ПЕРСПЕКТИВЫ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ ВОДНОГАЗОВОГО СЫРЬЯ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Н. М. Кругликов, В. В. Нелюбин, О. Н. Яковлев

в сб. «Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения». Ленинград, 1990. С. 156-162.

Геологическое строение Западно-Сибирской эпигерцинской плиты обусловливает размещение в ее пределах сложного гидрогеологического мегабассейна, значительную часть которого занимает крупнейщий нефтегазоносный бассейн с более чем 400 месторождениями, включающими до 1000 залежей нефти, газа и газоконденсата. Ресурсы растворенного в подземных водах бассейна углеводородного газа несколько раз превышают запасы свободного газа и составляют по разным оценкам от 500 до 1000 трлн.м3.

Наибольший интерес представляет возможность использования водногазового сырья на севере Западной Сибири, в той части мегабассейна, где мощность осадочного чехла и промежуточного комплекса достигает 10-12 км, и можно предполагать большие ресурсы подземных вод, обладающих повышенными температурами и перенасыщенных углеводородными газами.

Общей закономерностью изменения газонасыщенности вод осадочного чехла Севера, как и всего бассейна, является ее повышение по мере увеличения глубин залегания водовмещающих пород. В пределах распространения вод с растворенными газами почти исключительно углеводородного состава (общее содержание углеводородов более 90-95%), занимающих по латерали большую, внутреннюю часть бассейна, а по вертикали весь разрез, начиная с проницаемых  горизонтов турон-палеогеновой водоупорной толщи, причем возрастание газонасыщенности вод происходит постепенно только до определенных значений, принимаемых за региональные фоновые [1]. Даже, для юрской толщи она не превышает 1,5 м33. В целом же изменение газонасыщенности в пределах регионально развитых водонапорных толщ и горизонтов происходит неупорядоченно. С определенной долей условности в них выделяются две зоны неупорядоченного изменения - внешняя и внутренняя, причем в последней  максимальные газонасыщенности в 1,5 раза больше, чем во внешней: для сеноманского водонапорного горизонта они составляют, соответственно, 2,3 и 1,5 для неокомского подкомплекса 3,5 и 2,5, в юрской толще 4,6 и 3,0 м33. Контуры внутренних зон неупорядоченного изменения газонасыщенности по отдельным толщам и подкомплексам в общих чертах сходны [1].

Особенностью Западно-Сибирского бассейна является региональная недонасыщенность подземных вод растворенным газом по всему вскрытому бурением разрезу. В пределах локальных структур наблюдается неравномерное чередование участков с разными значениями газонасыщенности вод и различным коэффициентом их газонасыцения, причем местами может существовать и предельное насыщение. При современной изученности в центральной части севера Западной Сибири коэффициент газонасыщенности вод нижнемеловых и юрских отложений по разведанным площадям следует оценить в 0,6-0,9.

Признание факта недонасыценности пластовых вод метановыми газами влечет за собой вывод об отсутствии в пластовых условиях диспергированного газа в региональном плане. Исходя из теоретических расчетов [2], на глубинах 3000-4000 м при температурах 90-155°С предельное содержание растворенного газа должно было бы составлять 3,4-5,1 м33 при коэффициенте аномальности пластового давления (Ка) 1,0 и 4,2-6,4 м33 при Ка = 1,5, а содержание растворенного и диспергированного газа (при коэффициенте газонасыщености пород 5%) в сумме соответственно 14,8-19,7 и 19,6-25,0 м33. Однако такие значения газонасыщенности в Западной Сибири нигде не фиксировались.

Таким образом, целый ряд факторов, благоприятных для существования высокой насыщенности подземных вод растворенным газом, - низкую минерализацию пластовых вод (от нескольких г/л до 50 г/л) по всему разрезу, обеспечивающую повышенную растворимость в них газов, широкое распространение в юрско-нижнемеловых породах повышенных и аномально высоких пластовых давлений, с зонами проявления которых могут быть связаны высокие содержания раствоворенного и диспергированного газа, - позволяет считать, что   высоконасыщенные газом воды будут встречены на больших глубинах, но не повсеместно, а лишь в отдельных локализованных зонах распространения трещинных и линзообразных коллекторов. Возможность сохранения коллекторских свойств нижне-среднеюрских песчаных пород на глубинах более 4000 м на севере Западной Сибири проблематична, так как на глубине около 3000 м они переходят в зону сильного уплотнения. Хорошие поровые коллекторы сохраняются только в пределах длительно существовавших зон нефтегазонакопления в связи с меньшим механическим уплотнением и торможением процесса преобразования в ловушках, заполненных углеводородами [4]. Основное значение на больших глубинах будут иметь, по-видимому, трещинные и порово-трещинные коллекторы, а в карбонатных породах промежуточного структурного этажа - каверновые и трещинно-каверновые, связанные с палеокарстом.

