ВЫСОКОГАЗОНАСЬЩЕННЫЕ ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ ВОДЫ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПРОБЛЕМА ИХ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ

В.П. Якуцени

в сб. «Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения». Ленинград, 1990. С. 130-132.

Среди глубокопрогнутых - более 4,5 км, нефтегазоносных бассейнов мира мало таких, пластовые воды которых не характеризовались бы достаточно значительной газонасыщенностью - свыше 2-3 нм3 на 1 м3 воды и температурой более 100°С. Особенно высокая газонасыщенность вод характерна для нефтегазоносных бассейнов подвижных поясов. Грязевые вулканы только Вост.Азербайджана за четвертичное время выбросили, по расчетам Ф.Г. Дадашева, до 350 трлн.м3 газа (Рахманов P.P., 1987), преимущественно метана, что близко по объему к оценкам потенциальных ресурсов газа во всем мире.

Ранее нами было показано, что при минерализации вод в пределах 50-100 г/л (по NaСl) на глубине 5 км, при геотермическом градиенте 3,5°С/100 м, метаноемкость пластовых вод, при достаточной интенсивности газогенерационных процессов, может составить 8-9 нм3 в 1 м3 воды. Температура воды при этом достигает 175°С. И даже для впадин с более холодным режимом, с градиентом 2,5°С/100 м растворимость метана при тех же условиях может составить 4-5 нм3 в 1 м3, а температура воды – 125оС. В обоих случаях вскрытие водоносных пластов на таких глубинах должно сопровождаться получением газоводяных фонтанов перегретой воды, с чем нередко и приходится сталкиваться в практике глубинных нефтепоисковых работ.

Наименее газонасыщенными на больших глубинах являются рас­солы с минерализацией вод 300-350 г/л (по NaCl), но даже и для них на глубине 5 км реально газосодержание до 2-3 нм3 в 1 м3.

Фактические данные о газонасыщенности глубинных подземных вод крайне ограничены, что связано с определенными технически­ми трудностями их оценок. Но все имеющиеся сведения о газоно­сности вод, как правило, не противоречат теоретически ожидаемым величинам.

Нами были изучены зоны возможного распространения высокогазонасыценных вод в глубокопрогнутых нефтегазоносных впадинах и показано, что пластовые воды практически всех НГБ юга СССР, входящие в состав альпийского геосинклинального пояса, начиная с глубин 4,5 км, а иногда и меньших, характеризуются высоким газосодержанием, изменяющимся от 3 нм3 в 1 м3 для бассейнов с развитыми галогенными формациями и концентрированными  рассолами  до 10-12 нм3 в 1 м3, реже более, для опресненных бассейнов, проявлениями гидрохимической инверсии.

Широко развиты пластовые воды со сравнительно высоким  газонасыщением - 3-5 нм33 также и в платформенных условиях, особенно на молодых плитах, но столь же высоких газосодержаний, как в НГБ альпийских зон, - до 8-12 нм33 и более, они достигают редко и только в зонах интенсивного современного прогибания, сопровождаемых интенсификацией процессов газогенерации и формированием гидрохимических инверсий.

Все эти зоны характеризуются широким развитием АВПД и сравнительно легко выявляются при нефтегазопоисковых работах. Для них характерны значительные ресурсы водорастворенных газов, как правило, превышающие традиционные, и их детальное попутное изучение при геологоразведочных работах необходимо для своевременного накопления информации.

Уже в настоящее время существуют технологии, обеспечивающие рентабельность промышленного освоения водорастворенных газов, особенно в условиях одновременного использования геотермального тепла вод и гидроминерального сырья. Поэтому их выявление и попутное изучение при ГРР - настоятельная необходимость сегодняшне­го дня, с тем чтобы избежать потерь информации. Наиболее благоприятными объектами для исследований могут быть те из глубинных газоводоносных горизонтов, которые характеризуются сравнительно благоприятными коллекторскими и гидродинамическими свойствами, обеспечивающими стабильные дебиты вод и газа. Если основные задачи использования газонасыщенных вод исчерпываются топливно-энергетическими целями, то выбор объектов необходимо сопровождать учетом использования геотермального тепла и решением экологических задач сброса отработанных вод. Обычно это их обратная закачка в недра. Если предполагается освоение гидроминерального сырья, то газ должен реализоваться в технологических процессах предприятий.

Расчеты, выполненные для отдельных типовых объектов (Крым, Предкавказье), показали их рентабельность даже в современных ценах, особенно для топливно-дефицитных регионов, не обеспечиваемых магистральным газоснабжением.

***