СПЕЦИФИЧНОСТЬ ГАЗОАККУМУЛЯЦИИ

В КРИОЛИТОЗОНЕ РЕГИОНОВ КРАЙНЕГО СЕВЕРА РОССИИ

 

В.Ф.Клейменов. Ю.М.Качалов

 

Геохимические и геофизические методы разведки, моделирование и разработка месторождений нефти и газа. Сб. науч. трудов ВНИГНИ. М., 2001, с.36-47.

 

При проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ в районах Крайнего Севера вскрытие бурением осложненных мерзлотой верхних интервалов  геологических разрезов сопровождается систематическими газопроявлениями, нередко значительной интенсивности и продолжительности. Проявления носят массовый характер и с очевидностью указывают на прямую их связь с существованием в криолитозоне реальных газовых скоплений, вероятно, и достаточно крупных объемов. Скважинные проявления мерзлотных скоплений газа широко известны в Тимано-Печоре, на севере Западной Сибири, в Западной и Центральной Якутии. Однако, промышленная глубинная газоносность недр этих регионов, оцениваемая десятками триллионов кубических метров, делает реальные запасы «верхнего» мерзлотного газа невостребованными. В то же время, в неосвоенных арктических районах – мезозойских Енисей-Хатангском, Лено-Анабарском и Предверхоянском прогибах, а также наложенных впадинах Чукотки, имеющих сходные условия мерзлотной газоаккумуляции, реальные потенциальные ресурсы «верхнего» газа, при отсутствии выявленной газоносности глубоких недр, могут иметь решающее значение в местном энергообеспечении .

При оценке потенциальной газоносности криолитозоны основными являются вопросы об источнике углеводородного газа и механизмах его регионального рассредоточения по разрезу и площади распространения мерзлоты. Главенствует точка зрения, что таким источником служат катагенные газы, мигрирующие в верхи разреза из нижележащих углеводородных залежей по разломам, «литологическим окнам», а также по техногенным каналам – затрубному и межтрубному пространству негерметичных колонн эксплуатационных скважин [5, 7].

Однако, нами рассматривается иной газовый источник. Результатом внешнего проникновения газа в верхи разреза должна быть очаговая, линейная (вблизи газопроводящих каналов) загазованность. В действительности же наблюдается рассредоточенная на огромной площади и равномерно дозированная по удельной емкости газоносность мерзлых и подмерзлотных разрезов. Такой ее характер мог быть обеспечен только источником, имеющим региональное распространение и обладающим высоким газогенерационным потенциалом. И такой активный природный газовый источник реально существует.

Характер газоносности верхних интервалов разрезов приполярных регионов свидетельствует о том, что до глубин 1,5 – 3,0 км она генетически и физически связана с угленосными и субугленосными формациями, представляющими из себя автономные газогенерирующие осадочно- породные системы – позднепермско-кайнозойского возраста в  Тимано-Печорской НГП, юрско-палеогенового – в Западной Сибири, юрско-мелового – в Лено-Вилюйской ГНП. Аналогичным газопроизводящим осадочно-формационным заполнением обладают и малоизученные мезозойско-кайнозойские впадины Восточной Сибири и Чукотки. Угленосные формации характеризуются значительной мощностью и высоким содержанием концентрированной и рассеянной угольной органики, которая, пройдя лишь низкие и средние стадии углефикации, генерировала масштабное количество газа и, как показывают балансовые расчеты, в полном объеме обеспечила наблюдаемое газонасыщение криолитозоны. Специфичны механизмы газоаккумуляции в охлаждающихся и переходящих в мерзлое состояние  флюидонасыщенных разрезах. Предпосылки их газоносности закладываются еще в предледниковое время, а современное газонасыщение достигается в эпохи максимального охлаждения пород, приводящего к фазовым обособлениям в системе вода–газ при трансформации пластовой воды в лед.

