ПОДМЕРЗЛОТНЫЕ ГАЗОВЫЕ СКОПЛЕНИЯ КРИОЛИТОЗОНЫ

АРКТИЧЕСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ,

МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ИХ КАРТИРОВАНИЯ

 

В.Ф.Клейменов, Ю.М.Качалов

 

Геология и направления поисков нефти и газа. Сб. науч. трудов ВНИГНИ. М., 2003, с.191-202.

 

В стратегической концепции развития Российского Севера, принятой в 1999 г. Министерством природных ресурсов Российской Федерации, созданию и освоению минерально-сырьевой базы топливно-энергетических ресурсов, включая нетрадиционные источники - водорастворённые газы, газовые гидраты и др., придаётся первостепенное значение.

В статье Ю.П.Мирончева «Газовые ресурсы России и концепция «Эпоха метана» [4] особо обращается внимание на то, что «Региональная политика развития газопоисковых работ нуждается в более жёсткой увязке с федеральными, территориальными и отраслевыми интересами в развитии добычи газа. В частности, необходима целевая программа использования запасов мелких газовых месторождений, ориентированная на «малую энергетику», мелкий и средний бизнес, что перспективно, например, для отдаленных районов, лишённых других квалифицированных источников энергетического сырья (Камчатка, Чукотка, Дальний Восток)». Там же. отмечается, что естественные резерв запасов газа заключены в газах угольных месторождении зонах газогидратов и т.д.

Приведенный перечень регионов, обладающих возможностями развития «малой газовой энергетики», может быть существенно расширен. Несомненными перспективами обладают осложнённые мерзлотой нефтегазоносные территории Европейского Севера, приполярные регионы Западной и Восточной Сибири. В их пределах названных регионов верхние интервалы осадочно-породных разрезов образованы угленосными и субугленосными формациями преимущественно юрско-мелового возраста. Они характеризуются значительной мощностью и обильным наполнением концентрированным (пласты, линзы угля) и дисперсно рассеянным углистым органическим веществом. Газовый генерационный потенциал названных угленосных разрезов оценивается чрезвычайно высоко. Аккумуляционные же возможности определяются как крайне ограниченные. Считается, что газы, образовавшиеся в верхних интервалах разрезов, полностью рассеиваются в атмосферу.

Однако, как показали буровая практика и предварительные целенаправленные газоресурсные балансовые исследования, в зонах развития многолетней мерзлоты следует ожидать выявления значительного числа разномасштабных газовых скоплений.

Начавшееся около одного миллиона лет назад четвертичное оледенение привело к формированию мощного экрана мёрзлых пород, приостановившего рассеивание газа в атмосферу. Промерзание огромных объёмов дисперсно насыщенных газом пород до фиксируемых современных мощностей многолетней мерзлоты сопровождалось действием специфических криогенных газоаккумулирующих механизмов - вымораживанием растворённого газа при превращении газонасыщенной пластовой воды в лёд и газогидраотобразованием, приведших к концентрированию в скоплениях под толщей многолетнемерзлых пород (ММП) значительных объёмов углеводородных газов.

Прохождение бурением осложнённых мерзлотой интервалов разрезов сопровождается систематическими газопроявлениями, нередко значительной интенсивности и продолжительности. Массовый характер таких проявлений со всей очевидностью указывает на существование в криолито-зоне и её подошве специфических условий для образования газовых залежей, вероятно и достаточно крупных размеров.

Подобные проявления скоплений газа широко известны во всех российских северных регионах с интенсивной нефтегазодобычей - в Тимано-Печоре.на севере Западной Сибири,в Западной и Центральной Якутии. Однако выявленная здесь традиционная глубинная газоносность недр, оцениваемая триллионами кубических метров, делает реальные запасы «верхнего» газа невостребованными.

Во многих же других северных и северо-восточных регионах России - Енисей-Хатангском и Анабаро-Ленском региональных прогибах, наложенных впадинах Камчатки и Чукотки (рис.1), - имеющих сходные условия генерации и газоаккумуляции, реальные потенциальные ресурсы «верхнего» газа при отсутствии выявленной газоносности глубоких недр могут являться для этих регионов решающими в энергообеспечении местной бытовой и хозяйственной инфраструктуры. Следует особо отметить, что, например, в США подобные ресурсы приняты на госучёт и в ряде регионов реально используются в промышленности.

