|
УДК 553.981 |
© Н.Н. Соловьев, В.А. Кузьминов, Л.С. Салина, 1996 |
ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ СКОПЛЕНИЙ ГАЗА В ЮЖНЫХ РАЙОНАХ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ
Н.Н.
Соловьев, В.А. Кузьминов, Л.С. Салина (ВНИИгаз)Сероводород, входящий в состав газовых смесей, может являться продуктом многих принципиально различных процессов, реализующихся в широком диапазоне геохимических обстановок – от зон господства биохимических явлений до зон апокатагенеза [1,2,5]. Однако это не означает, что все они в равной мере могли приводить к его промышленно значимым скоплениям. Высокая геохимическая активность сероводорода и как следствие огромные масштабы его естественного рассеивания в подземной гидросфере предполагают большую мощность источников его образования. Например, при прочих равных условиях потери сероводорода наиболее высоки на стадии диагенеза и протокатагенеза, что в ряде случаев может полностью исключить его сохранность в промышленных объемах, генерировавшихся на этих стадиях. Таким образом, при изучении закономерностей формирования и оценке перспектив поисков залежей сероводородсодержащего газа с разной концентрацией сероводорода следует учитывать его высокую геохимическую активность.
Многолетние исследования различных процессов, составляющих онтогенез сероводорода, позволили сформулировать достаточно надежные критерии оценки перспектив поисков залежей сероводородсодержащего газа. Последнее имело большое значение при решении задачи прогнозирования зон (и комплексов) распространения сероводородсодержащего газа на территории б. СССР [3]. Однако такой прогноз недостаточен при долгосрочном планировании поисков, разведки и проектирования эксплуатации сероводородсодержащих газовых месторождений, требующем знания ожидаемого уровня концентрации сероводорода в связи с его экологической и технологической агрессивностью. Несмотря на актуальность, проблема прогноза концентрации сероводорода (как и диоксида углерода), уровнем которой определяется выбор технологии освоения месторождений, до сих пор остается нерешенной.
Сложность прогнозирования масштабов обогащения сероводородом свободного газа не только на локальном, но и на зонально-региональном уровне определяется как минимум двумя основными причинами: 1) не до конца понятыми процессами образования сероводорода, участвующего в формировании регионально-сероводородсодержащих комплексов; 2) отсутствием достоверных способов учета потерь сероводорода в процессе миграции содержащего его газа и формирования месторождений в разных геолого-геохимических условиях.
Среднеазиатский ареал крупномасштабного сероводородонакопления связан с региональным верхнеюрским сульфатно-карбонатным комплексом, входящим в состав осадочного выполнения Каракумского мегабассейна Туранской плиты и межгорного Афгано-Таджикского бассейна. Большинство месторождений сероводородсодержащего газа выявлено в Амударьинской синеклизе, Предкопетдаг-ском предгорном прогибе и на сопредельной с ним Бахардокской моноклинали, являющихся основными элементами Каракумского нефтегазоносного мегабассейна. Небольшое их число известно в Сурхандарьинской мегасинклинали и мегантиклинали Юго-Западного Гиссара Афгано-Таджикского бассейна. Кроме того, залежи сероводородсодержащего газа спорадически (в основном вдоль южной окраины Туранской плиты) встречаются и в терригенных отложениях неокома. Анализ условий их формирования и нахождения обнаруживает весьма высокую вероятность эпигенетического накопления сероводорода в субконтинентальных образованиях этого возраста [4].
К началу 1995 г. в Каракумском мега-бассейне и его обрамлении более чем
на 120 месторождениях установлены залежи сероводородсодержащего газа. На шести из них они выявлены в неокомском терригенном комплексе. На пяти месторождениях сероводород присутствует в составе свободного газа как в неокомских, так и в верхнеюрских отложениях. На остальных месторождениях сероводородсодержащий газ связан только с верхнеюрским сульфатно-карбонатным комплексом, на большей части региона надежно экранированным соляно-ангидритовой покрышкой кимеридж-титона.К настоящему времени в рассматриваемом регионе залежи сероводородсодержащего газа обнаружены:
Таким образом, сероводородсодержащий газ связан с двумя нефтегазоносными комплексами: верхнеюрским сульфатно-карбонатным и неокомским терригенным. Однако если в первом комплексе залежи сероводородсодержащего газа распространены почти повсеместно, то во втором они встречаются лишь там, где создавались условия для крупномасштабного поступления сероводородсодержащего газа из подстилающих отложений.
