Гидрогеохимические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления

Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник

В кн.: Органическая геохимия вод и поисковая геохимия. М.Наука., 1982. 83-91.

Процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления протекают в подземных водах под достаточно жестким гидрогеологическим контролем. В общем случае формирование нефтяных и газовых месторождений и их размещение в недрах являются одним из частных проявлений общего процесса формирования водонапорных систем нефтегазоносных бассейнов (НГБ) [6,7,9 и др.].


Наиболее важными гидрогеохимическими показателями являются газовая составляющая и органическое вещество (ОВ) подземных вод, через которые, так сказать, преломляются процессы нефтегазообразования, протекающие в недрах.


Как показали многочисленные исследования, подземные воды НГБ совместно содержат растворенные газы: от долей до 5 и более кубометров на кубометр воды. Суммарные количества растворенных углеводородных газов на 2-3 порядка превышают их запасы в залежах, составляя многие сотни триллионов кубометров. Так, в водах Прикаспийского бассейна растворено более 900 трлн.м3, Западно-Сибирского -1000 трлн.м3 [7]. В осадочных бассейнах Русской платформы в подземных водах только в протерозойско-палеозойских отложениях находится в растворенном состоянии более 1500 трлн.м3 УВ газа.


Согласно расчетам Л. М. Зорькина (1975), в осадочных бассейнах Земли растворено более 1016 м3 газа. Гигантские количества растворенных в водах газов, их геохимическая зональность указывают на генерацию газов рассеянным ОВ. Воднорастворенные газы следует рассматривать в качестве основного источника УВ, объемы которых вполне достаточны для формирования любых промышленных скоплений. Растворенные газы подземных вод — это своеобразные гигантские месторождения УВ [10], широкая эксплуатация которых будет возможна в ближайшем будущем.


Особенности газонасыщения подземных вод позволяют осветить зональность процессов нефтегазообразования. На существование зональности, нефтегазообразования в земной коре указывалось неоднократно. Однакоединого мнения по этому вопросу до сих пор не имеется. Наиболее известной является схема В. А. Соколова [15], выделившего биохимическую переходную, термокаталитическую и газовую зоны на глубинах более 12-15 км. В биохимической и газовой зонах генерируется преимущественно метан, а образование основной массы жидких УВ происходит в зоне катагенеза. По Н. Б. Вассоевичу [3, 4 и др.], газообразование предшествует нефтеобразованию, сопутствует ему и продолжается после его завершения. Главная фаза газообразования большинством исследователей [1, 3, 12 и др.] связывается с нижними частями разреза. Вместе с тем многие исследователи [3, 5, 6, 14, 15, 17 и др.] указывали на большую универсальность процессов газообразования по сравнению с процессами нефтеобразования.


 Исходя из особенностей газонасыщения пластовых вод [6], в вертикальном разрезе осадочных бассейнов выделяются три зоны нефтегазообразования: до глубин 2 км — газообразования, с глубины от 2 до 6 км — нефтеобразования и ниже 6 км — газообразования. Этим зонам соответствует верхняя и нижняя зоны — зоны газонакопления и средняя — зона нефтенакопления. Впоследствии эта зональность была подтверждена по материалам изотопных исследований [2] и уточнена по гидрогеологическим данным [7].


Целый ряд исследователей [12, 13, 15 и др.] указывают, что на стадии диагенеза образуется большое количество газа, однако этот газ рассеивается и не принимает участия в формировании залежей. Указанное мнение о рассеивании биогенного газа в свете новых данных требует уточнения. Изучение донных осадков Южного Прикаспия (данные В. И. Багирова ВНИИЯГГ) показало, что газонасыщенность метаном на глубинах от 0,1 до 3 м достигает 240 см3/кг. Этот газ удерживается современными осадками и трудно допустить, что при дальнейшем захоронении осадков условия для сохранения газа будут ухудшаться. Некоторые исследователи считают, что газ, генерируемый на ранних стадиях диагенеза, захороняется в газогидратном состоянии [5 и др.], переходя снова в газообразное cocтояние в зоне катагенеза, где образует газовые месторождения.