Принято считать, что верхние слабо литифицированные интервалы разрезов угленосных терригенных пород не способны удерживать газовые скопления и что через них все генерируемые газы рассеиваются в атмосферу. Вместе с тем, совершенно не учитывается важное, а для рассматриваемой проблемы решающее обстоятельство, что полному рассеиванию перманентно генерируемых углями газов препятствуют толщи водонасыщенных пород, являющиеся мощными емкими коллекторами, способными вместить в водорастворенном состоянии огромное количество газа. Процесс газонасыщения вод выполняет роль «природного редуктора», регулирующего по глубинам предельные уровни растворимости газа и последовательно сбрасывающего его избытки по достижении предела газонасыщения, вплоть до выноса их в атмосферу. Следовательно, реальный газовый ресурс исследуемых интервалов разрезов определяют прежде всего удерживаемые пластовыми водами растворенные газы (ВРГ). Учет баланса этих газов может быть осуществлен с высокой достоверностью.

Действие угольного газогенерационного потенциала в обеспечении современной газоносности криолитозоны может быть проиллюстрировано на примере Вилюйской синеклизы.

Синеклиза имеет площадь 250 тыс. км2. Продуктивный разрез образуют глубокопогруженные пермо-триасовый, нижнетриасовый и среднетриасовый-нижнеюрский газоносные комплексы. Основными экранирующими их флюидоупорами являются, как видно из рисунка, аргиллитовая толща мономской свиты нижнего триаса (120–170 м) и глинистая пачка сунтарской свиты нижней  юры  (50–60 м). Они контролируют все выявленные в Вилюйской синеклизе промышленные залежи газа. Средне-верхнеюрские и меловые преимущественно песчаные отложения, залегающие над региональной сунтарской покрышкой, традиционно относятся к категории бесперспективных.

 

 

 

Вместе с тем, в этой охлажденной части разреза зафиксированы многочисленные прямые признаки газоносности. При разбуривании мерзлоты и подмерзлотного разреза в скважинах в интервале глубин 500–1200 м систематически отмечаются аномальные показания по газовому каротажу, а также сопутствующие бурению интенсивные газопроявления. Известны газовые выбросы на Бадаранской площади в скв.7 из интервала 722–715 м интенсивностью в 120 тыс.  м3/сут., мощный газовый выброс на Мастахской площади, приток газа с водой с глубины 500 м в гидрогеологической скважине у согоронцы, газопроявления при бурении на Усть-Вилюйской, Сангарской, Бергеинской, Хандыкской площадях, в Вилюйской опорной скважине.

В пределах синеклизы мерзлота имеет сплошное распространение. Ее мощность существенно изменяется по площади, что является отражением влияния неравномерности распределения глубинного тепла. Максимальный восходящий кондуктивный тепловой поток фиксируется в пределах крупных локальных погруженных структур, минимальный – в контурах синклиналей и межструктурных участков. Вследствие этого формируется характерный рельеф подошвы многолетнемерзлых пород (ММП), прямо влияющий на условия подмерзлотной аккумуляции газа. Минимальные мощности мерзлоты 400 м и 300 м зафиксированы на  Средневилюйской и Неджелинской структурах, расположенных в контуре Хапчагайского мегавала (см. рисунок).

Юрские и меловые преимущественно песчаные отложения слабо литифицированы, обладают высокой открытой пористостью (до 25–40%), и весь их осадочно-породный объем, ограниченный в подошве сунтарским флюидоупором и в кровле экраном ММП, может быть оценен как единый высокоемкий природный резервуар.

Этот резервуар заполнен преимущественно пресными водами, вследствие чего толщины ММП совпадают с интервалом отрицательных температур и подошвенные подмерзлотные воды характеризуются  нулевыми их  значениями (см. рисунок). На глубинах 1000–1200 м пластовая температура повышается лишь до 8–12 0 С.