Залежи высокосернистого газа
(H2S > > 1 %) связаны главным образом с юрским карбонатным комплексом, где максимальный уровень содержания сероводорода в свободном газе до 5-6 % (против 0,9-1,3 % в неокомском терригенном). В высокосернистом газе концентрации H2S и СO2>2, как правило, соизмеримы.Свободный газ газовых, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений региона крайне неравномерно обогащен сероводородом. Его содержание меняется от едва уловимых значений до 5-6 %. Резкая изменчивость концентраций сероводорода характерна как для сероводородсодержащего ареала в целом и составляющих его зон газонакопления, так и для отдельных месторождений и (или) залежей. Например, на месторождениях Денгизкульского поднятия (Уртабулак, Денгизкуль-Хаузак и др.) содержание сероводорода варьирует в пределах 1,5-6,0 %, а на расположенном восточнее Култакском поднятии (Култак, Алан и др.) не превышает 0,3 %. Резкие колебания содержания сероводорода часто наблюдаются и на смежных месторождениях, находящихся в одинаковых литолого-фациальных зонах. Так, на месторождениях Самантепе и Аккум содержание сероводорода достигает 2-3 %, а на смежных с ними месторождениях (соответственно Киштуван и Ходжиказган) снижается до 0,2-0,3 % и менее. Существенные колебания концентрации сероводорода установлены и на самих месторождениях: например на Кандымском – от десятых долей до 2,5 %. Еще более значимы вариации содержания сероводорода в залежах терригенных отложений неокома: на Даулетабад-Донмезской – от следов до 1,3 %.
Высокая дисперсия содержания сероводорода в пределах как крупных зон газонакопления, так и отдельных залежей свидетельствует о том, что его современный уровень в свободном газе определяется не только и не столько первичными (генетическими), сколько вторичными (в основном миграционно-аккумуляционными) факторами. Этот вывод, на наш взгляд, является весьма важным для понимания путей решения проблемы прогнозирования и дифференциации перспективно газоносных территорий по ожидаемому содержанию сероводорода. Сложность решения этой задачи даже в частном виде явилась одной из основных причин резкого снижения в 80-х гг. интереса к проблеме онтогенеза сероводорода.
Залежи высокосернистого газа распространены в различных структурно-тектонических условиях: на Чарджоуской ступени северо-восточного борта Амударьинской синеклизы (Уртабулак, Денгизкуль-Хаузак, Северный Денгизкуль, Самантепе, Метеджан, Алат, Кандым, Аккум, Учкыр)
, на Андхойском поднятии Северного Афганистана (Ходжа-Гугердаг, Етымтаг), в Предкопетдагском прогибе (Хангирен, Серахс), на Бахардокской моноклинали (Караджаулак) и эпиплатформенном горно-складчатом сооружении Юго-Западного Гиссара (Аккумулям). Интересно, что во всех случаях площади распространения высокосернистого газа либо непосредственно приурочены к зонам наиболее глубокого залегания верхнеюрских сульфатно-карбонатных отложений и (или) зонам повышенной тектонической активности на новейшем этапе, либо структурно с ними связаны.На Туранской плите и в сопредельных районах основные перспективы прироста запасов сероводородсодержащего газа связаны с Южно-Туркменской краевой системой новейшего прогибания, включающей Предкопетдагский предгорный прогиб на западе и Сандыкачинскую зону прогибов на востоке (
рис. 1). К настоящему времени здесь выявлено 22 месторождения сероводородсодержащего газа: 12 на территории Туркменистана, три – Ирана и семь – Афганистана.Обращает на себя внимание более высокая доля залежей высокосернистого газа в пределах Южно-Туркменской зоны новейшего прогибания по сравнению со всем ареалом регионального сероводородонакопления. Если в последнем лишь на каждом четвертом месторождении концентрация сероводорода превышает 1 %, то в Южно-Туркменской системе прогибов их доля увеличивается до 70 %. Кроме того, и на других месторождениях этой зоны содержание сероводорода нередко превышает 0,5 %, тогда как на остальной территории в основном распространены залежи малосернистого газа
