Прогноз нефтегазоносности больших глубин, особенно в старых нефтегазоносных районах, - сложная и комплексная проблема, охватывающая широкий круг вопросов, от решения которых зависит эффективность поисков и разведки глубокопогруженных горизонтов. Настоящая статья представляет собой попытку осветить одну из сторон проблемы - оценить масштабы газообразования и особенности формирования состава газообразных систем в жестких термобарических условиях.

Исследования проводились на территории Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ), занимающей ведущее место среди нефтегазоносных провинций по количеству залежей УВ на больших глубинах. Основные элементы структуры фундамента впадины -северный и южный борта, являющиеся одновременно склонами Воронежской антеклизы и Украинского щита, а также находящийся между ними грабен, ограниченный протяженными глубинными разломами. Грабен характеризуется сложным блоковым строением, большой мощностью осадочного чехла и интенсивным проявлением соляного тектогенеза. В его пределах выделяют центральную и прибортовые зоны, граничащие с бортами впадины. Осадочный чехол ДДВ выполнен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими образованиями, общая мощность которых увеличивается к осевой части грабена и с северо-запада на юго-восток, достигая в районе складчатого Донбасса 12-17 км [3].

Промышленная нефтегазоносность в ДДВ фиксируется по всему стратиграфическому разрезу от юры до девона включительно. Основные продуктивные комплексы - нижнекаменноугольные (турне-нижневизейские и верхневизе-серпуховские отложения). Девонский комплекс на большей части своего распространения не перспективен вследствие широкого развития эффузивных пород на северо-западе и погруженности пород в зону апокатагенеза на юго-востоке и в приосевой части. Отмечаются притоки нефти и газа также из пород докембрийского кристаллического фундамента (Хухринская, Юльевская, Нарижнянская площади). Во всех продуктивных комплексах преобладают газовые и газоконденсатные залежи [3].

Рассмотрим результаты изотопно-геохимических исследований газов газовых и газоконденсатных залежей, расположенных в различных структурно-тектонических зонах бассейна и приуроченных к широкому стратиграфическому диапазону отложений. Изученный интервал глубин составил 2,2-6,3 км, однако основное внимание было уделено глубоким горизонтам. Во всех пробах наряду с химическим анализом газов определялся изотопный состав углерода (ИСУ) метана и в отдельных пробах - этана и пропана. Результаты изотопного анализа выражены в виде значений d¹³ С относительно международного стандарта PDB.

Диапазон вариаций ИСУ метана в однофазовых газообразных системах составил от -28 до -49 °/оо, чтo практически перекрывает все газы термокаталитической зоны. Известно, что фракционирование изотопов углерода в процессе термокаталитического преобразования ОВ обеспечивает направленное изменение ИСУ метана в осадочном разрезе: с ростом глубины и соответственно степени катагенеза ОВ метан становится, изотопно тяжелее [1, 2, 5]. Указанные изменения происходят в интервале значений d¹³ С от -58 до -25 %о . Этот факт наряду с устойчивостью изотопов в физико-химических процессах был положен в основу использования ИСУ метана для оценки первичных условий генерации газа, находящегося в настоящее время на любом уровне осадочного разреза. Поскольку изменения ИСУ метана отражают стадийность процессов нефтегазообразования, следует ожидать, что в направлении от нефтяных газов к газоконденсатным и далее к газам нижней газовой зоны метан должен обогащаться тяжелым изотопом. Такие рассуждения позволили некоторым исследователям предложить ИСУ метана в качестве критерия для определения типа залежи: нефтяная (d¹³ С от -58 до -45 %о), газоконденсатная (d¹³С от -45 до -35 %о ), газовая (d¹³С от -35 до -25%o) [5]. Однако, как показывает практика, ожидаемые различия далеко не всегда реализуются в природе, что подтверждается и в настоящей статье.

Во-первых, диапазон вариаций ИСУ метана, в однофазовых газообразных системах перекрывает значения, типичные для нефтяных газов вообще и для газов ДДВ в частности. Во-вторых, не представляется возможным отличить по ИСУ метана газоконденсатные и газовые залежи. Если в качестве критерия использовать содержание жидкой фазы, то, очевидно, что при снижении последней (переход газоконденсатной залежи в газовую) метан должен становиться изотопно тяжелее. Однако наряду с ожидаемой закономерностью в большей части исследованных газов ИСУ метана не зависит от выхода конденсата. Достаточно сказать, что одинаково низким содержанием конденсата (менее 50 г/м³) характеризуются газы в широком диапазоне значений d¹³С (от -28 до -48 %о), в то время как в газах с близкими значениями d¹³С (от -36 до - 40%о) содержание конденсата меняется от 1 до 1200 г/м³.

