27.03.2021

Роль газа ранней генерации в формировании газовых залежей


В 1973 г, автором было обосновано положение, что газы ранней генерации, образовавшиеся в начальный этап погружения газоматеринской толщи от 0 до 1,5-2 км, в торфяную, буроугольную и длиннопламенную стадии преобразования органического вещества (ОБ) гумусового типа играют главную роль в формировании крупных газовых залежей на большей части платформенных регионов. Дело в том, что мощность осадочного чехла здесь редко превышает 5 км, поэтому глубинная фаза генерации метана, которая связана с погружениями на большие глубины ( > 5 км), не проявляется. На глубинах же от 2 до 5 км, т.е. при средних стадиях катагенеза, потенциал OB реализуется генерацией преимущественно жидких углеводородов (главная фаза нефтеобразования (ГФН), по Н.Б. Вассоевичу. Именно поэтому максимум генерации газа, отмечаемый на начальном этапе, составляет главную фазу генерации метана.

В 1974 г. представления автора подверглись критике со стороны Е.А. Рогозиной, С.Г. Неручева и В.А. Успенского, которые отстаивают точку зрения, что главное значение в формировании залежей газа имеет только газ, образовавшийся на большой глубине после затухания главной фазы генерации нефти на коксовой и более высоких стадиях преобразования OB (по новой шкале Н.Б. Baccoeвича МК4 и выше), т.е. на глубинах 4-5 км и палее [по автору в этом интервале осуществляется глубинная фаза газообразования (ГлбФГ)]. Как видно, обе стороны признают возможность глубинной генерации газа (хотя и не совсем в одинаковом аспекте), а также согласны в том, что на средних стадиях катагенеза OB, в период ГФН, генерируется мало газа. Таким образом, основное расхождение заключается в том, что Е.А. Рогозина, С.Г. Hepyчев и В.А. Успенский не признают значения газа ранней генерации в формировании крупных зон газонакопления, в то время как автор считает его исключительно большим, а во многих случаях даже главным. Свои возражения упомянутые исследователи строят на уточнениях, которые они внесли в расчеты автора. Однако если даже их полностью принять (хотя, как будет показано ниже, нижнюю границу биохимической зоны следует не столько поднять до глубины 100-150 м, сколько опустить ее ниже той (500 м), которую принял автор), то повышенная генерация метана в верхней зоне все равно отмечается так же, как и ее снижение на средних стадиях катагенеза OB.

Новые более детальные расчеты Е.А. Рогозиной, С.Г. Неручева и В.А. Успенского показали, что на самой ранней стадии преобразования OB образуются колоссальные объемы метана. Однако этот метан - биохимический по происхождению газ - образуется, по их мнению, в интервале от 0 до 150 м и поэтому полностью рассеивается, вследствие чего его не следует учитывать, выделяя верхнюю зону. Другой максимум генерации, по расчетам данных исследователей, наступает на стадиях Б-Д (или ПК3—MK1) на глубине от 1 до 2 км, но он отделен от "биохимического" максимума интервалом глубины (150 м - 1 км), в котором генерация метана, по мнению этих исследователей, "почти прекращается". В результате такой интерпретации выделенный автором единый верхний максимум, от О до 2 км, оказывается как бы разорванным, причем поскольку верхняя, большая, биохимическая часть "теряется", то и само существование этого максимума является, по мнению данных исследователей, невозможным. Следует упомянуть, что более ранние расчеты Е.А. Рогозиной даже без учета биохимического метана и без привязки к глубинам погружения также подтверждают усиленную генерацию газа на стадиях Б и Д и снижение ее на Г- и Ж-стадиях.

В работе А.Э. Конторовича и В.П. Даниловой приведен расчет образования газов при катагенетическом преобразовании углей. Используя свою методику, эти авторы также пришли к выводу, что на ранних стадиях OB продуцируют очень значительные объемы газа. Эти исследователи выделили две фазы генерации газа - раннюю, включающую Б- и Д-стадии (протораннемезо-катагенная зона интенсивного газообразования), и более позднюю, начинающуюся с К-стадии (позднемезо-апокатагенная зона интенсивного газообразования). Между ними находится зона ослабленной генерации метана.

Различные расчеты подтверждают интенсивную генерацию метана в верхней зоне на небольших глубинах от О до 2 км. Таким образом, исследователи расходятся прежде всего в вопросах о том, может ли сохраниться этот газ и участвовать в формировании газовых месторождений. Ответ на этот вопрос могут дать геологические материалы по размещению газовых залежей.

