27.03.2021

Количественная оценка перспектив газоносности


Проблема надежной количественной оценки перспектив газоносности чрезвычайно важна в практическом отношении. Между тем в настоящее время нет единой общепринятой методики подсчета прогнозных запасов газа. Все существующие способы подсчета основываются на принципе геологической аналогии с хорошо изученным газоносным районом. Если учесть, что в геологическом строении двух сравниваемых районов не может быть тождества, не говоря уже о возможном различии условий формирования залежей углеводородов (УВ), то станет понятной условность прогнозных запасов, определяемых существующими способами.

Правильное прогнозирование ресурсов газа, по мнению ряда исследователей, должно основываться на теории генезиса природного газа при применении надежных критериев количественной оценки процессов газообразования и газонакопления в недрах. В связи с этим особый интерес представляет выведенная И.П, Жабревым и В.И, Ермаковым с соавторами формула, позволяющая рассчитать баланс образования и распределения газа:

где Q - объемы газа: Qг - генерированного, Qр - растворившегося в водах, Qс - сорбированного породами, Qсв - образовавшего залежи, Qм - мигрировавшего в атмосферу. Вероятность образования скоплений газа определяется уравнением.

Здесь параметр Qсв представляет не что иное, как начальные потенциальные ресурсы свободного газа, сконцентрированного в залежах. По мнению указанных исследователей, расчет объемов образовавшегося газа может быть осуществлен на основе реконструкции процесса углефикации во времени.

Анализ параметров, входящих в формулу (2), показывает, что достоверность их определения в настоящее время неодинакова и в дальнейшем необходимо совершенствовать способы их подсчета. На наш взгляд, одним из эффективных путей совершенствования формулы газового баланса является использование таких показателей, которые отражают масштабы выделения газа в свободную фазу. В качестве одного из них можно использовать воздушный аргон подземных флюидов.

Впервые мысль об использовании аргона для выяснения условий формирования залежей УВ и определения масштабов миграции газа была высказана В.П. Савченко, который считал, что аргон, заключенный в поровом пространстве осадочных пород любого возраста, имеет в основном воздушное происхождение. Однако изучение изотопов аргона в последние годы показало, что наряду с воздушным в природных газах содержится и радиогенный аргон, часто в значительных количествах. Доля воздушного аргона при этом определяется по изотопам Ar40 и Ar36.

Как показал В.П. Савченко, аргон не образует самостоятельных газовых скоплений, а присутствует в них в виде примесей. Выделение его в свободную фазу из пластовых вод происходит только совместно с углеводородными газами. Поэтому, при всех прочих равных условиях, чем больше выделится в свободную фазу углеводородных газов, тем меньшая концентрация аргона будет как в самих свободных газах, так и в пластовых водах продуцирующих пород. Эти соображения позволяют использовать воздушный аргон для определения масштабов газовыделения из подземных вод. Следует подчеркнуть, что для указанных целей наиболее подходит именно воздушный аргон, поскольку его концентрация в подземных флюидах во времени не меняется, а зависит главным образом от процессов выделения газа в свободную фазу. Учитывая указанные обстоятельства, а также известные закономерности в распределении аргона между газовой фазой и водой при фазовом равновесии, была выведена формула для определения общего количества выделившегося газа

где Qв - количество газа, выделившегося в свободную фазу; V0, VI - содержание воздушного аргона в зоне газовыделения в 1 м водонасыщенных пород до и после выделения газа соответственно; W - объем предельно газонасыщенных вод; q - среднее количество свободного газа, содержащегося в 1 м3 продуктивных пород; VгVв - содержание воздушного аргона в залежи в 1 м3 пород, занятых газом и водой соответственно.

Размерность всех величин выражается в кубических метрах. Величины V1 [см. формулу (3)], Qс - определяются как средневзвешенные по объему.

Поскольку подробный вывод формулы (3) приводится в ранее опубликованной работе, укажем лишь, что по этой формуле оценивается общее количество газа, выделившегося в свободную фазу в зоне с предельной газонасыщенностью вод. Баланс свободного газа Qв складывается из следующих параметров:

Значения параметров Qсв, Qм, Qс такие же, как в уравнении (1). Из уравнения (4) следует, что для определения потенциальных ресурсов свободного газа (Qсв) необходимо знать три параметра:

Уравнение (5) по сравнению с уравнением (2) проще, так как позволяет вместо четырех параметров использовать три.

Наибольший эффект от применения уравнений (2) и (5) следует ожидать для тех нефтегазоносных бассейнов, где процессы генерации УВ происходили недавно или продолжаются в настоящее время.

Для проверки указанного способа по формуле (3) было подсчитано количество выделившегося газа по хорошо изученным хадумским отложениям Ставрополья, которые характеризуются современной предельной газонасыщенностью вод. Полученная расчетная величина (400 млрд. м3 газа) выше выявленных промышленных запасов на 100 млрд.м. Это отклонение вызвано наличием сорбированного, защемленного газа и мелких скоплений газа, которые еще не выявлены. Часть свободного газа, кроме того, мигрировала в атмосферу.

