различных литотипов пород схожи. Так, например, в аргиллитах за счет выщелачивания карбонатного цемента сформировалась вторичная пористость, сопоставимая с межзерновой песчаников и алевролитов [1]. Их повсеместная газонасыщенность установлена многими разведочными скважинами, в том числе вскрывшими разрез в синклиналях (скв. 2 Илыч) и вне развития эвапоритовой кунгурской покрышки (скважины Патраковская, Среднеандюгская и др.). При этом в ряде даже близко расположенных скважин газопритоки отмечаются из пластов, залегающих на одной глубине, но имеющих разный возраст.

Продуктивное газонасыщение низкопроницаемых сред осуществляется преимущественно двумя путями. В первом случае происходит автохтонное газонасыщение низкопроницаемых отложений, слабодифференцированных на коллекторы и покрышки при биохимической или термокаталитической генерации газа. При этом низкая проницаемость отложений обусловливает совпадение зон генерации и аккумуляции газа. Объем продуктивно-газонасыщенных пород в данном случае определяется размерами газогенерационных зон, которые могут иметь региональный масштаб. Соответственно этому объемы автохтонно-газонасыщенных низкопроницаемых пород достигают десятков и даже сотен кубических километров. Они обладают колоссальным УВ-потенциалом, превосходящим геологические запасы газа традиционных залежей, что полностью соответствует геохимическому закону В. И. Вернадского, постулирующему обратную взаимосвязь между концентрацией любого вещества в литосфере и его ресурсами. Примером отложений с не реализованным в виде крупных залежей газовым потенциалом служат пластичные мощные (до 4 км) палеоген-миоценовые глинистые породы с редкими прослоями песчано-алевролитовых и карбонатных отложений в депрессионных зонах Азербайджана. Значительное содержание рассеянного ОВ (Сорг до 3–4 %) и быстрое погружение определили их высокую газогенерационную способность [3]. Однако отсутствие емких ловушек и каналов внутриформационной миграции привело к тому, что основная масса газа не имела возможности концентрироваться в залежи и насытила огромные объемы пород. Региональная газонасыщенность глинистых отложений и аномально высокие пластовые давления (АВПД), возникшие в связи с затрудненной эмиграцией газа из зон его образования, привели к повсеместному развитию грязевулканических процессов в регионе.

В непластичных породах депрессионных зон, обогащенных ОВ и имеющих низкие ФЕС, в связи с высоким уровнем регионального метаморфоза и эпигенетической цементацией интенсивные газогенерационные процессы также приводят к образованию АВПД, вследствие которого облегчаются газонасыщение пород и вытеснение гравитационных вод вверх по региональному склону. В результате этого процесса низкопроницаемые породы в центральной части депрессий оказываются газонасыщенными и обладают АВПД, а выше по региональному склону их постепенно сменяют водонасыщенные породы с нормальным гидростатическим давлением. К факторам удержания газа ниже уровня пластовых вод относятся: 1) низкая проницаемость продуктивных пород, затрудняющая отток газа от генерационных зон, и одновременно их высокая сорбционная метаноемкость; 2) капиллярные экраны, возникающие на поверхности тонкопоровых гидрофобных сред [2].

К числу парадоксальных газовых скоплений, залегающих ниже уровня пластовых вод и не отделенных от них каким-либо непроницаемым барьером, относится и скопление газа в плотных угленосных отложениях Кальмиус-Торецкой котловины (Донбасс), вмещающих свыше 50 пластов углей от длиннопламенных (Д) до суперантрацитов (А14). Моноклинально залегающие угленосные отложения на крыльях котловины до глубины 200 м обычно водонасыщены. Метан в этой подзоне активного водообмена (гипергенеза) отсутствует. На глубинах 200–900 м в области распространения углей марок Д–Г (зона затрудненного водообмена) метан находится преимущественно в водорастворенном состоянии. По обширным наблюдениям, водопритоки в шахты на указанных глубинах уменьшаются. К этой зоне приурочены и мелкие газовые залежи в структурных ловушках, осложняющих преимущественно моноклинальный склон. Глубже 900–1000 м в области распространения углей от жирных (Ж) до антрацитовых (А10) залегают безводные породы, претерпевшие стадию позднего катагенеза и в связи с этим сильно уплотненные. Они содержат горючий газ, в основном заключенный в плохо сообщающихся порах или сорбированный. В породах, вмещающих антрацит более высокой степени преобразования (A12), метановая зона сменяется азотно-метановой, а антрацит A12 – A14 – азотно-углекислой и азотной. Граница между газоносной и водоносной зонами плавная (рис. 1).