Важными показателями возможности использования подземных вод как источника углеводородных газов во всем диапазоне глубин являются дебиты скважин, вскрывающих эти воды, и вероятность самоизлива.

Надсеноманские водонапорные горизонты при ограниченном распространении и мощностях, низкой (менее 1 м33) газонасыщенности имеют и сравнительно невысокие дебиты от 0,3-3,0 м3/сут при понижениях уровня 100-250 м до 50-150 м3/сут. при понижениях уровня 400-500 м. Статические уровни устанавливаются ниже поверхности земли.

Воды сеноманского водонапорного горизонта самоизливаются (дебиты скважин - до 100 м3/сут.) только на западе мегабассейна в Березовском районе, но содержание растворенного метанового газа в воде не превышает 1 м33. В других районах Севера статические уровни в скважинах устанавливаются ниже поверхности  земли. При понижениях уровня от 50 до 700 м дебиты скважин составляют от единиц до 400-1500 м3/сут. Максимальная газонасыщенность подземных вод достигает предельных значений - 2-2,3 м33 лишь в непосредственной близости от газовых залежей.

Кроме того, для ряда сеноманских залежей (Ямбургское, Уренгойское и другие месторождения), в зонах под газоводяным контактом установлено наличие повышенного газонасыщения пород (содержание свободного газа 40-47% от объема пор). Одной из причин образования таких зон могло быть изменение объема газовых залежей при колебаниях пластовых давлений вслед за снижением и повышением регионального базиса разгрузки подземных вод. Эти зоны могут иметь большую площадь и мощность до 10-15 м и содержать значительное количество газа (до нескольких сотен млрд. м3). На Ямбургском месторождении, например, в подобной зоне запасы газа предположительно составляют сравнительно небольшую долю от запасов выше газоводяного контакта (Ф.З. Хафизов, 1988 г.). За счет этого газа, а также растворенного в контурных водах залежей, может происходить пополнение промышленных запасов при снижении пластовых давлений в процессе разработки сеноманских газовых залежей. Так, для Губкинского месторождения при снижении давления на 2,1-3,2 МПа количество выделившегося из пластовых вод газа может составить 150-200 млрд. м3 [3].

В случае использования вод сеноманского горизонта для закачки в целях поддержания пластового давления в нефтяных залежах месторождений Пуровского и Красноселькупского районов (как это нередко делается в Широтном Приобье), растворенный газ, выделяющийся при подъеме этих вод на поверхность, может утилизироваться  вместе с попутным газом нефтей.

В нижнемеловых и юрских водонапорных горизонтах, а также в горизонтах рифейско-палеозойской водонапорной системы перспективы использования водорастворенных газов связываются с геопрессированными (с АВПД) зонами. Скважины, вскрывшие в этих зонах достаточно проницаемые участки, фонтанируют под большим давлением и со значительным дебитом. Так, например, в скв. 67 Бованенковского месторождения из пород коры выветривания получен приток воды с растворенным газом с дебитом 1440 м3/сут.

Большие глубины погружения водонапорных горизонтов во внутренних районах севера Западной Сибири определяют достаточно высокие температуры подземных вод. Так, в кровле сеноманского водонапорного горизонта температура воды достигает 40°С, в кровле готерив-барремской водонапорной толщи - 70-75°С, в кровле юрской водонапорной толщи - более 120°С. Максимальная температура, замеренная в отложениях осадочного чехла на Севере, составляет 147°С (скв.700 Самбургского месторождения, глубина 5480 м). Однако возможности использования подземных вод как источника тепла в хозяйственных целях в пределах Севера ограничены локальным распространением фонтанирующих высокодебитных пластов, а также наличием по большей части территории Севера мощной (до 500 м) толщи многолетнемерзлых пород. Наиболее реальным представляется использование теплоэнергетических вод для сельскохозяйственных целей (теплофикация ферм, подогрев грунта в теплицах, прудовое рыбное хозяйство), для технологических нужд предприятий и бальнеологических целей (курортология).

В результате проведенных теплофизических расчетов (лаборатория горной теплофизики ЛГИ) на основании анализа распределения, температур по разрезу и площади Западной Сибири выделены зоны, перспективные для использования петрогеотермальной энергии. Выявлена возможность применения подземных вод в качестве теплоносителя для нагнетания в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи. Например, для сеноманской залежи Русского месторождения нефтеотдача увеличивается на 8%, причем затраты быстро окупаются, а предполагаемый экономический эффект оценивается в 100 млн. рублей в год.

