НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ  ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПЛАСТОВЫХ ВОД

Л. М. Зорькин, Е.В. Стадник, Г.А. Юрин

В кн.: «Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов". ;М. Наука, 1982, с 136-141

Многочисленными исследованиями установлена региональная газонасыщенность подземных вод водонефтегазовых систем осадочно-породных бассейнов (ОПБ). Региональная газонасыщенность вод обусловлена региональным распространением в породах органического вещества (ОВ). Благодаря вездесущности вод и высокой растворимости в них углеводов (УВ) воды осуществляют перехват генерируемых породами УВ при любой схеме эмиграции из осадочных толщ, на всех стадиях литогенеза. В связи с этим в подземных водах через ее газовую составляющую, как в  зеркале, отражается нефте- и газоматеринский потенциал  осадочных пород.

При прочих равных условиях нефтегазоматеринский потенциал  пород  определяется количеством 0В, захороненного в осадках. Количеством ОВ определяется газонасыщенность подземных вод. Так, наибольшему количеству Сорг в мезозое (рисунок а) соответствуют наибольшие ресурсы водорастворенных газов (см. рисунок, б). Снижаются количества Сорг в кайнозое, уменьшаются и ресурсы водорастворенных газов. Еще меньшим количеством Сорг  характеризуются осадки палеозоя. В этой же водонефтегазоносной системе снижаются и ресурсы водорастворенных  газов. Нефтегазоматеринский потенциал пород реализуется в различных  геологических условиях по-разному, поскольку различные типы бассейнов характеризуются различными термобарическими параметрами. Отмеченное обстоятельство находит свое отражение в газонасыщенности подземных вод.  Газонасыщенность вод в палеозойской и мезозойской водонефтегазоносных системах увеличиваются от бассейнов платформенного типа к предгорным, а в кайнозойской – к межгорным и бассейнам современных геосинклиналей (табл. 1).

Таблица 1

Газоносность подземных углеводородных вод в различных типах нефтегазоносных бассейнов

Возраст вмещающих пород

Тип бассейна (Нефтегазоносные…, 1963)

I

II

III

PR

280-960

580(8)

_

_

PZ

500-700

400(3)

92-12120

325(34)

80-1200

550(8)

Mz

_

 

200-2400

1100(24)

_

 

Kz

_

110-970

440(40)

_

Возраст вмещающих пород

Тип бассейна (Нефтегазоносные…, 1963)

IY

Y

YI

PR

_

_

_

PZ

_

_

_

Mz

780-4600

2330(68)

_

_

 

Kz

570-1570

1100(41)

1260-3500

1700(7)

750-2700

1700(21)

Примечание: Типы нефтегазоносных бассейнов. Равнинные: I – с архейским фундаментом (PR- Иркутский, Тунгузский, Среднерусский), II – с эпигерцинским фундаментом (PZ-Прикаспийский, MZ - Западно- Сибирский, Прикаспйский, Северо-Устюртский; KZ - Северо-Устюртскяй, Прикаспийский); предгорные: III— с допалеозойским обрамлением (PZ — Тимано-Печорский), IV - с послепалеозойским обрамлением (MZ - Предверхоянско-Вилюйский, Среднекаспийский; KZ — Среднекаспийский); V — межгорные (KZ — Южно-Каспийский); VI- современных геосинклиналей (KZ — Сахалинский, Канто (Япония). Числитель - пределы значений, знаменатель — модальная величина, в скобках — количество анализов.

Широкий размах изменений газонасыщениости вод в пределах отдельных водонапорных систем обусловлен вариациями глубины отбора проб, по­скольку газонасыщенность вод определяется, с одной стороны, особенностями водонапорной системы (давление, температура и минерализация вод), с другой - зональностью нефтегазообразования. В разрезах ОПБ выделяют­ся две зоны высокого газонасыщения пластовых вод: верхняя до глубин 1-1,5 км, нижняя - глубже 3—4 км. Для этих зон характерны преимущественно метановый состав водорастворенного газа и часто предельная газонасыщенность подземных вод. В этих интервалах реализуется газогенерирующая способность осадочных толщ. В промежуточной зоне в составе водорастворенных газов появляются гомологи метана: этан, затем пропан, бутан и гексан. Одновременно с повышением доли гомологов метана возрастают концентрации молекулярного азота. Процесс газообразования протекает на всех стадиях преобразования 0В пород. Однако интенсивность газообразования в ГЗН, судя по недонасыщенности пластовых во снижается.  В последние годы на ряде схем газообразования в процессе литогенеза выделяется апокатагенетическая зона образования кислых гаэа [Вассоевич и др., 1979]. Немногочисленные пока данные по водорастворенным углекислым газам, полученные по ряду регионов, указывают на наличие вод углекислого состава и как будто подтверждают наличие в глубоких горизонтах таких вод в различных типах ОПБ [Корценштейн, 1957; Анисимов, Новиков, 1977; Зингер и др., 1979; и др.]. Однако вопрос окончательного выделения этой зоны по гидрогеологическим данным остает­ся открытым. Рассмотренная вертикальная зональность газонасыщения пластовых вод бассейнов осложняется ввиду различной обогащенности отдель­ных литолого-стратиграфических комплексов 0В и интенсивности реали­зации нефтегазоматеринского потенциала пород в соответствии с особенностями гидрогеологического развития бассейна. Весьма часто между высокогазонасыщенными гидрогеологическими комплексами залегают ободненные углеводородными газами гидрогеологические комплексы или этажи (Прикаспийская впадина, Предкарпатье, Северный Устюрт и т.д.). Слабая минерализация вод таких комплексов, как правило, указы­вает на крупные этапы инфильтрации; наличие нормально минерализованных вод, обедненных  углеводородными газами, связано либо с обедненностью пород комплекса РОВ, либо с неблагоприятными условиями реализации нефтегазоматеринского потенциала. Эти данные показывают, что гидрогеологических (нефтегазогидрогеологические) комплексы характеризуются присущими для каждого из них особенностями реализации нефтегазоматеринского потенциала [Зорькин, 1973].