По стратиграфическому разрезу в направлении от нижнепермско-среднекаменноугольных (от -28 до -35%о ) к верхневизейско-серпуховским отложениям нижнего карбона (от -35 до -43 %о) и далее к турнейско-нижневизейским (от -35 до -49%о) расширяются вариации d¹³С за счет возрастающей роли изотопно легкого метана.

Анализ зависимости ИСУ метана от глубины с учетом приуроченности газов к определенным стратиграфическим комплексам (рис. 1) позволил выделить в разрезе три типа газов: 1-й тип -изотопно тяжелые газы (d¹³ С от -28 до -35%о), залегающие в отложениях нижней перми и среднего - верхнего карбона; 2-й тип - газы со средними значениями ИСУ (от -35 до -43 %о), залегающие в отложениях нижнего карбона (верхневизейско-серпуховские и турнейско-нижневизейские); 3-й тип - изотопно легкие газы (d¹³С от -43 до -49%о), к особенности которых относится исключительная приуроченность к низам нижнего карбона (турнейско-нижневизейские отложения). Выделенные типы газов сосуществуют в широком интервале глубин, максимальная глубина совместного их залегания - 5,3 км.

Рассматривая ОВ в качестве источника генерации, все исследованные газы по степени катагенетической преобразованности ОВ следует расположить в такой последовательности типов: 3 –” 2 –”1. Как показал анализ распределения газов по площади бассейна, в полной мере обозначенным катагенетическим условиям соответствуют газы 1-го и 2-го типов.

Залежи с газами 1-го типа установлены только в юго-восточной части бассейна, где глубина погружения отложений среднего карбона, обладающих собственным генерационным потенциалом и служащих источником УВ в верхнем карбоне и нижней перми [3], достигает 7-9 км. По степени катагенетической преобразованности породы в приосевой зоне грабена находятся на этапах МК4 - АК2 [З].

Залежи с газами 2-го типа распространены главным образом в центральной и частично в северо-западной части бассейна, где вмещающие их отложения нижнего карбона, обогащенные органикой, характеризуются максимальной глубиной -5-7 км. Степень катагенетической преобразованности пород в наиболее погруженных частях впадины соответствует этапу МК₄ [З]. Встречаются газы 2-го типа и на юго-востоке бассейна, однако исключительно в прибортовых зонах и на бортах.

Как видно из рис. 1, начиная с глубины 5.3 км в газах 2-го типа постепенно растет содержание тяжелого изотопа, т.е. проявляется вертикальная катагенетическая зональность, что свидетельствует о приближении к источнику. Наиболее четко она прослеживается по разрезу отдельных месторождений. В региональном плане вертикальная катагенетическая зональность сглажена, что обусловлено неравномерностью изменения геотермического градиента. Если обратиться к температурным условиям пласта, то можно заметить, что они достаточно четко ограничены для газов с различным ИСУ метана. Как видно из рис. 2, минимальная температура генерации метана в газа 2-го типа составляет 130 °С Принимая значение d¹³С, соответствующее данной температуре, равным -41%о, мы исходили из того, что это минимальное значение для метана приосевой зоны грабена. Газы со значениями от -41 до - 43%о распространены в том же районе (прибортовые зоны), где и изотопно легкие газы 3-го типа, что не исключает переток последних в вышележащие отложения. В связи с этим газы 2-го типа с ИСУ метана от -41 до - 43 %о как продукты смешения выделены в подтип 2^а.

Таким образом, если температуре 130 °С соответствует значение d¹³С, равное -41 %о, а градиент изменения ИСУ составляет 2%o на 14 °С (144-130° С), то условиям генерации метана в газах 2-го типа соответствуют современные температуры 130-172 С, а газах 1-го типа - 172-221 °C (с учетом приуроченности газогенерирующих толщ к этапам катагенеза МК₄-АК диапазон па-леотемператур составляет 190-260 °С). Указанные температуры на территории ДДВ существовали на глубинах 5,5-9 км. О масштабах генерации метана на этих глубинах свидетельствует тот факт, что газы с ИСУ от -28 до -41%o широко распространены (в соответствии с площадной катагенетической зональностью) по всему осадочному разрезу, во всяком случае в интервале глубин 6,3-2,2 км. Заключение о существенном вкладе глубинного метана в формирование газовой оболочки Земли согласуется с выводом Э.М. Прасолова, также основанным на данных изотопной геохимии [6].