Верхний максимум газогенерации прекрасно выделяется при анализе данных по газонасыщенности пластовых вод на различных глубинах. Л.М. Зорькиным и Е.В. Стадником и автором было показано, что предельное газонасыщение встречается только в верхней зоне, до глубины 1,5-2 км. Важно также отметить, что верхний максимум как бы проявляется вследствие того, что на больших глубинах - от 2 до примерно 5 км - практически повсеместно (и в молодых бассейнах за исключением вод в подсолевых отложениях с очень высокой минерализацией, свыше 300 г/л) отмечается дефицит газонасыщения.

Данные по газонасыщенности пластовых вод совершенно не подтверждают вывод Е.А. Рогозиной, С.Г. Неручева и В.А. Успенского о том, что в интервале от 0,2 до 1 км генерация метана практически прекращается. В неглубоко залегающих (в пределах всего бассейна) и изолированных снизу литологических комплексах, на глубине 1 км, если принять точку зрения Е.А. Рогозиной с соавторами, должна была бы отмечаться упругость газов, не превышающая 10-15 атм, т.е. соответствующая тем объемам газа, которые растворились в водах на глубинах до 100-150 м при пластовом давлении 10-15 атм. Однако, как показывают графики, в плиоцене Прикаспия, эоцене Устюрта, хадуме Предкавказья с увеличением глубины от 0 до 1 км происходит постоянное плавное нарастание объемов растворенного в воде газа до упругости 100 атм. Никакого перерыва в генерации и, соответственно, резкого минимума в газонасыщенности вод не наблюдается. По-видимому, следует расширить биохимическую зону, углубив ее до значительно больших глубин (до 1 км), а "не поджимать" биохимическую массу метана, очень значительную по величине, к поверхности, приурочив ее к интервалу глубин только от 0 до 150 м. Отсюда и возможности сохранения значительной части метана биохимического генезиса станут вполне реальными.

Об этом весьма убедительно свидетельствуют данные изотопных исследований, показавшие, что колоссальные ресурсы газов на небольших глубинах имеют изотопически легкий углерод метана, свойственный газам биохимической и переходной зон.

Вероятно, биохимические процессы продолжаются на больших глубинах, чем считалось раньше. Новейшие микробиологические исследования подземных вод нефтеносных бассейнов, проведенные О.Т. Мукбаевой и В.Б. Колпаковым на различных глубинах, подтверждают это. Интенсивность развития физиологических групп бактерий учитывалась этими исследователями по пятибалльной системе. Выяснилось, что метанообразующие бактерии развиты на глубинах, намного больших, чем 100 м, причем в некоторых случаях отмечается наибольшая интенсивность их развития. Так, на площади Узень на глубинах 944-948 м в меловых отложениях интенсивность развития метанообразующих бактерий равна 5 баллам. Высокая интенсивность отмечается на площади Жетыбай - Узень на глубинах 760-1115 м (4 балла). Все это говорит о том, что отмечаемый "перерыв", или минимум в газогенерации, который па графике получился между "биохимическим" максимумом на глубинах от 0 до 150 м и раннекатагенетическим максимумом на глубинах 1000-1500 м, как бы перекрывается, и в целом на небольших глубинах, в интервале от 0 до 2 км, должна отмечаться единая зона повышенной генерации газа, В этой зоне как бы накладываются друг на друга биохимические и термокаталитические процессы, что и обусловливает проявление крупного максимума в генерации метана,

He менее важно установить: принимает ли участие газ ранней генерации в формировании зон газонакопления, учитывая, что фактор сохранности этих легко рассеивающихся газов действительно имеет колоссальное значение. Возможно ли, что газ этот во всех случаях рассеивается, идет на насыщение пластовых вод и практически не образует крупных скоплений в свободной фазе. Если это так, то придется сделать важнейший вывод, что все газовые скопления в верхнем самостоятельном литологическом комплексе образовались за счет вертикального подтока снизу, с глубин от 5 км и больше, где находится глубинный источник генерации метана из ОВ. При допущении такой широкой повсеместной вертикальной миграции появляются сомнения в перспективах глубокозалегающих горизонтов, из которых ушло такое значительное количество газа.

Переходя к анализу особенностей размещения газовых скоплений, следует принять во внимание то обстоятельство, что более 70% выявленных запасов крупных газовых месторождений мира сосредоточены в интервале глубин от 0 до 2,5 км.

Можно было бы допустить, конечно, что эти колоссальные ресурсы повсеместно образовались за счет подтока газа снизу, из мощных подстилающих толщ, которые имеются в районах распространения крупных газовых месторождений. В ряде районов такой вертикальный подток действительно имеет место и четко фиксируется по общегеологическим, геохимическим данным, например, газоносность меловых отложений в платформенных районах Средней Азии. Однако тщательный анализ конкретных материалов показывает, что подавляющая часть скоплений на этих глубинах сингенетична вмещающим породам и образовалась на этих же небольших глубинах.