Низкая минерализация высокотемпературных пластовых вод позволяет рассматривать их также как источник для выработки электроэнергии при наличии, естественно, высокопроизводительных скважин, таких как скв. № 67 Бованенковской площади.

Изучение содержания промышленно ценных компонентов в подземных водах Севера показало, что содержания йода, брома и бора - ниже промышленно-кондиционных и возможно лишь их попутное извлечение. Наиболее высокие концентрации брома (до 115 мг/л) установлены в слабых хлоркальциевых валанжинских и юрских рассолах с минерализацией 35-55 г/л; повышение содержания йода и бора (соответственно до 18-22 и 14-18 мг/л) фиксируются в водах гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типов с минерализацией до 20 г/л, развитых в неоком-сеноманском комплексе.

Содержание микроэлементов в подземных водах Севера изучено еще недостаточно и в основном в плане их использования как показателей при поисках углеводородных скоплений.

Подземные воды хлоркальциевого типа с минерализацией свыше 15-20 г/л, приуроченные к глубокопогруженным горизонтам юры и неокома, содержат Li, Rb, Ca в количествах соответственно до 5 мг/л; 0,1-1 и 0,05-1 мг/л. Концентрации Sr и Ва соответственно больше 100-300 мг/л и 200-500 мг/л встречаются преимущественно в водах с минерализацией выше 25-35 мг/л.

 Изменение содержаний в водах таких элементов как Mn, Cu, Zn, Ti, V, Cr, Ni, Sc, Je, Nb и др. носит более дифференцированный характер. В целом в глубокозалегающих водах концентрация металлов сидерофильной группы составляют чаще всего: Cu >100-150 мкг/л, Zn > 300-400, Pb>50, Sb > 5, Ag > 1-2, Je > 1 мкг/л.

Среди литофильных элементов наибольший интерес представляют Mn, Cr, Ti, V, Sc. Их концентрации изменяются в диапазоне: Mn –1-2 мг/л; Cr – 100-150 мг/л и выше, Ti – 200-800 мг/л, иногда больше; V – более 40 мг/л, Sc – свыше 10 мг/л.

Из халькофильных элементов исследовалась более детально S (в восстановленной форме), содержание которой может превышать 50-60 мг/л. В водах глубокопогруженных продуктивных горизонтов нередко встречаются  Al, Sn, As, Со, редкие и рассеянные элементы Be, Ja, Те, Zr, Y, Yb, Cd, La, также  радиоактивные элементы. Повышенные концентрации перечисленных элементов  фиксируются чаще всего близ контуров залежей нефти и газоконденсата.

При высоких темпах освоения углеводородного сырья Западной Сибири не исключена в будущем (после завершения эксплуатации месторождений нефти и газа) переориентировка местной добывающей промышленности на химическое производство - добычу и переработку гидроминерального сырья. Вероятна также возможность  использования ресурсов подземных вод Севера, в частности, йодно-бромных, борных и других со значительным содержанием ВРОВ и широкой гаммой микроэлементов, в бальнеологических целях.

Итак, освоение водногазового сырья на отдельных  участках территорий севера Западной Сибири возможно лишь при использовании его как комплексного полезного ископаемого. Рентабельность использования водорастворенного углеводородного газа повышается при параллельном использовании воды как газоносителя, источника тепловой энергии и "концентратора" минеральных полезных компонентов. В связи с этим нужна разработка программы изучения водногазового сырья как комплексного полезного ископаемого,   включающая и утилизацию газоносителя с целью предупреждения нежелательных экологических последствий. Наиболее важным элементом программы является оценка экономической эффективности использования водногазового сырья и сброса (захоронения) отработанных вод. Благоприятными в этом отношении явятся площади выработанных газовых месторождений в сеноманских отделениях. Сформировавшиеся в их пределах депрессионные зоны пластовых давлений позволят перекачивать использованные воды по системе газосборных трубопроводов и сбрасывать их в принимающие горизонты.

Литература

  1. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного  мегабассейна и особенности формирования  залежей углеводородов. Л., Недра, 1985, 279 с.
  2. Новые данные о перспективах поисков водорастворенного газа на больших глубинах/ БарканЕ.С., Тихомиров В. В., Лебедев Б. А., Астафьев В. П.//Сов. геол., 1984, №2, с.11-20.
  3. Зорькин Л. М., Старобинец И. С., Стадник Е. В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов, М., Недра, 1984, 248 с.
  4. Лебедев Б. А., Арчегова Т. Л. Литологические закономерности размещения углеводородных скоплений на Западно-Сибирской плите и их значение для прогноза нефтегазоносности//«Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири». Л., изд. ВНИГРИ, 1984, с.54-66.