(H2S< 0,3 %).Заметное повышение уровня обогащения сероводородом природного газа на юге Туранской плиты объясняется рядом специфических особенностей геологического строения и эволюции, например, максимальным для Туранской плиты залеганием регионально-сероводородсодержащего верхнеюрского комплекса. На вскрытых скважинами глубинах (далеко не в самых погруженных зонах) порядка 4-5 км современные пластовые температуры достигают 150-170 °С. По-видимому, максимальные палеотемпературы были еще выше, что являлось благоприятной предпосылкой для подготовки среды к накоплению сероводорода сульфатно-термохимического генезиса. Пожалуй, еще более значимо для массовой генерации сероводорода широкое проявление в южных районах Туранской плиты фаз резонансной складчатости, синхронных этапам горообразования на ее коллизионных окраинах. Благодаря этому пластовые системы, содержащие все исходные для образования сероводорода продукты (ОВ, УВ, сульфаты, некоторое количество сероводорода биохимического или сероорганического генезиса), на этапах активизации тектогенеза могли испытывать физико-механическую активацию. Значимые флуктуации напряженно-деформированного состояния вмещающей среды обеспечивали снижение энергии активации химических реакций, которое в температурном эквиваленте могло выражаться в десятках и даже сотнях градусов Цельсия.
Среди других геолого-геохимических явлений и процессов, благоприятствующих накоплению значительных объемов сероводорода на рассматриваемой территории, наиболее показательны следующие:
1) преобладание вторичной пористости (пустотности) в породах верхнеюрского сульфатно-карбонатного комплекса, что обусловливало снижение содержания оксидов металлов на поверхности порового пространства;
2) непосредственное сопряжение (или даже совмещение) зон генерации и аккумуляции, что снижало потери сероводорода на путях миграции газа;
3) сокращение удельной влагоемкости верхнеюрского сульфатно-карбонатного резервуара и подвижности пластовых вод, что ограничивало потери сероводорода в подземной гидросфере;
4) практически повсеместно высокая фоновая газонасыщенность высокоминерализованных пластовых вод, обеспечивающая лучшую сохранность залежей сероводородсодержащего газа.
Кроме того, необходимо отметить, что на большей части рассматриваемой территории подсолевой сульфатно-карбонатный комплекс оказался вовлеченным в нижнюю (главную) зону генерации сероводорода. По этой причине здесь весьма ограничены возможности проявления эффекта смешения бессернистого и сероводородсодержащего газа, играющего заметную роль в снижении концентрации кислых компонентов в северных районах Амударьинской синеклизы (т.е. вне зон массовой генерации сероводорода). Дело в том, что бессернистый газ, который может
поступать из угленосно-терригенных отложений юры в перекрывающую карбонатную толщу, в зоне массовой генерации сероводорода сам становится его носителем благодаря восстановлению сульфатов углеводородами в жестких энергетических (тепловых, механофизических) условиях.По нашему мнению, следствием повышенной сероводородоносности подсолевого сульфатно-карбонатного комплекса Южно-Туркменской зоны новейшего прогибания и смежных районов является широкое распространение сероводородсодержащего газа в неокомских (готерив) терригенных отложениях вдоль южной окраины Каракумского мегабассейна. Показательно, что на этой территории в терригенных красноцветных (!!!)