Предложенный способ подсчета потенциальных ресурсов газа по воздушному аргону применим лишь для тех комплексов, где распространены седиментационные воды.

К оценке масштабов газовыделения можно также подойти с принципиально других позиций, в основе которых лежат представления о парагенезисе нефти и газа. Многие исследователи придают большое значение первичной миграции нефти в газообразном состоянии. Сжатые газы, проходя глинистые и другие породы, растворяют жидкие УВ. По мнению Н.Б. Вассоевича, на глубинах 2,5-3 км микронефть растворяется в газе и переходит в газообразное состояние. При этом количество газа превышает количество микронефти в 1000 раз.

Экспериментами Т.П. Жузе и других исследователей доказано, что при увеличении температур и давлений количество газа, в котором растворяется нефть, закономерно уменьшается. При температуре 150-200°С и давлении 900-1000 кг/см2 для растворения 1 т нефти требовалось 1100-2000 м газа. Наличие в Предкавказье газоконденсатных залежей (Русский Хутор, Южно-Советское и др.), которые характеризуются низкими значениями газоконденсатного фактора (отношение объема газа к объему жидких УВ), равными 700-1000 м/м3, подтверждает реальность миграции нефти в сжатых углеводородных газах.

Вышеизложенные данные показывают, что даже при больших давлениях и температурах количество газа не менее чем в 700-1000 раз превышает количество растворенных жидких УВ. B.C. Чемоданов считает, что для всех газоносных территорий в интервале глубин 3-3,5 км каждая тонна нефти могла в среднем переноситься в 10 000 м3 газа.

Многочисленные данные по нефтегазоносным районам России, в том числе и по Предкавказью, показывают, что количество газообразных УВ в подземных водах не менее чем на 2-3 порядка выше, чем жидких. Это означает, что при выделении УВ из подземных вод в свободную фазу количество выделяющегося газа будет намного больше, чем нефти.

Резкое преобладание газообразных УВ над жидкими в зоне нефтегазовыделения приводит к тому, что при формировании здесь залежей газ в соответствии с принципом дифференциального улавливания вытесняет из ловушек более тяжелые флюиды (воду, нефть).

Если считать, что нефть переносится в газообразном состоянии, то зная газоконденсатный фактор по известному количеству нефти, можно оценить количество свободного газа (Qв), в котором нефть была растворена:

где: Qн - геологические запасы нефти, т; у - удельный вес нефти, г/см3; Г - газоконденсатный фактор, м3/м3. Поскольку в образовании геологических запасов нефти сорбированный и защемленный газ (Qс) не участвует, то величина (Qв) будет равна:

где: Qв и Qм - те же параметры, что и в уравнении (1).

Количество мигрировавшегося газа Qм зависит от многих факторов и прежде всего от времени. Если миграция УВ протекала в прошлые геологические эпохи, то практически определить Qм очень сложно. Для современных процессов нефтегазонакопления величиной Qм можно пренебречь в случае, если объем ловушек будет больше, чем величина Qв. Тогда величина Qв практически равна Qсв, т.е. представляет собой потенциальные ресурсы газа.

Из вышеизложенного следует, что применимость предлагаемого способа ограничивается районами, где в настоящее время продолжаются процессы нефтегазообразования и существуют благоприятные условия для нефтегазонакопления.

Одним из таких районов является Прикумский нефтегазоносный район Восточного Предкавказья, где в пределах Равнинного Дагестана установлены воды с предельной газонасыщенностью. Здесь по мере погружения мезозойских отложений к Каспийскому морю нефтяные месторождения закономерно сменяются газоконденсатными. Такая смена залежей с различным фазовым состоянием углеводородов подтверждает их парагенезис и указывает на яркое проявление принципа дифференциального улавливания УВ в этом районе. С учетом выявленных запасов прогнозные запасы газа по мезозойским отложениям Равнинного Дагестана и прилегающей части акватории Каспийского моря составят не менее 227 млрд.м3.

Для определения прогнозных запасов газа можно также использовать принцип дифференциального улавливания УВ. Дело в том, что свободный газ в процессе нефтегазонакопления неизбежно вытесняет нефть вверх по восстанию пластов при наличии хороших покрышек. Если при этом обьем свободного газа окажется меньше, чем суммарный объем ловушек, то тогда наиболее приподнятые ловушки окажутся заполненными нефтью. Отсюда вытекает, что суммарный объем ловушек, занятых газом, должен быть по меньшей мере не меньше объема ловушек, занятых нефтью. Это обстоятельство позволяет рекомендовать для оценки потенциальных и прогнозных запасов газа следующий методический прием. В районах, где четко проявляется принцип дифференциального улавливания УВ, необходимо определить суммарный объем нефтеносных ловушек, который и будет контролировать минимальную величину потенциальных ресурсов газа. При этом следует иметь в виду, что суммарный объем газоносных ловушек должен в общем превышать объем нефтеносных ловушек, так как большое количество нефти в процессе миграции "размазывается" по пластам. Однако необходимо помнить, что газоносные ловушки могут быть самых различных размеров и включать как промышленные, так и не промышленные залежи.





Яндекс.Метрика