Во втором, наиболее распространенном в природе, случае интенсивное газонасыщение значительных объемов плотных низкопроницаемых пород происходит, если они залегают между кондиционными коллекторами и истинными флюидоупорами, причем их мощность превышает амплитуду структуры. Промежуточная толща, представленная, например, трещиноватыми аргиллитами, не способна длительное время удерживать газ в коллекторе, который не испытывает изолирующего воздействия истинного флюидоупора. В результате газ рассеивается в огромном объеме пород. По мнению Б.В. Филлипова, этим объясняется высокая газонасыщенность аргиллитов верхней юры – нижнего мела в Березовском районе Западной Сибири, разделяющих залежи и истинную карбонатно-глинистую покрышку. Такую же природу имеет газонакопление в мощном (до 2,5 км) терригенном нижнепермском флише Актюбинского Приуралья (Жилянская, Подгорненская, Петропавловская площади и др.). Наличие здесь преимущественно серо-цветных пород и начальная стадия их катагенеза, на что указывают прослои пластичных глин в верхней части разреза, свидетельствуют об аллохтонной природе газа, проявления которого от пузырьков в глинистом растворе до кратковременных выбросов зафиксированы на многих структурах. Выявленное по геофизическим данным обширное антиклинальное поднятие в подстилающих каменноугольных известняках способно вместить крупную залежь УВ, однако низкие флюидоупорные характеристики перекрывающего его флиша, очевидно, причина рассеивания газа в огромном (свыше 600 км3) объеме пород с образованием небольших залежей свободного газа как пластовых, под локальными глинистыми покрышками, так и массивных, в нижних более уплотненных горизонтах флиша, связанных с зонами повышенной трещиноватости (рис. 2).

При вскрытии интенсивно газонасыщенных низкопроницаемых пород скважинами или горными выработками газопритоки обычно чрезвычайно низкие (до 2000 м3/сут), поскольку газ технологически малоподвижен. Его движение в пластовых условиях в большей мере подчиняется не закону Дарси, а силам межмолекулярного взаимодействия с матрицей, растущим по мере уменьшения диаметра капилляров и увеличения концентрации сорбентов. Однако при пересечении скважинами дренажных каналов, к числу которых относятся плоскости напластования, маломощные прослои кондиционных коллекторов и зоны повышенной трещиноватости, газопритоки значительно возрастают. В связи с этим задача подготовки низкопроницаемых продуктивных отложений к освоению сводится к выявлению участков повышенной газоотдачи, соответствующих в первую очередь трещиноватым зонам. Их размещение в разрезе не контролируется структурно-стратиграфическими границами, поэтому традиционные методы поисковых работ, ориентированные в большинстве случаев на выявление локальных структур или зон выклинивания высокоемких коллекторов, неэффективны.

Промышленный каптаж газа из низкопроницаемых слабоотдающих коллекторов в течение длительного времени возможен при дренировании их значительных объемов, что достигается в зонах трещиноватости (разуплотнения), имеющих площадной характер распространения. Такие обширные трещиноватые зоны формируются в основном в результате пликативных деформаций. При этом наибольшая плотность дефектов возникает в хрупких литотипах продуктивных пород (локализаторах трещин) на участках воздействия максимальных градиентов тектонических движений. И, напротив, трещинные зоны, сопровождающие дизъюнктивные нарушения, обычно имеют ширину, не превышающую десятков, реже сотен метров. Исключение составляют обширные зоны дефектов, возникающие в верхних горизонтах осадочного чехла при малоамплитудных и разнонаправленных подвижках по разломам фундамента.