Возможность захоронения газов биохимической зоны подтверждается, региональной газонасыщенностью пластовых вод, залегающих на небольших глубинах, и изотопным составом углерода газов газовых залежей [2, 6, 7 и др.]. Специальные исследования, проведенные в различных районах СССР (Г. А. Могилевский, Е. В. Стадник и др.), показали, что бактерии активно генерирующие УВ газы, распространяются до глубины 1000-1200 м, а иногда и ниже. Все это указывает как на существование благоприятных условий захоронения биохимического газа, так и на более глубокое распространение биохимической зоны, чем это представлялось ранее.


Важным фактором, доказывающим наличие интенсивного газообразования и сохранности газов, является предельное насыщение вод метановым газом, которое характерно либо для водоносных комплексов, залегающих на относительно небольших глубинах, либо для толщ с глубинами залегания более 3-4 км [7, 16 и др.]. Промежуточная зона в интервале глубин характеризуется недонасыщенностью пластовых вод, а в составе водоратворенных газов здесь резко нарастают гомологи метана.


Отмеченные закономерности позволяют говорить о наличии двух зон интенсивного газообразования и газонакопления: верхней, предшествующей главной зоне нефтеобразования (ГЗН), и нижней, залегающей ниже ГЗН. Однако указанные зоны нефтегазообразования устанавливаются не во всех НГБ. Чаще всего отсутствует верхняя зона газообразования и газонакопления. При малой мощности осадочных пород в бассейне выпадает нижняя зона газообразования. Наиболее полно вертикальная зональность нефтегазообразования устанавливается в НГБ с большой мощностью осадочных пород. Так, все три геохимические зоны - верхняя (газовая) биохимическая, средняя (нефтяная) термокаталитическая и нижняя (газовая) высокотемпературная установлены в непрерывном разрезе Нижнего Поволжья, Южного Мангышлака, Предкавказья, Северного Устюрта. Гео­химические зоны отличаются не только по особенностям газонасыщения подземных вод, но также и по условиям миграции УВ и формирования из залежей.


Верхняя (газовая) биохимическая зона прослеживается до глубины 1000-1200 м (температуры не более 20-40° С (Граница между углями марки Б и марки Д проходит при больших значениях глубин и температур. – Примеч. ред)), ОВ пород находится на буроугольной стадии катагенеза. Она является областью метанообразования в основном за счет биохимических процессов и преимущественного газо­накопления. Биохимические превращения ОВ здесь происходят как в коллекторских, так и водоупорных отложениях и приводят к образованию огромных объемов метанового газа. Частично эти газы возвращаются вместе с водами в водоем осадконакопления. Однако большие количест­ва газов сохраняются, что подтверждается существованием предельно на­сыщенных вод. Жидкие УВ в указанной зоне практически не образуются.


Средняя (нефтяная) зона в районах с нормальным геотермическим режимом установлена на глубинах от 1000-1200 м до 3500-4000 м (зона среднего катагенеза); температура составляет 40-100° С и более. ОВ пород включает длиннопламенную, газовую стадии, а в отдельных случаях - начало жирной стадии катагенеза. Зона является областью нефтегазообразования в результате термокаталитического (мягкий термолиз) превраще­ния ОВ и преимущественного нефтенакопления. Указанная часть разреза выделяется по резкому нарастанию в составе воднорастворенных газов гомологов метана, появлению в подземных водах бензола, толуола, увеличению аммония и т.д.    В зоне среднего катагенеза образование жидких УВ осуществляется как в коллекторских, так и в водоупорных толщах.