И, наконец, газы 3-типа с ИСУ метана от -43 до -49 %o. По сравнению с газами 1-го типа они обогащены легким изотопом в среднем на 10%о , а по сравнению с газами 2-го типа - на 5%о. Рассматривая ОВ в качестве источника для образования углеводородных газов и принимая во внимание вертикальную катагенетическую "зональность, необходимо признать, что источник метана в газах 3-го типа находился на более высоком гипсометрическом уровне, соответствующем образованию нефтяных газов. Газы 3-го типа, сохранившие информацию о первично нефтяном источнике, распространены только в прибортовых зонах впадины. В то же время вмещающие их турнейско-нижневизейские отложения на всей территории ДДВ погружены в главную зону газообразования. Однако продолжительность пребывания их в условиях высоких температур и давлений в различных частях бассейна не была одинаковой. Как показало сопоставление времени погружения нижневизейских отложений, в приосевой зоне грабена они достигли главной зоны газообразования (глубины свыше 5 км) 150-200 млн лет назад, а в прибортовых зонах до настоящего времени находились в главной зоне нефтегазообразования. Таким образом, геологическое время, роль которого в сохранности залежей признается многими исследователями [4], определило качественно различный состав газов на больших глубинах. Нефтяные залежи, погруженные на глубины более 5 км в приосевой зоне грабена, практически все разрушены, о чем свидетельствует ИСУ метана, хотя информация о них, как будет показано, частично сохранена в углеводородном составе газов. В прибортовых зонах нефтяные залежи были переформированы большими объемами газа, источником которого становились те же отложения в новых термобарических условиях.

Итак, изложенный фактический материал свидетельствует о двух источниках метана в газах глубоких горизонтов. Основным источником служит ОВ, в зависимости от степени катагенеза которого генерируется метан с ИСУ от -28 до -41%. Вторым, меньшим по масштабам источником являются первично нефтяные залежи, погруженные на большие глубины на поздних этапах развития бассейна. Процесс их переформирования сопровождался образованием газов с ИСУ от -49 до -41%.

В связи с тем, что стадийность процессов нефтегазообразования отражена не только в ИСУ метана, но и в известной мере в углеводородном составе газов, представляет интерес взаимосвязь между d¹³С метана и коэффициентом жирности газов К. При условии генетического единства между метаном и его гомологами для газов термокаталитической зоны устанавливается определенный тип зависимости: чем суше газ, тем изотопно тяжелее метан. Как следует из рис. 3, в изученных газах эта зависимость имеет более сложный вид. С одной стороны, прослеживается тенденция к обогащению метана легким изотопом с ростом жирности, а с другой стороны, она осложнена тем, что в пределах каждого (выделенного по ИСУ метана) типа газов значение К меняется в широких пределах, причем чем изотопно легче метан, тем шире предел.

На рис. 4, а показано распределение гомологов по разрезу осадочного чехла. Анализ его с учетом выделенных типов газа позволил установить четкую дифференциацию по глубине гомологов в газах 2-го типа. Если на глубинах более 4,5 км К не превышает 6, то на глубинах менее 4,5 км достигает 6-12. Такое поведение гомологов, согласующееся с вертикальной зональностью, свидетельствует о их сингенетичности вмещающим отложениям. Поскольку указанное различие в содержании гомологов реализуется при одних и тех же значениях ИСУ метана, то можно судить об отсутствии генетической связи между метаном, этаном и пропаном на глубинах менее 4,5 км.

Установленная глубинная дифференциация гомологов в газах 2-го типа в ряде случаев нарушается, и коэффициент жирности на глубинах свыше 4,5 км достигает 15-20 и более. Очевидно, что источником гомологов на таких глубинах могла быть только остаточная нефтенасыщенность пород. О генетическом родстве гомологов с палеонефтями свидетельствует и тот факт, что они находятся в ассоциации с метаном нижней газовой зоны.

Перечисленные факторы обусловили широкий диапазон изменения К в однотипных по ИСУ метана газах 2-го типа (см. рис. 3).