Подземные воды — это не только зеркало, в котором отражается нефте- и газоматеринский потенциал осадочных пород, но это и призма, через ко­торую этот потенциал преломляется в свободные скопления нефти и газа. Анализ материалов по хорошо изученным водонефтегазоносным системам доказал, что от общих ресурсов водорастворенных газов в свободные скопления трансформируются от 5 до 10% газа (Корценштейн, Карасева, 1976]. С учетом данного обстоятельства подсчитаны ресурсы водораство­ренных газов по большинству бассейнов СССР (табл. 2, 3), суммарные ресурсы водорастворенных газов основных ОПБ СССР оцениваются на менее чем в 4 квдрлн. м3 ( 4 х 1015 м3). Наиболее обогащены газами воды  мезозойских отложений 2,1 х 1015 м3. Около 1,1 .1015 м3 газов растворено в водах палеозойской системы и в водах протерозоя и кайнозоя их 320 и 480 трлн. м3 соответственно. С учетом коэффициента газоотдачи пластовых систем суммарные прогнозные запасы УВ в пересчете на газ будут  равны294 трлн. м3.

Распределение Сорг, ресурсов водорастворенных газов, запасов газа по стратиграфическому разрезу (Составил Г.А. Юрин).

а) - Сорг. по С.Г. Неручеву (Неручев и др., 1979); б) – ресурсы водорастворенных газов; в) – прогнозные запасы газа, пересчитанные из водорастворенных; г) – запасы основных газовых месторождений Мира по категории А+В+С2 (Бурштар, Львов, 1979). Цифры на рисунке  - абсолютные значения, трлн. м3

Распределение (в трлн. м3) их по стратиграфическому _   разрезу носит следующий характер: кайнозой — 32, мезозой — 126, палео­зой - 108 и протерозой — 28. Анализ распределения запасов газа по страти­графическому разрезу в бассейнах зарубежных стран показывает ту же тенденцию размещения по разрезу, что и распределение ресурсов водо-Р11'   растворенных газов - (см. рисунок). Аналогичная картина отмечается и по распределению в стратиграфическом разрезе нефти [Бурштар, Львов, 1979]. Приведенные выше данные еще раз показывают тесную зависимость величины запасов газа и нефти от ресурсов водорастворенных газов.

Таблица 2

Ресурсы растворенных газов пластовых вод и прогнозные запасы свободного газа

некоторых бассейнов СССР, трлн. м3, по Л.М.Зорькину с соавторами [1980]

 

Тектоническая структура

Нефтегазоносный бассейн

Возраст

вмещающих

пород

Ресурсы растворенных

газов

Прогнозные запасы

Восточно-Европейская платформа

Прибалтийский

PZ

0,01

0,001

Львовский

PZ

17

1,7

Среднерусский

PZ-PZ

0,3

0,03

Тимано-Печорский

PZ-MZ

280

15

Припятско-Днепровско-Донецкий

PZ

66

5,1

Северо-Каспийский

(Прикаспийская)

PZ-MZ

980

98,0

Северо-Каспийский

(Урало-Волжская)

PZ

140

7

Западно-Сибирская платформа

Западно-Сибирский

MZ

500-100

100

Скифская и Туранская плиты

Среднекаспийский

MZ-KZ

259

19,0

Туранская плита

Каракумский совместно с Устюртом

MZ-KZ

86

6,0

Северо-Устюртский

MZ-KZ

20

2,0

Оценивая газоматеринский потенциал пород, необходимо учитывать, что  из всего генерированного газа в пластовых водах содержится не более  2 %,  причем обогащенность вод снижается с возрастом пластовых водонапорных систем (уменьшение интенсивности генерации, возрастание длительности рассеивания). Последнее более четко прослеживается по удельным  ресурсам (м3 газа/м3 породы) водорастворенных газов. Это связано с тем, что, например, в протерозойской водонапорной системе Сибирской платформы водорастворенных газов столько же, сколько и  в мезозойской  (примерно по 300 трлн. м3), хотя площадь распространения в них при прочих равных условиях на Сибирской платформе гораздо меньше. Плотность удельных ресурсов на Сибирской платформе в мезозойских отложениях - равная 0,16, а в протерозойских - 0,04, т.е. при равных ресурсах перспективность  мезозойских в данном случае гораздо выше, чем протерозойских (табл. 4).