Нижняя (газовая) зона установлена на глубинах более 4 км, ОВ находится на жирной и коксовой стадиях, а в погруженных частях очевидно, и на более высоких стадиях. Температура превышает 100-120°С. Эта часть является областью газообразования (метанообразования) за счет термокаталитических процессов (сильный термолиз) и преимущественного газонакопления. В этой зоне процессы образования жидких УВ в коллекторских и водоупорных толщах затухают. В то же время усиливаются термокаталитические процессы, приводящие к деструкции жидких УВ и превращению их в метан.


На первичное распределение нефтегазоносности зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления накладываются процессы миграции нефти и газа, особенности гидрогеологического и геотектонического развития НГБ и т.д. Однако при всей сложности процессов нефтегазообразования и формирования залежей принципиальная схема вертикальной зональности генерации УВ, особенно в бассейнах с достаточной мощностью осадочных поpод сохраняется. Об этом свидетельствуют также закономерности распределения выявленных запасов нефти и газа по глубине.


Выяснение особенностей вертикальной зональности процессов нефтегазообразования имеет практическое значение, поскольку в ряде районов важно осуществить раздельный прогноз по глубинам. Так, в Днепровско-Донецкой впадине вряд ли следует ожидать значительного прироста запасов нефти на глубинах более 3,5-4 км, в то время как освоение этих глубин приведет к значительному приросту запасов газа (газоконденсата); в восточной части Прикаспийской впадины зона газообразования и газонакопления прогнозируется на глубинах свыше 4,5-5 км [16].


Формирование залежей УВ обеспечивают воднорастворенная и струйнаяформы миграции. Диффузия не приводит к формированию залежей, является постоянным фактором выравнивания концентраций вещества.


В верхней биохимической и нижней высокотемпературной зонах газообразования залежи формируются преимущественно в результате выделения УВ газов из подземных вод. Составы газов в залежах и газов, растворенных в подземных водах, будут близки. Струйный вынос газов из газогенерирующих толщ мало сказывается на составе и распределении газов  в этих зонах, так как в качестве основного компонента здесь повсеместно генерируется метан. Значительные его объемы продуцируются в коллекторских толщах. В средней зоне (ГФН) генерируется широкий спектр УВ -  от жидких компонентов до метана включительно. Миграция УВ в этой зоне происходит дифференцированно: в результате струйной миграции в пласт-коллектор выносятся жидкие и газообразные УВ, которые при наличии ловушек формируют залежи нефти и газоконденсата; основная же масса газообразных УВ поступает в подземные воды коллектора в результате диффузии (Это последнее положение слабо обосновано – Прим. Ред.). Эта дифференцированная миграция УВ определяет существенное отличие газов, растворенных в нефтях, и газов газовых шапок от газов растворенных в подземных водах и рассеянных в породах.


Процессы формирования залежей УВ происходят в замкнутой единой системе: породы — подземные воды — залежи. Газовая составляющая подземных вод, которая является обобщенным показателем процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления представляет собой важный критерий распределения залежей нефти и газа в недрах. В целом особенности размещения залежей нефти и газа определяются характером газоносности подземных вод.


В общем случае в зонах развития высокогазонасыщенных метановых вод будут иметь место области преимущественного газонакопления (газоконденсатонакопления). Эти зоны обычно расположены либо в верхнейбиохимической, либо в нижней высокотемпературной зонах интенсивногогазообразования, где существует гидрогеохимическая обстановка современного роста (формирования; газовых залежей, характеризующаяся предельным насыщением (упругость газов равна или превышает величину пластового давления) подземных вод газами. Примером таких условий могут служить прибортовые части Прикаспийской впадины, юго-восточные районы Днепровско-Донецкой впадины, хадумские отложения Предкавказья, плиоцен Прикаспийской впадины, эоцен Северного Устюрта, сеноманские отложения Западной Сибири, шатлыкский горизонт Туранской плиты.