Газы 1-го типа, залегающие на глубинах 2,2-4,7 км, по содержанию гомологов сопоставимы с газами 2-го типа, залегающими на глубинах свыше 4,7 км. Однако это не противоречит положению о глубинной дифференциации гомологов, а лишь отражает различный тип исходного ОВ в сравниваемых газах. Известно, что ОВ средне- и верхнекаменноугольных отложений (газы 1-го типа) характеризуется преимущественно гумусовой природой, а нижнекаменноугольных (газы 2-го типа) - сапропелевой и смешанной [3]. Как результат этого, газы 1-го типа, находящиеся на одном гипсометрическом уровне с газами 2-го типа, по сравнению с ними обеднены гомологами (см. рис. 4, а).

Как видно из рис. 3, диапазон изменения значений К в газах 1-го типа относительно невелик, что обусловлено совокупностью факторов. Во-первых, гумусовым типом ОВ. Во-вторых, меньшей по сравнению с газами 2-го типа глубиной залегания, что является результатом неразведанности глубоких горизонтов на юго-востоке бассейна. И, наконец, ограниченным влиянием палеонефтей в связи с общим снижением нефтеносности в юго-восточном направлении.

Распределение гомологов в газах 3-го типа не обнаруживает связи с ОВ вмещающих отложений. Коэффициент жирности здесь меняется в широких пределах (см. рис. 3) и не зависит от глубины, как в случае с газами 2-го типа (см. рис. 4, а). Последнее отражает специфические условия формирования состава газов 3-го типа. Содержание гомологов в них, как и ИСУ метана, определяется фазовыми превращениями при ретроградном испарении нефтей, которые зависят не только от термобарических условий, но и от соотношения газовой и жидкой фаз. При коэффициенте жирности больше 12 газы 3-го типа не дифференцируются с той частью газов 2-го типа, где гомологи унаследованы от палеонефтей (см. рис. 4, а).

Таким образом, рассмотренный фактический материал подтверждает наличие двух источников УВ в газообразных системах. Кроме того, можно сделать принципиальный вывод, что в газах, генетически связанных с ОВ, образование метана и его гомологов - два процесса, далеко не всегда сопряженные во времени и пространстве. Если генерация метана - основного компонента газообразных систем - происходит в интервале глубин 5,5-9 км, то образование гомологов сдвинуто вверх по разрезу. Подтверждением тому служит характер изменения с глубиной ИСУ этана - наиболее распространенного гомолога в газообразных системах (см. рис. 4, б). Сопоставив рис. 4, а и 4, б, видим, что они идентичны: в однотипных по ИСУ метана газах 2-го типа глубинный фактор контролирует не только содержание в газах гомологов, но и их изотопный состав, изменение которого происходит в соответствии с вертикальной катагенетической зональностью (с ростом степени катагенетической превращенности ОВ тяжелым изотопом обогащается не только метан, но и его гомологи). Как результат вертикальной зональности особое место на рис. 4, б занимают газы 3-го типа и частично газы 2-го типа (влияние палеонефтей).

Отсутствие генетического единства между метаном и его гомологами в значительной части исследованных газов лежит в основе того, что ИСУ метана теряет свою информативность для идентификации типа залежи (газовая или газоконденсатная). Последнее естественно вытекает из того, что в газах с одинаковым ИСУ метана содержание гомологов варьирует (см. рис. 3) в широких пределах, а, следовательно, меняется содержание конденсата, так как жирность газов при прочих равных условиях является важным фактором растворимости жидких УВ. Газообразные системы, где метан и его гомологи образуются одновременно, на территории ДДВ распространены лишь на глубинах свыше 5,5 км. К особенности этих систем относится низкое содержание гомологов и конденсата. В процессе разгрузки сухих метановых газов через породы, насыщенные органикой, происходит их обогащение гомологами, источником которых становятся отложения в менее жестких термобарических условиях. В результате содержание конденсата в газах возрастает до 200-500 г/м³. В наибольшей степени эти процессы идут на глубинах менее 4,5 км и контролируются как типом ОВ, так и неравномерностью его распределения по площади и разрезу.

Указанная направленность перехода газовых систем в газоконденсатные может быть нарушена под влиянием палеонефтей, служащих дополнительным источником газообразных гомологов и жидких УВ на больших глубинах. В результате образуются высококонденсатные системы (до 1200 г/м³), где высокомолекулярные гомологи ассоциируются с изотопно-тяжелым метаном. Как показали проведенные исследования, влияние палеонефтей в условиях ДДВ прекращается на глубине 5,5 км (см. рис. 4).

