В непрерывном ряду углеводородных залежей: от метановых до твердых битумных - существует пробел. Почти совсем не известны залежи, где преобладали бы этан, пропан, бутан и изобутан, изомеры пентана, т.е. наличие сжиженных газов в условиях недр.

Углеводородные газы сжижаются при довольно низких давлениях (МПа): этан - при 4,8 (т.е. на глубине ниже 500 м уже можно ожидать сжиженный этан); при комнатной температуре пропан - при 0,7-0,8, изобутан ~ при 0,3, бутан -при 0,2.

Неопентан при комнатной температуре - газ (t_кип = 9,5 °С), а изопентан и пентан - высоколетучие жидкости (температуры кипения равны соответственно 27,85 и 37,07 °С). Очень высокие давления необходимы лишь для сжижения метана.

Газоконденсаты с содержанием этана и высших гомологов метана свыше 25% относятся к высокожирным и встречаются очень редко [I].

Необходимо обратить внимание на важнейшее свойство сжиженных углеводородных газов - их исключительно низкие вязкости, Если октан имеет вязкость в 54,2 Па·с при 20 °С, то пентан - лишь 24 (в 4 раза меньше, чем у воды), изопентан - 21,5 (при 25 °С).

С учетом газовых факторов природные сжиженные газы должны представлять собой в пластовых условиях сверхтекучие жидкости с вязкостью в 10, а может быть, и в 100 раз ниже, чем у воды.

Верхние границы встречаемости сжиженных углеводородных газов определяются давлениями сжижения и могут находиться на глубинах от первых десятков метров до 500 м. Нижние границы обусловлены критическими температурами, выше которых существование сжиженных газов не возможно. Такой предел для метана - температура -82,5, этана - +32,5, пропана - +96,8, изобутана - +134, бутана - +153,1, сероводорода - +100,4 °С.

В мире лишь в единичных случаях открывали залежи с преобладанием этана, пропана, изомеров бутана (месторождения Гельта в Алжире и Прингл-Даунс в Австралии). Но по пластовым условиям в первом случае залежь следует считать газоконденсатной на метаново-пропановой основе [3], во втором случае наблюдается относительно широкий спектр гомологов метана с максимальным содержанием бутана и изобутана. Однако это не тот вариант, когда преобладают один или хотя бы два газа (в сжиженном виде).

В Ярской параметрической скважине, пробуренной на северо-восточной окраине Немского свода, вблизи Чепецкого разлома (северо-запад Удмуртии), по материалам хроматографических исследований встречены десятки интервалов, по которым соотношение углеводородных газов не соответствует типичному для водоносных, нефтеносных и газоносных пластов [3, 5]. Скважина пробурена станком на электрическом приводе, удалена как от населенных пунктов, так и от месторождений нефти, поэтому никаких добавок мазута или солярки в растворе не было.

В хроматографических разгонках по ряду интервалов отмечается преобладание в компонентном составе этана и пропана (глубины 1242 и 1740 м). Встречены пласты, гце в составе углеводородных газов резко преобладают более тяжелые компоненты (от одного до двух). К примеру, в алексинском горизонте (глубина 1682 м) интенсивнейщим пиком выделился почти один пентан (около 90%), около 9% бутана (рис. 1). Поскольку произошло зашкаливание записи без перехода на другой масштаб, можно сделать вывод о грубом масштабе записи диаграммы. Вполне обосновано предположение о том, что алексинский пласт в интервале глубин 1680-1682 м содержит залежь пентана с примесью бутана и небольших количеств других гомологов метана.

Чуть выше в разрезе на глубине 1675 м резко превалируют в составе углеводородных газов, выделенных из бурового раствора, бутан (около 55%) и пентан (около 35%), до 8% гексана и в незначительных количествах зафиксированы метан и этан.

Аномален состав газа с глубины 2053 м. В маломощном (0,8 м) пропластке песчаника, соответствующего пласту До: метана - 10,5, этана - 10,2, пропана - 20,2, бутана - 10,2, пентана - 48,8%.

Результаты, полученные при изучении газов, выделившихся из бурового раствора, в отдельных случаях подтверждены исследованиями водорастворенного газа проб отобранного фильтрата. Так, например, в интервале глубин 1220-1228 м (мячковские отложения), по исследованиям В.А. Сидоровой (лаборатория института ТатНИПИнефть), по углеводородным газам получено следующее соотношение (%): метан - 0,5; этан - 13,3; пропан - 16,8; изомеры бутана - 25,7;пентана - 21,2; гексана - 22,9. Это фильтрат, отобранный сразу после вскрытия интервала.

По Ярской скважине геологической службой Ижевского УБР был заведен специальный коллекторский журнал, где на стр. 6 появилась такая любопытная запись: "В интервале 1237-1245 м керн пропитан сероводородом (?), из-за чего в свежем виде керн имеет черновато-зеленый оттенок и налет, через 3 часа оттенок и налет исчезли".

Но дело в том, что сероводород имеет температуру кипения минус 60,35 °C. Значит, в сентябре при температуре на 70-80 °С выше упомянутого уровня в керне присутствовало что-то иное. Скорее всего, пентан, гексан, их изомеры, примесь сероводорода.

Любопытные исследования по изменению встречаемости гомологов метана в газах буровых растворов Преображенской площади (Восточная Сибирь) в зависимости от содержания водорода провел В.П. Исаев [2]. По результатам 1433 анализов установлено, что при преобладании в составе газов буровых растворов водорода (от 50 и выше) основными компонентами в составе углеводородных газов становятся этан и пропан (по 30-40%). При понижении содержания водорода до 25-50% главный компонент уже метан (около 40%), при этом отмечается отсутствие гексана, очень низкое содержание пентана, этана - бутана по 25 и 17% соответственно.