отложениях неокома в зоне выклинивания соляно-ангидритрвого флюидоупора юры только две (Ходжагугердаг и, по-видимому, Серахс) из 10 залежей содержат бессернистый газ. Вдоль северной же окраины солевого ареала (Ачак-Наипский район, Бухарская ступень) распространены только залежи бессернистого газа, а южнее в подсолевых карбонатах юры явно преобладают залежи малосернистого газа.Сравнительную характеристику залежей сероводородсодержащего газа ареала Южно-Туркменской зоны новейшего прогибания по отношению кислых компонентов наиболее наглядно иллюстрирует график (
рис. 2), одновременно учитывающий три параметра – концентрацию H2S, CO2 и их отношение.На график вынесены параметры всех залежей сероводородсодержащего газа, разведанных в верхнеюрском сульфатно-карбонатном комплексе Южно-Туркменской зоны новейшего прогибания. Для сравнения нанесены точки, характеризующие залежи газа (в том числе бессернистого) в неокомских отложениях. Даулетабад-Донмезское месторождение показано тремя точками, отвечающими соответственно бессернистой, малосернистой и высокосернистой зонам. Для последней приняты экстремальные значения концентрации кислых ингредиентов свободного газа в крайней юго-восточной части Советабадской (Донмезской) залежи. Залежи в юрских отложениях месторождений Хангирен, Гонбадли, Серахс близки по составу газа, однако абсолютные значения концентрации кислых компонентов двух последних не известны. Предполагается, что в отличие от первых двух на месторождении Серахс залежь в неокомских отложениях представлена бессернистый газом. Кроме того, требуют уточнения единичные данные о составе газа по месторождениям Чаача и Шатлык, а предполагаемое начальное (до аварии) содержание кислых компонентов в свободном газе месторождения Етымтаг оценено экспертно с учетом данных
по другим месторождениям Северного Афганистана.Анализ особенностей распространения залежей газа по отношению кислых компонентов обнаруживает следующее. На графике (см. рис. 2) залежи бессернистого газа (нулевое содержание сероводорода) размещены на вертикали, отвечающей отношению К = С
O2/ (CO2+H2S) = 1. При этом залежи первично-бессернистого газа отличаются пониженным и низким содержанием диоксида углерода (СO2 <= 2 %). И наоборот, чем выше в газе содержание диоксида углерода, тем более вероятно, что ранее он содержал сероводород и лишь в процессе миграции и (или) в ловушке произошло его обессернивание (вторично-бессернистый газ). Для залежей высокосернистого газа (на графике они расположены левее линии H2S = 1 %) коэффициент К, как правило, не превышает 0,7, что характеризует либо первичное (генетическое) отношение кислых компонентов, либо довольно незначительные потери сероводорода в процессе газонакопления. Все остальные залежи с отношением кислых компонентов в интервале 0,7-1,0 отличаются гораздо более высокими потерями сероводорода в процессе формирования.Показательны следующие особенности распространения залежей сероводородсодержащего газа в верхнеюрских сульфатно-карбонатных отложениях южной части Туранской плиты. Во-первых, среди них явно преобладают залежи газа с концентрацией сероводорода более 1 %. Во-вторых, последние, в отличие от таковых северных районов Амударьинской синеклизы (Северо-Восточная Туркмения и Западный Узбекистан), встречаются практически повсеместно и в разных структурно-тектонических условиях. В-третьих, на многих разведочных площадях с установленными признаками газоносности (Сандыкачи, Арнаклыч, Астанабаба и др.) наблюдались проявления высокосернистого газа.
Совокупность данных, характеризующих фактическую разведанность территории, сравнительный анализ условий формирования залежей газа в Каракумском мегабассейне и смежных районах, а также опыт изучения онтогенеза сероводорода позволяют с большой долей вероятности прогнозировать в пределах южной окраины Туранской плиты распространение (и открытие) залежей преимущественно высокосернистого газа. Прямо или косвенно об этом свидетельствуют:
1) весьма широкое распространение сероводорода как в свободном газе, так и в пластовой воде терригенных отложений неокома вдоль зоны выклинивания верхнеюрского соляно-ангидритового флюидоупора, указывающее на большие масштабы разгрузки сероводородсодержащих флюидов из верхнеюрского сульфатно-карбонатного комплекса;
2) повышенное и высокое содержание в пластовых водах подсолевого комплекса растворенного сероводорода (нередко на сумму кислых приходится более половины всего состава газа) предполагает активную и, вероятно, продолжающуюся генерацию сероводорода;
3) большая глубина залегания верхнеюрского сульфатно-карбонатного комплекса благоприятствует формированию очагов генерации кислых компонентов в наиболее жестких температурных (тепловых) и тектонодинамических условиях;
4) размыв (отчасти изначальное отсутствие) пород терригенно-карбонатной литолого-фациальной зоны вдоль южной окраины верхнеюрского бассейна резко ограничивал возможности проявления естественной сероочистки при миграции и аккумуляции сероводородсодержащего газа.