Динамика подмерзлотных вод характеризуется региональным «дефицитом» напоров в 1,5–3,0 МПа. Их статические уровни устанавливаются на отметках от 50 до 100 м ниже уровня моря, что свидетельствует о «бессточности», отсутствии водного питания и разгрузки верхнеюрских и меловых водоносных горизонтов. Такое состояние гидросистемы является естественным, вследствие неучастия объема воды, образующей ледяной покров, в формировании  напорного потенциала подмерзлотных вод. Величины пластового давления в подмерзлотном резервуаре контролируются гипсометрическим положением подошвы ММП. Зонам минимальных мощностей мерзлоты соответствуют минимальные пластовые давления, с ростом мощности ММП пластовое давление увеличивается (см. рисунок).

Вилюйская синеклиза входит в состав крупнейшего в России Ленского угленосного бассейна, объединяющего также территории Предверхоянского краевого прогиба и склонов Алданского и Анабарского щитов. Угленосный разрез собственно Вилюйской синеклизы образуют регионально распространенные пласты углей нижневилюйской, марыкчанской, бергеинской (верхнеюрских) и батылыхской, хатырыкской (нижнемеловых) свит общей мощностью более 100 м, с суммарными запасами углей 600–800 млрд. т. Кроме угольных пластов юрские и меловые горизонты включают пропластки  и линзы углей  «нерабочей» мощности, а также огромный объем рассеянного растительного органического вещества (ОВ ). Абсолютная масса рассеянных углей и ОВ оценивается в 5500 млрд. т. Таким образом, суммарный объем газопроизводящей угольной органики и гумусового ОВ составляет 6200 млрд. т. [3].

Угли и ОВ меловых и средне-верхнеюрских отложений находятся на буроугольной (Б3) и длиннопламенной (Д) стадиях углефикации. Согласно расчетам, по мере достижения названных уровней углефикации, каждой тонной  углей марки Б3 продуцируется порядка 100 м3 метана, марки Д – 170 м3. Доля метана, удерживаемая углями в сорбированном и свободном (в порах, трещинах) состоянии, составляет менее 10 % от общего генерируемого его объема [1].

На основании приведенных данных возможна балансовая оценка полного объема произведенного газа и его части, удерживаемой углями и пластовыми водами. Расчеты показывают, что рассеянное и концентрированное органическое вещество массой в 6200 млрд. т по мере достижения ею современного уровня углефикации3, Д) могло произвести до 800 трлн. м3 газа (6200 млрд х 130 м3/т). Объем газа, удерживаемый собственно углями, составляет около  10 трлн. м3.

В обстановке условий беспрепятственного рассеивания газа в атмосферу продуктивно, через газонасыщение вод, может реализоваться только часть произведенного углями и ОВ газа. Расчет баланса ВРГ основывается на следующих исходных данных: объем водовмещающих  пород (площадь распространения 200 тыс. км2, мощность 2 км) – 400 тыс. км3; объем пластовых вод при пористости пород  20 % – 80 тыс. км3; газонасыщенность вод – 1, 5 м33 (по фактическим замерам ниже подошвы ММП – 1000 см3/л. и в водах над сунтарским флюидоупором – 2400 см3/литр). Из расчета следует, что  до наступления ледникового похолодания пластовые воды юрских и меловых отложений растворили и сохранили  от рассеивания  более 100 трлн. м3 газа.

Образование мерзлотного экрана оборвало процесс рассеивания газа в атмосферу. Весь разрез до подошвы  ММП становится газоаккумулирующим. Начинает действовать специфический механизм газоперераспределения, приводящий к концентрированию свободного газа в отложениях ниже подошвы мерзлоты. Реализуется он следующим образом. В промерзающем разрезе заполняющие его газонасыщенные воды превращаются в лед и образуют мерзлотный экран, последовательно увеличивающийся в мощности. При этом происходит «вымораживание» из вод газа, вследствие  нулевой его растворимости во льду. Освободившийся газ концентрируется в свободные скопления  и оттесняется к углубляющейся подошве ММП. На всех этапах образования мерзлоты оттесняемый ею газ остается свободным, так как располагавшиеся под мерзлотой воды предельно газонасыщены. Эффект повышения растворимости газа в охлаждающейся в подошве мерзлоты поровой воде уравновешивается снижением растворимости газа вследствие уменьшения пластового давления по мере роста мощности толщи мерзлых пород. 