Во ВНИГНИ исследования газоносности криолитозоны Севера России проводятся с начала 1980-х гг. Выполнены балансовые геолого-геохимические расчёты газогенерации и газоаккумуляции для севера Тимано-Печорской НГП, Ямальской ГО и Лено-Вилюйской ГНП [2,3]. Согласно этим данным, при принимаемой градации прогнозирования перспектив (20 млн. м3 / км2 и более - высокоперспективные территории, 5-20

перспективные) Тимано-Печорский регион и Вилюйская синеклиза оцениваются как высокоперспективные, территория п-ва Ямал - как перспективная. Разработана методика и предложены конкретные мероприятия по предупреждению аварийных газовых выбросов в глубоких скважинах, вскрывающих интервал разреза, образованный многолетнемёрзлыми породами [2]. Методика опробована на Бованенковском, Харасавейском газоконденсатных месторождениях на Ямале и показала высокую эффективность. Разработаны элементы технологии выявления мест скопления газовых (газогидратных) залежей в толще ММП и ее подошве.

Рис.1. Карта перспективных объектов газоносности криолитозоны Средней Сибири и Северо-Востока России (фрагмент Схемы основных направлений регионального изучения нефтегазоносных бассейнов России, ВНИГНИ, 2000): 1 - перспективный бассейн; 2 - зона сплошного распространения многолетнемерзлых пород.

Арабскими цифрами обозначены номера перспективных объектов по Схеме: 8 - Енисейско-Хатангский, 9 - Анабаро-Ленский, 10 - Суханский, 14 - Лено-Вилюйский, 15 - Анадырский, 21 - Алдано-Майский, 22 - Тастахский, 23 - Индигиро-Зырянский, 24 - Момский, 25 - Севера-Колымский, 26 - Уляганский, 27 - Пенжинский.


Накопленный материал по фактам реального проявления признаков региональной промышленной газоносности криолитозоны позволяет перейти к проблеме практического «пользования «верхних» газов, особенно в регионах, малоперспективных в отношении открытия в их глубоких недрах крупных и даже средних залежей углеводородов. Методы освоения газовых ресурсов мерзлотной зоны иллюстрируются на примере Вилюйской синеклизы. Здесь до наступления ледникового похолодания пластовые воды юрских и меловых отложений растворили и сохранили от рассеивания более 100 трлн.м3 газа. После образования мерзлотного экрана весь разрез до подошвы ММП становится газоаккумулирующим. В промерзающем разрезе заполняющие его газонасыщенные воды превращаются в лёд  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. Объем «вымороженного» газа оценивается величиной порядка 15 трлн. м3 [3].

При бурении в мерзлоте в подавляющем большинстве скважин зафиксированы массовые устьевые газопроявления двух видов: фонтанирование свободного газа и истечение на дневную поверхность предельно газонасыщенных вод с интенсивным спонтанным выделением газа. То есть реальный газовый ресурс определяют газы подмерзлотных свободных скоплений - залежей и растворённые газы предельно насыщенных подмерзлотных пластовых вод. Таким образом, в Вилюйской синеклизе практически каждая скважина, вскрывающая подмерзлотный интервал разреза, является потенциально газопродуктивной. Естественно, больший интерес представляют подмерзлотные скопления свободного газа. Их картирование может быть осуществлено следующим образом.

В границах синеклизы мерзлота образует идеальный экран. Местами газоаккумуляции под ним являются «криоантиклинали» и неструктурные криоловушки - участки высокого гипсометрического положения рельефа подошвы мёрзлых пород, куда и «стекает» вымороженный газ. Такие ловушки располагаются на небольшой глубине, и их образование связано с особенностями противодействия экзогенных (климатическое похолодание) и эндогенных (подток глубинного тепла) факторов.