ЛИТЕРАТУРА
Conditions of H2S content gas distribution in south of the Turan plate including fields of Northern Afghanistan and North-Eastem Iran are discussed. Position of H2S content pay horizons within the fields of different types and some features of variations in H2S concentration by area and in individual fields are characterized. The main factors responsible for commercial H2S accumulation and controlling a level of its concentration in free gas of the subsalt Jurassic sulfate-carbonate and the oversalt Neocomian terrigene complexes have been identified.
Comparative estimation of the discovered H2S content gas reservoirs by acid components ratio (CO2 and H2S) allowed to explain an allochthonous nature of H2S content gas pools within the Neocomian terrigenous deposits.
Based on aggregate of data characterizing a factual degree of exploration of the territory as well as results of analysis of the Turan plate's gas pools formation and many years of studies in the field of H2S ontogenesis the authors made a conclusion about high possibility of predominantly high-sulfurous gas accumulations distribution in the southern areas of the Turan plate.
Рис.1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР) СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА НА ТЕРРИТОРИИ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ОКРАИНЫ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ
Месторождения с залежами сероводородсодержащего газа в отложениях:
1 - верхнеюрских карбонатных с концентрацией сероводорода выше 1 % (а) и ниже 1 % (б), 2 - неокомских терригенных; структуры подсолевого верхнеюрского комплекса: 3 - перспективные (а), в том числе находящиеся в бурении (б), 4 - выведенные из поискового бурения с отрицательными результатами; 5 - серопроявления в обнажениях и разрезах скважин; 6 - месторождения самородной серы; 7 - проявления свободной) (а) и водорастворенного (б) сероводорода в скважинах; 8 - источники сероводородных вод; границы: 9 - выклинивания солей гаурдакской свиты (южная), 10 - выклинивания верхнеюрских подсолевых карбонатов (южная), 11 - поднятий и прогибов, 12 - горно-складчатого обрамления Туранской плиты, 13 - зоны проявления резонансной складчатости (северная); 14 - зоны максимальных палеотемператур в сульфатно-карбонатной толще верхней юры; 15 - перспективные (а) и возможно перспективные (б) земли для поисков преимущественно высокосернистого газа; Южно-Туркменская краевая система новейшего прогибания: А - Предкопетдагский предгорный прогиб, Б - Сандыкачинская зона прогибов; месторождения и локальные структуры: 1 - Восточный Кумбет, 2 - Западный Караджаулак, 3 - Караджаулак, 4 - Елошан, 5 - Эшенбейк, б - Еланы, 7 - Восточные Еланы, 8 - Шарапли, 9 - Байрамали, 10 - Сейраб, 11 - Восточное Учаджи-Песчаное, 12 - Чамчаклы, 13 - Бешкизыл, 14 - Янкуи, 15 - Сундукли, 16 - Гирсан, 17 - Бешир, 18 - Акайры, 19 - Аккумулям, 20 - Джангаликолон, 21 - Джума, 22 - Башикурд, 23 - Етымтаг, 24 - Ходжагугердаг, 25 - Ходжабулан, 26 - Джаркудук, 27 - Шахмола, 28 - Яшлар, 29 - Каракель, 30 - Карабиль, 31 - Западный Карабиль, 32 - Восточный Курукбели, 33 - Курукбели, 34 - Даулетабад-Донмез, 35 - Серахс, 36 - Гонбадли, 37 - Хангирен, 38 - Чаача, 39 - Западный Шатлык, 40 - Восточный Шатлык, 41 - МарыРис.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ СЕРОВОДО-РОДСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ОКРАИНЫ ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ ПО ОТНОШЕНИЮ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ
Залежи газа в юрских карбонатных
(1) и неокомских терригенных (2) отложениях 1 - Джангаликолон, 2 - Джума-Башикурд, 3,18 - Джаркудук, 4,28 - Ходжагугердаг, 5,24 - Хангирен, 6,25 - Гонбадли, 7,17,26 - Етымтаг, 8,27 - Серахс, 9 - Аккумулям, 10 - Байрамали, 11 - Восточный Учаджи, 12 - Чам-чаклы, 13 - Западный Шатлык, 14 - Чаача, 15 - Восточный Кумбет, 16 - Караджаулак, 19 - Карабиль, 20,21,22 - Даулетабад-Донмез, 23 - Ходжабулан