Принимая равными объем замерзших вод 20 тысм3  (200 тыс.км2 – площадь распространения мерзлоты, 0,5 км – средняя мощность ММП, 20% – пористость пород) и среднюю газонасыщенность вод в промерзающем разрезе  0,8 м33, будем иметь объем «вымороженного» газа порядка 15 трлн. м3.

Мерзлота образует идеальный экран. Местами газоаккумуляции под ним являются «криоантиклинали» – участки высокого гипсометрического положения рельефа подошвы мерзлых пород, куда и «стекает» вымороженный газ. Такие ловушки располагаются на небольшой глубине и поддаются картированию аккумулированный ими газ может извлекаться традиционными промысловыми методами.

Реальным альтернативным источником энергетического сырья являются также водорастворенные углеводородные газы, ресурсы которых, воспроизводящиеся углями, в   Вилюйской   синеклизе  практически  неисчерпаемы – 85 трлн. м3   при   удельной    газовой    емкости   более 400 млн. м3/км2.

В «соседней» Японии, в разрабатываемых газонасыщенных водах бассейнов Ниигата и Южный Канто, ресурсные кондиции ВРГ значительно скромнее – запасы 200  млрд. м3, газоемкость 30 и 150 млн. м3/км2 [4]. Тем не менее, добыча газа из вод считается рентабельной. Разработка ведется с 1920-х гг. и к середине 1960-х гг. обеспечивала  30% общего потребления газа в стране.

Рентабельность использования ВРГ в Вилюйской синеклизе может быть несравненно выше. Это связано не только со значительно большими ресурсными возможностями, но и с тем, что в отличие от Японии, не потребуется дорогостоящих энергозатрат на компрессионную обратную закачку в пласт отработанной разгазированной воды. Как было отмечено выше, подмерзлотная флюидная энергосистема синеклизы депрессионная, поглощающая.

Газоносность криолитозоны Вилюйской синеклизы и возможность ее освоения традиционно связываются с проблемой природных газовых гидратов [7]. Принимается, что благоприятными условиями гидратообразования характеризуется разрез мерзлых и подмерзлотных пород до глубины порядка 1200 м. То есть все газы – и свободные, и водорастворенные, находящиеся в этом интервале разреза, должны были перейти в твердое гидратное состояние и образовать 500-метровую газогидратную толщу, располагающуюся по площади синеклизы повсеместно внутри толщи ММП и ниже ее подошвы. Подобная гидратная версия газоносности криолитозоны распространяется и на все остальные газоперспективные регионы Крайнего Севера России [7].

Однако, многолетние исследования такой прогноз не подтверждают. Со времени заявления идеи широкого распространения в природе газогидратных скоплений прошло более 30 лет, в арктических регионах пробурены тысячи скважин, но с тех пор зафиксированы лишь единичные образцы гидратонасыщенных пород [2], не выявлено практически ни одной газогидратной залежи (отнесение Мессояхского месторождения к газогидратному типу оценивается неоднозначно).