Практикой геологоразведочных работ установлено широкое развитие положительных геотермических аномалий регионального и локального характера, сопутствующих соответственно зонам нефтегазонакопления и отдельным локальным нефтегазоносным структурам. Аномалии проявляются в отложениях, перекрывающих нефтегазоносные комплексы вплоть до земной поверхности, и отражают неравномерность кондуктивного перераспределения глубинного тепла, обусловливаемую, прежде всего, региональным строением осадочного чехла. Более интенсивно тепло проводится в пределах структур положительного знака, менее интенсивно - отрицательного. Связь положительных термоаномалий с нефтегазоносными объектами естественна - именно положительные структуры, интенсивно проводящие тепло, являются и местами аккумуляции углеводородов.

В областях развития ММП неравномерность распределения глубинного тепла находит естественное прямое отражение в строении подошвы толщи ММП. Образованию мерзлоты, начавшемуся с наступлением на Крайнем Севере в раннечетвертичное время ледникового похолодания, равномерному углублению фронта промерзания пород разреза препятствовал встречный глубинный тепловой поток. Вследствие этого сформировался характерный рельеф подошвы ММП, фиксирующий уменьшением мощности мерзлоты растепляющее воздействие термоаномалий в пределами контуров погруженных структур положительного знака.

В исследуемой Вилюйской синеклизе региональная структура поверхностей погруженных мезозойских горизонтов (рис.2) абсолютно синхронно повторяется характером изменения мощностей толщи ММП и, соответственно, рельефа ее подошвы, что отчетливо видно при совмещении соответствующих карт (рис.2 и 3). Установленная закономерность является основой возможности картирования структуры поверхности подошвы мерзлоты и прогнозирования зон подмерзлотной газоаккумуляции еще до начала поискового этапа работ и установления детальными геофизическими и буровыми работами истинных мощностей и строения мерзлых разрезов. Действенность и эффективность такого приема картирования рельефа подошвы ММП подтверждается детальным анализом сходимости и взаимообусловленности планов структуры поверхности погруженного-опорного горизонта и гипсометрии подошвы толщи мерзлоты на локальных структурах Хапчагайского мегавала (рис.4).

Надежную информацию о строении мерзлоты при региональных геофизических исследованиях обеспечивает метод ВЭЗ (вертикальное электрическое зондирование) в комплексе с КМПВ. Из промысловых геофизических методов наиболее информативны кавернометрия, термометрия, электрокаротаж (КС, БКЗ, ПС), акустический каротаж, термокаротаж (ОГГ, ОЦК). Информативны также визуальное наблюдение за мерзлым керном при бурении, фиксация момента вскрытия подмерзлотных (напорных, газированных) вод, проявлений зон поглощения промывочной жидкости.

 

 

Рис.2. Структурная карта поверхности отложений регионального сунтарского флюидоупора Вилюйской синеклизы:

1 - границы тектонических элементов синеклизы: а - внешнего обрамления, б - внутренней структуры; 2 - изогипсы кровли отложений сунтарского флюидоупора; 3 - проекция пересечения поверхности кровли сунтарского флюидоупора и подошвы ММП; 4 - соляные штоки.

Римскими цифрами на карте обозначены структуры внешнего обрамления: I - Анабарская антеклиза, II - Верхоянская складчатая область, III - Алданская антеклиза.

Арабскими цифрами обозначены внутренние структуры: 1 - Ыгыаттинская впадина, 2 - Сунтарский выступ, 3 -Кемпендяйская впадина, 4 - Предверхоянский прогиб, 5 - Хоргочумская моноклиналь, 6 - Линденская впадина, 7 - Хапчагайский мегавал. 7 - Тангнаоинская впалина. 9 - Лунгхинская впадина. 10 - Бескюельская моноклиналь.