Таблица 3

Ресурсы растворенных газов пластовых вод некоторых бассейнов СССР, трлн. м3

Нефтегазоносный бассейн

Геологический возраст вмещающих пород

Ресурсы растворенных газов

Иркутский

PR- PZ

32

Тунгусский

PR- PZ

167

Приверхоянско-Вилюйский

MZ-PR

355

Анабаро-Ленский

MZ-PR

59

Енисей-Хатангский

MZ-PR

132

Предкарпатский

KZ

15

Центрально-Карпатский

KZ

7

Азово-Кубанский

MZ-KZ

180

Южно-Каспийский

KZ

120

Кызылкумский

MZ-KZ

44

Чу-Сарысуйский

PZ

21

Сахалинский

KZ

34

Таблица 4

Удельная плотность водорастворенных газов (до глубины 4 км)

Возраст

вмещающих

пород

 

Типы бассейна

I

II

III

IY

Y

YI

PR

0,04

-

-

-

-

-

PZ

0,05

0,16

0,14

-

-

-

MZ

-

0,33

0,09

0,16

-

-

KZ

-

0,02

-

-

0,15

0,16

Примечание. Типы бассейнов те же, что и в табл. l. I (PR)— Иркутский, Тунгусский; I (PZ) - Северо-Каспийский (Урало-Поволжье), Припятско-Днепровcко-Донецкий, Львовский, Прибалтийский, Средне-русский; II(MZ) — Западно-Сибирcкий,  Прикаспийская впадина; II (KZ) — Северо-Устюртский, Прикаспийская впадина; Ш(МZ и PZ) - Тимано-Печорский; IV(KZ) - Приверхоянско-Вилюйский  Енисей-Хатангский, Анабаро-Ленский; V(KZ) - Южно-Каспийский; VI (КZ) —Сахалинский.

Анализ табл. 4 показывает, что плотность удельных ресурсов протеро­зойской системы Сибирской платформы, близка к плотности запасов палеозойской системы Русской платформы. Отмеченное обстоятельство позволяет в связи с этим положительно оценить преспективы нефтегазоносности слабо разведанных протерозойских отложений Сибирской плат­формы. Высокая плотность ресурсов характерна и для слабо разбуренных палеозойских отложений Прикаспийской впадины и Тимано-Печорского НГБ. В названных регионах удельная плотность составила 0,15 и 0,14м3 газа/м3 породы соответственно.

Приведенные выше материалы указывают на необходимость более тща­тельной разработки гидрогеологической концепции оценки нефтегазоматеринского потенциала осадочных пород. В основе этой концепции лежит положение, что глубинные подземные воды НГБ наиболее быстро и полно реагируют на изменение геохимической, обстановки недр по качественным (состав растворенных газов) и количественным (количество растворенных газов) показателям.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Анисимов Л.А., Новиков А.А. Пластовые горизонты девона Нижнего Поволжья. - ДАН СССР, 1977, т. 236, №1.
  2. Бypштар М.С.,  Львов М.С. Геология и география нефти и газа СССР и зарубежных стран. М, Недра, 1979.
  3. Вассоевич Н.Б., Козлов А.Л., Лопатин Н.В. Образование газов на разных этапах литогенеза. - Вестн. МГУ. Серия 4, Геология. 1979, № 1.
  4. Зингер А.С., Грушевский В.Г., Воронин Н.И., Катаева Л.А. Гидрогеологические условия подсолевых отложений Астраханского свода. - Геология нефти и газа, 1979, № 5.
  5. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоноскых бассейнов. М.:Недра. 1973.
  6. Зорькин Л.М., Корценштейн В.Н., Стадник Е.В. и др. Углеводородные газы пластовых вод нефтегазоносных бассейнов — возможный источник получения углеводородов. - ДАН СССР, 1980, т. 252. № 3.
  7. Корценштейн В.Н. Новые данные по газонасыщенности мезозойских водоносных горизонтов  Кавказских минеральных вод. - ДАН СССР, 1957, т. 113, № 4.
  8. Корценштейн В.Н., Карасева А.П.  Первые данные по сверхглубоким подземным водам триасовых отложений Южного Мангышлака -ДАН СССР, 1976, т. 231, № 6.
  9. Нефтегазоносные бассейны земного шара /Брод И.О., Васильев В.Г., Высоцкий И.В. и др. М.: Недра, 1963.