Флюидопроницаемость зон повышенной трещиноватости нестабильна во времени и при релаксации трещинно-образующих напряжений вследствие изменения их направленности или при заполнении трещин минеральной массой снижается. Поэтому для промышленной дегазации продуктивных пород имеют значение, прежде всего зоны повышенной трещиноватости, дренирующие их значительные объемы и образованные или обновленные на новейшем этапе тектогенеза. Увеличением флюидопроницаемости плотных газонасыщенных отложений в результате воздействия на них пликативных деформаций новейшего времени объясняется, в частности, размещение на территории Донбасса участков, характеризующихся высокими газопритоками, сопровождающимися в горных выработках выбросами угля и пород. Они имеют северо-восточное и субширотное простирания и пересекают различные и разновозрастные геологические структуры, что позволяет предположить связь газоносных и выбросоопасных участков не с этими структурами, а с современными тектоническими движениями. По данным многократного нивелирования установлено, что они располагаются между зонами современных поднятий и опусканий, т. е. на участках максимальных градиентов новейших движений. В условиях равномерных поднятий и опусканий, охватывающих более значительные площади, газопритоки из угленосных отложений меньше. Причем газопритоки и выбросы пород с углем часто наблюдаются при моноклинальном залегании фациально однородных слоев, т. е. наиболее значительным фактором их повышенной газоносности служит разуплотнение в результате контрастных пликативных тектонических движений.

Исходная газонасыщенность плотных низкопроницаемых пород неравномерна и в большей степени определяется их сорбционной метаноемкостью и продуктивной способностью в случаях автохтонного газонасыщения. В связи с этим методика выделения площадей повышенной газоотдачи в низкопроницаемых средах включает: 1) определение продуцирующей способности и сорбционных характеристик пород для локализации площадей с наиболее интенсивным газонасыщением; 2) анализ неотектонической информации и в первую очередь карт градиентов новейших пликативных деформаций для выделения участков с наиболее вероятным развитием повышенной трещиноватости, где каптаж малоподвижного газа из низкопроницаемых интенсивно газонасыщенных сред технически облегчен; 3) подтверждение перспективных участков методами полевой геофизики (точной гравиметрией, детальной сейсморазведкой, электроразведкой) и буровыми работами. Возможность использования геофизических методов для выделения зон разуплотнения в низкопроницаемых продуктивных породах иллюстрируется примером поисковых работ в Предкавказье, где продуктивная толща представлена майкопскими пелитофирами, образующими закрытую систему, из которой эмиграция флюидов затруднена. Глинистые и глинисто-карбонатные некондиционные коллекторы резко доминируют в ней над высокоемкими песчаными. В этих условиях нефтегазоматеринский потенциал пород слабо реализуется, что и подтверждается высоким содержанием в них УВ. Наибольшие притоки УВ получены из мозаично размещенных в аргиллитоподобных глинах зон разуплотнения неотектонической природы. Материалы стандартной обработки сейсморазведки, а также динамических и псевдоакустических преобразований показывают, что в районе с доказанной нефтегазоносностью нижнемайкопских отложений на временных разрезах наблюдаются аномальные явления (осветление записи), а непродуктивным отложениям, как правило, соответствует высокая отражательная способность сейсмических горизонтов.

Важнейшее условие выявления продуктивных интервалов низкопроницаемых пород – корректная интерпретация результатов каротажных исследований в скважинах, поскольку известно, что с уменьшением пористости и увеличением содержания глинистых минералов погрешность интерпретации увеличивается и, следовательно, растет вероятность недооценки газового потенциала низкопроницаемых резервуаров. Часто скопления малоподвижного газа в низкопроницаемых средах не идентифицируются с газовым месторождением в связи с незначительными притоками газа при испытаниях, поэтому окончательная оценка продуктивности низкопроницаемых пород может даваться только после выполнения мероприятий по интенсификации притоков: глубокопроникающих гидроразрывов, бурения горизонтальных стволов и др.