Переформирование первично нефтяных залежей при их погружении на большие глубины приводит к образованию самых разнообразных систем - от чисто газовых до высококонденсатных (до 3500 г/м³).

Особо следует остановиться на двух пробах газа из пород докембрийского кристаллического фундамента. Это газы Юльевской (интервал 3045-3014 м) и Нарижнянской (интервал 4021-4200 м) площадей, расположенных в северной прибортовой зоне. По ИСУ метана они не отличаются от нижнекаменноугольных газов этой зоны. Сближает их с последними и тот факт, что содержания гомологов и конденсата, а также ИСУ этана и пропана в этих газах определяются современной глубиной. И, наконец, об осадочном происхождении газов свидетельствует характер распределения изотопов в ряду: метан - этан - пропан (с ростом молекулярной массы соединения увеличивается содержание тяжелого изотопа). Как известно, в газах абиогенного генезиса распределение изотопов между индивидуальными компонентами прямо противоположно [2, 5].

1. Источником УВ в газообразных системах глубокопогруженных горизонтов являлись как ОВ, так и первично нефтяные залежи, погруженные на большие глубины на поздних этапах развития бассейна. Это определило качественно различный состав УВ систем, что выразилось в разнообразии изотопно-геохимических параметров газов.
2. В газообразных системах, где источником УВ служит непосредственно ОВ, термобарические условия (главным образом температура) - основной фактор формирования их состава. Генерация метана (основного компонента газообразных систем) в условиях ДДВ происходит на глубинах свыше 5,3 км. Значительные масштабы метанообразования на больших глубинах позволяют рассматривать их, прежде всего как перспективные в отношении газовых залежей. Газоконденсатные залежи в вертикальном разрезе распространены на глубинах менее 5 км, где образуется основное количество газообразных гомологов и жидких УВ. Отсутствие генетического единства между метаном и более высокомолекулярными УВ на большей части исследованного разреза обусловливает тот факт, что ИСУ метана теряет информативность для оценки типа залежи.
3. Газообразные системы, образующиеся в результате переформирования первично нефтяных залежей, отличаются значительным разнообразием” как по типу (от чисто газовых до высококонденсатных), так и по ИСУ газовых компонентов. В формировании их состава наряду с другими факторами (термобарические условия, соотношение газовой и жидкой фаз, их состав) значительную роль играет время пребывания нефтяных залежей в нижней газовой зоне. Влияние геологического времени в первую очередь сказывается на ИСУ метана, который сохраняет информацию о первично нефтяном источнике в условиях непродолжительного времени и теряет ее в условиях длительного времени. Количество гомологов и их ИСУ в таких системах в меньшей степени зависит от времени, так как их источником могут быть не только современные, но и палеозалежи.
4. Особенности формирования состава газообразных систем на больших глубинах позволяют судить о их перспективности не только на газ, но и на конденсат и даже нефть.

1. Алексеев Ф.А., Лебедев B.C., Крылова Т.А. Изотопный состав углерода природных углеводородов и условия образования залежей природного газа//Сов. геология. -1972. - № 4.
2. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. - М.: Недра, 1973.
3. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины/Под ред. П.Ф. Шпака. - Киев: Наукова думка, 1989.
4. Закономерности распространения залежей нефти и газа на больших глубинах в различней регионах мира/В. В. Семенович, Н.А. Калинин, Ю.Я. Кузнецов и др.//Особенности формировании залежей нефти и газа в глубокозалегающих пластах. - М. -1980. - С. 28-34.
5. Метан/Ф.А. Алексеев, Г.И. Войтов, B.C. Лебедев и др. - М.: Недра, 1978.
6. Прасолов Э.М. Газообразование на больших глубинах по данным изотопной геохимии. Нефтегазообразование на больших глубинах. V Всесоюзный семинар. Ивано-Франковск. - М.: Изд-во МГУ, 1986.

Data on hydrocarbon isotope content of methane and its homologues - ethane and propane - in gases of the Paleozoic deposits of Dnieper-Donestk depression are regarded. The matter of deposits, containing them or as a result of reformation of deep seated paleo-oil pools.

1 - нижняя пермь + верхний - средний карбон; 2 - нижний карбон (серпуховские отложения); 3 - нижний карбон (верхневизейские); 4 - нижний карбон (турнейско-нижневизейские); 5 - докембрий; цифры в кружках - типы газов

Усл. обозначения см. на рис.1

Усл. обозначения см. на рис. 1

Усл. обозначения см. на рис. 1