Высокой сингенетичной газоносностью выделяются верхние, надежно изолированные сверху и снизу мощными глинистыми покрышками, неглубоко залегающие в пределах всего бассейна (максимум до 2-3 км) литологические комплексы пород молодых платформ Евразии - Западно-Сибирской и Скифской, Прежде всего нуждается в анализе и обобщении материал по гигантским газовым залежам молодой Западно-Сибирской платформы (Уренгой, Медвежье, Ta-зовское и др.), связанным с сеноман-альбскими отложениями.

Альб-апт-сеноманский продуктивный комплекс на севере Западной Сибири, представленный песчаной толщей мощностью около 1000 м, является верхним газоносным самостоятельным комплексом в мезозойско-кайнозойском чехле территории. Сверху он перекрыт мощной турон-палеогеновой глинистой толщей однородного состава, мощность которой в некоторых депрессионных районах достигает 800 м и более. Данная глинистая толща имеет региональное распространение и надежно изолирует сеноманский комплекс.

Если допустить, что громадные объемы газа в сеноман-альбском комплексе образовались не за счет собственной ранней генерации, а вследствие проявления глубинной фазы в подстилающих пластах, то следует признать, что такая фаза газообразования метана могла иметь место только в нижне-срецнеюрских отложениях, так как лишь они в ряде районов северо-запада Сибири находятся на глубинах свыше 5 км. Однако вертикальный переток из юрской толщи в альб-сеноманские песчаные пласты в региональном плане вряд ли возможен. Снизу от юрских отложений сеноман-альб-аптский комплекс изолирован также очень мощной (500-800 м), преимущественно глинистой толщей верхнеюрско-валаяжинских отложений, хотя и содержащей залежи УВ, но в основном собственной генерации. Эта толща является надежным региональным экраном, разделяющим проницаемый комплекс торы и сеноман-альбский комплекс. Максимальная глубина залегания сеноман-аптских отложений не превышает в основном 2-3 км, OB преобразовано до Б-, Д- и, лишь в очень редких случаях, до Г-стадий.

В этом мощном самостоятельном комплексе, перекрытом и подстилаемом надежными глинистыми экранами, находятся в растворенном и свободном состоянии колоссальные массы газообразных УВ. Геологическая изолированность данного комплекса является важным аогументом в пользу того, что в региональном плане в проницаемых породах сеноман-апта могут находиться главным образом УВ, генерированные за счет OB собственно меловых отложений. Об этом же свидетельствует высокая газонасыщенность пластовых вод сеноман-альба, которая на огромной площади Западно-Сибирской плиты могла возникнуть только за счет преобразования ОВ, находящегося в самих меловых отложениях. Как справедливо подчеркивает Л.М. Зорькин, при вертикальной миграции также может возникнуть высокая газонасыщенность пластовых вод, но только локального, полосчатого, характера в соответствии с простиранием разломов. Регионально высокую, фоновую, газонасыщенность на больших площадях вертикальная миграция газов создать не может. И, наконец, "сухие" (в газах месторождения Уренгой метана более 98,98%), иэотопически легкие газы (bC13 для метана изменяются от -5,28 до -6,95) также подтверждают вывод о том, что громадные объемы газа в сеноманских отложениях севера Западной Сибири образовались за счет метана ранней генерации.

Уникальные запасы газа данной территории придают этому выводу, подкрепленному целым комплексом геолого-геохимических показателей, важное значение, позволяющее считать его планетарной закономерностью, свидетельствующей о колоссальной интенсивности генерации газа на относительно небольших глубинах в начальный период погружения газоматеринских пород и о возможности формирования за счет этого газа крупных зон газонакопления в тех районах, где имеются благоприятные условия для его сохранности. Аналогичные материалы свидетельствуют о формировании зоны газонакопления за счет газа ранней генерации в хадумских отложениях Предкавказья и эоцене Северного Устюрта.

Таким образом, если в литологических комплексах, которые в настоящее время находятся на небольшой глубине, отмечаются газовые скопления, сформированные за счет газа ранней генерации, то можно предполагать, что в пластах, которые в современном плане залегают на больших глубинах, доля газов такого генезиса очень значительна. В таких пластах газы ранней генерации имеют еще лучшие условия для сохранности, так как скопления газа не остались на небольших глубинах, а быстро их прошли и погрузились в зону, где условия для консервации газов еще лучше. Все это подчеркивает важную роль ранней генерации в формировании зон газонакопления, находящихся не только на небольших глубинах, но также в тех горизонтах, которые в настоящее время залегают глубоко.