Исследования природной кинетики гидратообразования показали, что непереход газа в гидратное состояние обуславливается объективными причинами [2, 6]. Для мерзлых интервалов разрезов районов Крайнего Севера характерны статичные условия газоаккумуляции, при которых зародышеобразование и рост кристаллогидратов может осуществляться в двух основных ситуациях – на поверхности раздела газ–вода (на ГВК залежи) и в объеме газонасыщенной воды. В первой ситуации газовая залежь как бы запечатывается снизу слоем «твердого» газа. В гидратное состояние переходит незначительная часть объема залежи. После перекрытия поверхности контакта газ–вода рост кристаллов вглубь залежи прекращается. И во второй ситуации масштаб гидратообразования крайне невелик из-за дефицита газа-гидратообразователя. Максимальная растворимость метана в воде в интервале глубин порядка 1,5 км не превышает 3 м33. Если весь растворенный газ перейдет в гидраты, степень насыщения породы «твердым» газом не превысит 0,08 (8%), то есть залежь образоваться не сможет.

Необразование гидратов может быть обусловлено отсутствием на отдельных участках под мерзлотой необходимого соотношения температуры и давления образования газогидратов и стабильного их существования. Прогнозным разрезом (рисунок) иллюстрируются интервалы глубин и зоны, характеризующиеся в Вилюйской синеклизе оптимальными условиями газогидратообразования. Точкой отсчета в разрезе уровня пластового давления является глубина 300 м (абс. отметка –100 м), фиксирующая в пределах Неджелинской структуры наиболее высокое для синеклизы положение залегания подмерзлотных вод. Нулевая температура соотносится с положением подошвы ММП, глубина которой в пределах синеклизы изменяется от 300 до 800 м. Фиксируемые на профиле соотношения значений величин пластовых температур и давлений позволяют прогнозировать интервалы разреза и зоны возможного гидратонакопления. Верхняя граница интервала газогидратоаккумуляции определяется залеганием ММП на глубине не менее 600 м (нулевая изотерма, пластовое давление 3,0 МПа). Все площади высокого (менее 600 м глубины) залегания подошвы ММП оказываются вне благоприятных глубин газогидратообразования. Нижняя граница располагается на глубине порядка 1100 м (10 0С; 8,0 МПа).

Отраженная на профиле реальная ситуация подтверждает объективные ограничения сплошного подмерзлотного гидратообразования. В «криоантиклиналях», где аккумулируется в скопления «вымороженный» газ, не достигается гидратообразующее соотношение пластовых температуры и давления. В зонах же, где эти параметры обеспечивают условия образования гидратов, не образуются залежи  свободного газа.

Таким образом, перспективы обнаружения под мерзлотой скоплений свободного газа представляются реальными. Ресурсы свободного газа должны быть значительными, способными обеспечить местное газоснабжение отдаленных районов Российского Севера. Альтернативным энергетическим источником могут стать в будущем и водорастворенные газы.

Прогноз сплошной региональной газогидратоносности криолитозоны не подтверждается практикой геологоразведочных работ.

 

Список литературы

 

1. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях. – М.: Недра, 1984. –  206 с.         

2. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях.– М.: Недра, 1992. – 236 с.

3. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления  на востоке Сибирской платформы /Б.А. Соколов, А.Ф. Сафронов, А.А. Трофимук, Г.С. Фрадкин, В.Е. Бакин, В.А. Каширцев, О.В. Япаскурт, А.Н. Изосимова. – М.: Наука, 1986 . – 167 с.

4. Каплан Е.М. Современное состояние промышленного освоения газонасыщенных вод за рубежом // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения. – Л.: ВНИГРИ, 1990. – С. 138 – 144.

5. Крайчик М.С., Челышев С.С., Кудрявцева Е.И. О современном состоянии проблемы природных газогидратов // Геология нефти и газа. – 1991. –№ 8. – С. 29 – 31.

6. Теория формирования и практика поиска промышленных скоплений газогидратов / Е.С. Баркан, В.П. Якуцени, О.Н. Яковлев, М.В. Персова, В.В. Тихомиров // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения. – Л.: ВНИГРИ, 1990. – С. 169 – 180.

7. Черский Н.В., Никитин С.П.Изучение газоносности зон гидратообразования  СССР. – Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1987. – 324 с.