Значительный интерес могут представлять территории выходов к дневной поверхности (под покров многолетнемерзлых пород) отложений горизонтов, нефтегазопродуктивных в зонах своего глубокого залегания. Протяженность таких территорий в арктических частях Тимано-Печорского, Западно-Сибирского НГБ, на бортах Вилюйской и Тунгусской синеклиз, Енисей-Хатангского, Предверхоянского и других прогибов превышает многие тысячи километров. Здесь могут быть образованы специфические ловушки, по строению и морфологии подобные широко распространенным в традиционных зонах нефтегазонакопления ловушкам стратиграфического неструктурного типа. Газоресурсные возможности подобных перспективных зон показаны на примере северо-западного борта Вилюйской синеклизы, где газосборной территорией является Линдейская впадина, газоносным источником - триасово-нижнеюрский региональный нефтегазопродуктивный комплекс, зоной прогнозируемых подмерзлотных неструктурных ловушек - Хоргочумская моноклиналь. Согласно проведенным расчетам, на территории Линдейской впадины по завершении формирования полной мощности регионального экрана ММП и снижения вследствие этого в подмерзлотных отложениях пластового давления на величину до 2,0 МПа из предельно газонасыщенных вод триасово-нижнеюрского комплекса могло выделиться и образовать залежи в неструктурных криогенных ловушках Хоргочумской моноклинали не менее 650 млрд. м3 газа. Методика поисков и картирования подобных ловушек также детально разработана во ВНИГНИ [1].

В заключение необходимо отметить следующее.

При проведении поисково-разведочных работ во вновь осваиваемых нефтегазоперспективных регионах Крайнего Севера следует учитывать вероятность вскрытия бурением в мерзлотных интервалах разрезов газовых скоплений промышленной значимости. В современной же практике подобная объективно зафиксированная реальность не учитывается. Конструктивные принципы обустройства глубоких скважин и сама техника их бурения не предусматривают проведения в верхних интервалах разбуриваемых разрезов операций по испытанию и опробованию, обязательных при вскрытии этими же скважинами погруженных предположительно продуктивных горизонтов.

Вместе с тем, подобные скважинные операции технически легко осуществимы, должны быть выполнены в интервале бурения под кондуктор и не потребуют существенных дополнительных затрат. Они должны стать обязательной составляющей бурового технического задания. После проведения испытания, даже в случае получения положительного результата, бурение скважины может быть продолжено до проектной глубины и выполнения основной задачи.

Промысловую функцию сбора газа во вновь осваиваемых и старых районах с уже установленной подмерзлотной продуктивностью должны выполнять специальные не­глубокие эксплуатационные скважины упрощенной конструкции.

 

Список литературы

 

1.         Клейменов В.Ф., Размышляев А.А., Астафьев Д.А. Возможность выявления газогидратных и подгидратных залежей углеводородов // Геология нефти и газа. - 1992. - № 3. - С.20 - 23.

2.         Клейменов В.Ф., Размышляев А.А., Плющев Д.В. Прогнозирование аварийных газопроявлений в скважинах, вскрывающих разрез многолетнемерзлых пород // Геология,геохимия,геофизика и разработка нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 1998.- С.149-162.

3.         Клейменов В.Ф., Качалов Ю.М. Специфичность газоаккумуляции в криолитозоне регионов Крайнего Севера России // Геохимические и геофизические методы разведки, моделирование и разработка месторождений нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 2001.-С.36-46.

4.         Мирончев Ю.П. Газовые ресурсы России  и концепция «Эпоха метана» // Геология, геохимия, геофизика и разработка нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 1998. - С. 42 - 53.

5.         Роль криогидратной толщи в формировании газовых скоплений в Вилюйской синеклизе / В.Ф.Клейменов, А.В.Бубнов, В.И.Лукинов, А.Г.Разживин // Специфичность геологических условий и нефтегазоносности Сибири при выборе направлений поисково-разведочных работ. - М.:ВНИГНИ,1985. - С. 181- 189.


Рис.3. Структурная карта рельефа подошвы многолетнемерзлых пород Вилюйской синеклизы: 1 - изопахиты ММП, м; 2 - зоны максимального скопления под мерзлотой вымороженного газа; 3 - направление «стекания» вымороженного газа к ловушкам; 4 - подмерзлотные ловушки газа: а - криоантиклинальные, б - зональные неструктурные; 5 - скважина с указанием мощности ММП по комплексу ГИС, м.

Остальные условные обозначения см. рис.2.

 

 

Структуры Хапчагайского мегавала - Средне-Вилюйская, Мастахская,

Неджелинская

 

Рис.4. Отражение контрастности погруженных локальных структур в глубине эндогенного растепления подошвы толщи ММП:

1 - изогипсы кровли отложений верхнепермского продуктивного комплекса; 2 - скважина: в числителе - номер, в знаменателе - мощность ММП, м; 3 - изопахиты ММП, м.