К зонам развития подземных вод, насыщенных газами смешанного состава – азотно-метановых и метаново-азотных — с повышенными содержаниями тяжелых УВ, достигающими 5—10%, приурочены области преимущественного нефтенакопления, либо газонефтенакопления, которые связаны с ГФН. Это зона смещенного фазового равновесия между залежами и подземными водами (зона разрушения залежей УВ), в пределах которой величина общей упругости меньше пластовых давлений. Однако значение этого отношения (коэффициент насыщения вод газами) здесь не снижается менее 0,2. В пределах этой зоны открыты крупнейшие нефтяные и нефтегазоносные месторождения. К их числу относятся уникальные по запасам месторождения Восточно-Европейской платформы и Западно-Сибирской плиты.


В зоне развития подземных вод, слабо насыщенных газами азотного состава, располагается область, где залежи УВ интенсивно разрушаются. Здесь могут быть встречены преимущественно залежи азотного газа, либо шлейфы разрушенных нефтяных скоплений. Эта часть гидрогеологического разреза относится к обстановке  отсутствия фазового равновесия между залежами и подземными водами (обстановка отсутствия залежей УВ). В пределах этой обстановки величина коэффициента насыщения вод газами повсеместно не превышает 0,2. Такая обстановка существует обычно в окраинных частях бассейнов. Например, в этих условиях залегают газы азотных залежей в северо-восточных районах Урало-Волжского НГБ.


 Смена указанных газогеохимических обстановок наблюдается как по площади, так и в разрезе гидрогеологических НГБ. Районирование крупных территорий или отдельных бассейнов по обстановкам позволяет провести дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности. Возможности такого районирования проиллюстрированы на примере изучения докунгурской протерозойско-палеозойской водонапорной системы Восточно-Европейской платформы, где газовая составляющая подземной гидросферы изучена довольно полно [6,7,16].


Перспективы нефтегазоносности разреза в пределах отдельных частей бассейна могут быть установлены путем изучения зональности процессов нефтегазообразования, что дает возможность выполнить раздельный прогноз по глубине. Так, особенности распределения газогеохимических зон в разрезе основных НГБ Восточно-Европейской платформы, а следовательно и диффренцированная их оценка нефтегазоносности по глубине, рассмотрены нами ранее [8, 16]. Следует отметить, что такая оценка может быть проведена для любого осадочного бассейна или его частей, где по разрезу выполнены газогеохимические исследования подземных вод. Она может осуществляться  одновременно с проведением газогеохимического районирования территории. При этом геохимические зоны, выделяемые в вертикальном разрезе, согласуются с газогеохимическими обстановками. Например, нижняя газовая зона, а в отдельных случаях и верхняя (западные районы Прикаспийской впадины и др.), в Урало-Волжском, Прикаспийском, Тимано-Печорском и Припятско-Днепровско-Донецком НГБ залегают в пределах газогеохимической обстановки формирования газовых залежей. Нефтяная зона, являющаяся областью нефтегазообразования и преимущественного нефтенакопления, совпадает с обстановкой смещенного фазового равновесия между залежами и подземными водами. И, наконец, геохимическая зона разрушения УВ, существующая в окраинных частях бассейнов, неблагоприятна для генерации УВ и сохранения их залежей.


Региональная сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий или отдельных бассейнов может быть дана на основе изучения ресурсов (объемов) УВ газов, растворенных в подземных водах. В общем случае большим их ресурсам отвечают и большие потенциальные запасы УВ, заключенные в залежах. Важным показателем является также плотность запасов газа, представляющая собой объем газа, приходящийся на объем породы. Эта величина, отличающаяся от газонасыщенности (газового фактора) подземных вод, позволяет отнести объемы, воднорастворенных газов — динамические ресурсы, имеющие решающее значения при формировании скоплений УВ, — по всему объему породы, включающему коллекторские и водонапорные толщи.