Эти данные показывают, что проблема выявления залежей с преобладанием этана и пропана актуальна и для Восточной Сибири. Более того, установлена зависимость увеличения доли "жирных" газов от содержания водорода. Чем больше его поток, тем выше вероятность образования залежей сжиженных углеводородных газов. Такой вывод напрашивается по результатам исследований В.П. Исаева [2].

На основании опыта, полученного при бурении Ярской параметрической скважины, автором [3] сформулированы следующие критерии для выделения в разрезах интервалов, перспективных на выявление залежей природных сжиженных газов.

1. При хроматографических исследованиях газовый каротаж дает такой состав углеводородных газов, который не характерен для водоносных, газоносных или нефтеносных пластов, так как при малой доле метана резко повышено содержание его более тяжелых гомологов (вплоть до резкого преобладания пентана или бутана).

2. При испытании в процессе бурения из перспективных интервалов получают распресненный фильтрат бурового раствора; в отстоявшихся пробах иногда удается заметить пленки прозрачной углеводородной жидкости и бензиновый запах.

3. В процессе бурения скважины в ряде случаев наблюдается неожиданное понижение плотности бурового раствора.

4. В свежеподнятом керне обычно отмечается необычный сероводородно-бензиновый запах.

5. В разрезе скважины встречены нелитофицированные вязкие глины, имеющие в свежем состоянии запах бензина.

6. Электромагнитное каротажное зондирование способно в большинстве случаев (кроме самых высокопроницаемых и закарстованных пластов) выделить перспективные интервалы при наличии высоких сопротивлений по большому зонду, при невысоких - по малому, что и является свидетельством оттеснения высокоподвижных флюидов.

Ожидаемое научное открытие - выявление залежей природных сжиженных газов - ставит на повестку дня рад важных проблем [3, 4]. Безусловно, необходима разработка Государственной исследовательской программы "Сжиженные газы", включающей два направления экспериментов: изучение влияния флюидов на свойства толщ осадочных пород и на рассеянное органическое вещество. Судя по наиболее изученному интервалу Ярской скважины (мячковские отложения, глубины 1210-1245 м), в природных сжиженных газах следует ожидать наличие примеси глин и тонкодисперсных сульфидов: из фильтрата выпадал черный осадок.

Ревизия материалов газового каротажа - выявление по хроматографии интервалов с преобладанием тяжелых гомологов метана (от этана до гексана) и пониженным содержанием метана позволит определить для каждого региона возможные объекты открытия залежей природных сжиженных газов.

Сейчас трудно сказать, на сколько увеличатся ресурсы углеводородов после открытия сжиженных газов: на 10% или больше. Но несомненно, что именно сжиженные природные газы дадут разгадку происхождения нефти и углеводородов нашей планеты [З]. Думаю, что не следует винить геологов, буровиков и геофизиков за пропуски залежей сжиженных газов и белых нефтей. Подняли керн - и они улетучились! Явных привычных нефтепроявлений - нет! Из десятков промыслово-геофизических методов почти все бессильны, в том числе и электрометрические. По Ярской параметрической скважине сработали лишь два метода. Вот и ликвидируются скважины с такими объектами!

У чистого сжиженного пропана при температуре +90° С вязкость в 25 раз ниже, чем у воды (рис. 2). Подобная вязкость и будет наиболее типичной для природных низкокипящих гомологов метана.

1. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. -М.: Недра, 1979.

2. Исаев В. П. Термодинамические аспекты геохимии природных газов. - Иркутск: Изд-во Иркутского университета, 1991.

3. Княжин С.Л. Будут ли открыты залежи сжиженных углеводородных газов?//Народное хозяйство Республики Коми. - 1992. - № 1. - С. 102-111.

4. Княжин С.Л. Состоится ли открытие?//Удмуртская правда. - Ижевск. - 1985. - 22 ноября.

5. Померанц Л.И. Газовый каротаж. - М.: Недра, 1982.

The problem of natural liquided gases fields discovering is set. In Yarskaya stratigraphic well, situated at north-western edge of Nemskyi dome near Chepelskiy fault, dozens of intervals with not typical correlation of hydrocarbon gases in water, oil and gas bearing beds are revealed by materials of chromotography investigations. High content of propane, isomers of butane, pentane and hexane wth unusually low (to absence) content of methane is marked for many intervals at Yarskaya stratigraphic well. The author formulated criteria for revealing in sequences intervals perspective for discovering of natural liquided gases. It is necessary to revise deep drilling data.

Глубина 1242 м (мячковский горизонт) - преобладание этана и пропана при высоких содержанию: бутана и метана, низком - пентана; глубина 1682 м (алексинский горизонт) - резкое преобладание пентана (90%) при заметной доле бутана (9%) и незначительной - гексана - 1%; глубина 1753 м - заволжский горизонт - пятикомпонентный состав углеводородных газов с максимальным содержанием пропана и незначительным - пентана; глубина 2007 м (саргаевский горизонт) - соотношение компонентов по типично водоносному пласту (характерно резкое преобладание метана, отсутствие пятого и шестого компонентов и незначительной примеси бутана); глубина 2057 м (пашийский горизонт) - состав газов, характерный для продуктивного пласта (на 4 м ниже кровли девонских песчаников); глубина 2135 м (на 7 м ниже кровли кристаллического фундамента) - резкое преобладание углеводородов с пятью и шестью атомами углерода в молекулах

По вертикальной оси вязкость в сП; цифры в ромбиках: 1 -область образования газогидратов; 2 - поле вязкостей сжиженных углеводородных газов; 3 - поле вязкостей белых нефтей