Наиболее перспективен для подготовки к освоению запасов малоподвижного газа Кузбасс, где только 5 % от годовой потребности в горючем газе компенсируются в настоящее время поставками из Тюменской области. В то же время есть основание предполагать в этом регионе ресурсы горючего газа преимущественно в низкопроницаемых верхнепалеозойских породах, в частности в Томь-Усинском районе, способных хотя бы отчасти компенсировать острый дефицит экологически чистого топлива. Предпосылками для выявления крупного автохтонного скопления малоподвижного газа с геологическими запасами 120–140 млрд. м3 в пределах Томь-Усинского района в центральной части Тутуясской депрессии и погруженной части юго-восточного моноклинального склона служат: 1) высокая газогенерационная способность плотных отложений балахонской серии С13–p1), обогащенных углистым детритом (модальное содержание РОВ 5,18 %) и содержащих свыше 50 угольных пластов до глубины 1800 м, и одновременно их низкие фильтрационные свойства, препятствующие оттоку газа от очагов генерации; 2) отсутствие емких ловушек вблизи зон возможной газовой генерации, что препятствует концентрации газа; 3) сейсмичность Горной Шории, способствующая образованию капиллярных экранов в газонасыщенных гидрофобных средах [2]. Следствием динамических процессов разрушения и восполнения скопления малоподвижного газа служат высокая газонасыщенность пластовых вод и многочисленные газопроявления в горных выработках (Томская, Усинская и др.) и скважинах (3329, 3882, 3876, 3943, 8790 и др.), размещенных по периметру Тутуясской депрессии.

На основании изложенного рекомендуется осуществить опытно-методические и опытно-эксплуатационные работы в указанном районе.

Добыча малоподвижного газа в Томь-Усинском районе не только компенсирует хотя бы отчасти потребность в экологически чистом топливе, но и способствует дегазации недр перед проведением подземных горных работ, т. е. оправдана с социально-экономических позиций.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Богацкий В. И. Геологическое строение и нефтегазоносность Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба / Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук.– Л: ВНИГРИ.– 1980.
  2. Большаков Ю. Я. Предпосылки концентрации газа в крупных скоплениях в гидрофобных песчаных коллекторах // Геология и геофизика.– 1989.– № 3.– С. 36–41.
  3. Нефтегазовые скопления в глинистых породах палеоген-миоценовых отложений депрессионных зон Азербайджана / С. Г. Салаев, А. Н. Никитин и др. // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1988.– № 9.– С. 3–8.

Abstract

Cases of intensive gas saturation of low-permeability sedimentary rocks taking, by their capacity-filtration characteristics, an intermediate position between reservoirs and seals are discussed. Methods of exploration within the occurrence of productively gas-saturated low-permeability media are defined. The first priority area for the development of tight gas-saturated rocks is planned as a low flow-rate source of combustible gas for local users.

Рис. 1. Схема размещения газовых зон плотных угленосных отложений Кальмиус-Торецкой котловины:

1 – изогипсы угольного пласта К5; 2 – границы распространения углей разных марок; 3 – разрывные нарушения; 4 – традиционные газовые залежи; 5 – скопление технологически малоподвижного газа; марки угля: А – антрациты, ПА – полуантрациты, Т – тощие, ОС – отощенно-спекающиеся, К – коксующиеся, Ж – жирные, Г – газовые, Д – длиннопламенные

Рис. 2. Геологический разрез верхнепалеозойских газопродуктивных отложений Актюбинского Приуралья (по К. X. Бакирову):

1 – сульфатно-галогенная покрышка, 2 – песчаные породы, 3 – песчано-глинистые породы, осложненные глиняным диапиризмом, 4 – известняки с прослоями песчаников, 5 – газопроявления, 6 – предполагаемые направления миграции газа. Скважины: Ж – Жилянские, П – Подгорненская, Т – Табангальская