В аспекте изложенного совершенно ясно, что на небольших глубинах могут быть развиты сингенетичные вмещающим отложениям крупные зоны газонакопления, в том числе и уникальные. В ряде районов в неглубоко залегающих пластах, где условия для генерации и сохранности собственного газа были неблагоприятными, газовые залежи могли образоваться за счет вертикального подтока снизу, если для этого имелись условия. А в целом имеющийся максимум в размещении мировых ресурсов газа на небольших глубинах хорошо отвечает прохождению главной фазы генерации газа.

Кроме того, глубоко залегающие горизонты зоны газонакопления могут также содержать газ преимущественно ранней генерации. В районах, где мощность чехла превышает 5 км, значительная доля газа в залежах может принадлежать газам ранней генерации. Сравнительное участие этих газов и газа глубинного происхождения определяется конкретными геологическими условиями. Именно такое сложное взаимодействие процессов, приводящих к формированию зон газонакопления, и наблюдается в природе. Оно определяет широкое разнообразие в размещении газовых залежей, хорошо согласуется с наличием (верхнего и нижнего) максимумов генерации метана и, наоборот, резко противоречит попыткам связать формирование зон газонахопления только с глубинной фазой генерации метана.

Зональность газо- и нефтеобразования, когда процесс газогенерации предшествует, сопровождает и завершает процесс нефтеобразования, была отмечена уже давно Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, Л.М. Зорькиным, Ф.А. Алексеевым, А.М. Акрамходжаевым и многими другими исследователями.

Подавляющее большинство геологов поддерживает это положение и использует его в практической работе. Важно, однако, осознать, что в районах с мощностью осадочного чехла до 5 км, где даже в нижних пластах не наступает глубинная фаза генерации метана, газ ранней генерации не просто имеет значение для формирования единичных газовых скоплений, а именно за счет его формируются крупные зоны газонакопления. Таким образом, при благоприятных условиях для консервации он играет главную роль в образовании колоссальных концентраций свободного газа в земной коре, что связано прежде всего с максимальной интенсивностью генерации метана при погружении газоматеринской толщи от 0 до 2 км, в период ранних стаций преобразования OB, а также с тем, что при дальнейшем погружении от 2 до 5 км, при средних стадиях преобразования OB, потенциал OB реализуется главным образом в направлении генерации жидких УВ, а метана образуется намного меньше, его не хватает для полного насыщения пластовых вод. В результате эти газы растворяются в пластовых водах и сорбируются породой, т.е. находятся в рассеянной форме и практически не принимают участия в формировании газовых скоплений. Этот интервал погружения газоматеринских пород (примерно от 2-5 км) с точки зрения его роли в формировании свободной газовой фазы оказывается как бы "пустым". Раз это так, то исключительное практическое значение для оценки перспектив газоносности имеет анализ начального этапа геологической истории определенной газоматеринской осадочной толщи при погружении ее от 0 до 2 км, наиболее древнего по времени прохождения и поэтому как бы наиболее "замаскированного". Главное значение имеет наличие именно в этот период условий для сохранности легко рассеивающихся газов ранней генерации и для их аккумуляции.

Необходимо выяснить, быстро ли газоматеринская толща проходила верхнюю зону генерации, накапливались ли над нею в этот период покрышки, имелись ли ловушки, т.е. имелись ли геологические факторы, необходимые для сохранности газов и формирования зоны газонакопления. В этой связи геологогеохимический анализ условий прохождения главной фазы газообразования и соответственно ГлбФГ приобретает непосредственно практическое значение и в приложении к условиям формирования зон газонакопления является дальнейшим развитием историко-геолого-геохимического метода оценки перспектив нефтегазоносности осадочно-породных бассейнов, базирующегося на современных представлениях о стадийном характере процессов нефтегазообразования и предложенного Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, Ю.И. Корчагиной и Б.А. Соколовым в 1973 г.

Важнейшее значение газа ранней генерации для формирования зон газонакопления заставляет также тщательно разведывать и неглубоко залегающие горизонты, которые и в мелких впадинах при благоприятных условиях для сохранности газа могут оказаться продуктивными. Приведенный в нефтегазоносных бассейнах сравнительный историко-геолого-геохимический анализ условий прохождения ГФГ, ГФН и ГлбФГ может дать совершенно новое, более глубокое знание условий формирования залежей нефти и газа в соответствующих толщах и закономерностей их размещения. В определенной степени это подтверждается выполненным автором в таком аспекте исследованием условий формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях на территории платформенной части запада Средней Азии.





Яндекс.Метрика