В качестве примера количественной оценки приведем подсчет ресурсов газов водонапорной системы Восточно-Европейской платформы. Ресурсы растворенного газа, как промышленные, так и прогнозные запасы УВ, распределены в недрах платформы неравномерно. Наименьшие объемы газа отмечены в недрах Среднерусского бассейна, где промышленные месторождения не обнаружены, и в восточной части Прибалтийского бассейна, где в кембрийских и ордовикских отложениях известны незначительные по запасам нефтяные залежи. Характерно, что в указанных бассейнах растворены в водах преимущественно газы азотного состава. В пластовых системах указанных бассейнов плотность запасов воднорастворенного газа самая низкая, не превышающая 0,0006 м33 породы. Xapaктерно, что величина плотности запасов, впрочем как и газонасыщенность подземных вод в древних бассейнах, снижается.  Максимальных значений (0,6) коэффициент плотности запасов газа достигает в разрезах Западно-Сибирского НГБ. Наиболее значительные объемы газов на территории Восточно-Европейской платформы растворены в водах подсолевык докунгурских отложений Прикаспийской впадины. Здесь отмечается и наибольшая величина (0,15) плотности запасов газа.


Установлена определенная зависимость газонасыщенности подземных вод, а, следовательно, и величины потенциальных возможностей нефтегазоносности регионов или целых бассейнов от возраста водовмещающихтолщ     [6, 7]. В общем случае "молодые" бассейны характеризуются высокой насыщенностью газами преимущественно метанового состава. С увеличением возраста бассейнов в составе газов повышается роль тяжелых УВи азота. В "древних" пластовых системах развиты преимущественно азотные газы, а газонасыщенность вод обычно низкая. В современной структуре различных осадочных бассейнов выделяются "молодые" (кайнозойские),"зрелые" (мезозойские), "старые" (палеозойские) и "древние" (протерозойские) водонапорные или водонефтегазоносные системы. Для "молодых" и "зрелых" бассейнов региональный фон газонасыщения подземных вод является первичным, а залежи УВ вторичными. В "старых" и "древних" бассейнах, где длительно протекали процессы рассеивания УВ, повышенная газонасыщенность подземных вод указывает на вторичные процессы рассеивания УВ из залежей.


При рассмотрении условий формирования крупнейших месторождений УВ обычно анализируются геологические материалы. Между тем совершенно очевидно, что формирование уникальных месторождений возможно лишь при сочетании благоприятных как геологических, так и гидрогеологических условий. Так, наличие хорошей покрышки и крупной ловушки будет недостаточным, если водонапорная система не в состоянии собрать рассматриваемой ловушке крупные объемы нефти или газа.


К необходимым гидрогеологическим предпосылкам формирования крупных и уникальных месторождений газа [6] были отнесены: 1) значи­тельная мощность водоносного комплекса, 2) высокая газоемкость плас­товых вод, 3) наличие режима колебательных движений, 4) движение под­земных вод, обеспечивающее транспортировку растворенных УВ в зону гипсометрического влияния ловушки, 5) возможность насыщения подзем­ных вод УВ газами на путях миграции, 6) совпадение направлений мигра­ции подземных вод на инфильтрационных и седиментационных этапах раз­вития водонапорной системы, 7) длительность миграции флюидов по тем или иным структурным элементам, 8) резкое изменение пластовых давле­ний на коротких расстояниях. Кроме указанных условий, для формирования крупных залежей немаловажное значение должны иметь наличие в осадоч­ных толщах достаточного количества исходного 0В и зональность процес­сов нефтегазообразования. Важное значение в истории НГБ имеет преобладание седиментационных циклов над инфильтрационными.


В заключение укажем, что гидрогеохимические исследования представ­ляют не вспомогательный, а совершенно обязательный комплекс, который необходимо проводить на всех стадиях поисков и разведки залежей нефти и газа. В изучении гидрогеохимических условий осадочных бассейнов заложен огромный резерв  усовершенствования геолого-поисковых работ, познания процессов нефтегазообразования, миграции УВ, формирования залежей и закономерностей их размещения в недрах.

Авторы: 

Тематические разделы: