РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПО РАЗРЕЗУ И ПО ПЛОЩАДИ БАССЕЙНОВ



Предыдущая | Следующая

Содержание

РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПО РАЗРЕЗУ И ПО ПЛОЩАДИ БАССЕЙНОВ

Как видно на рис. 5-6, биогенный метан характерен дли верхней-части разреза осадочного бассейна, метан с примесью тяжелых газов (жирный газ) — для зоны катагенеза, а ниже, в самых

глубоко погруженных и древних отложениях, снова содержится сухой газ. Такой характер распределения газов в разрезе: сухой газ, затем жирный газ и снова сухой газ — наблюдается во многих осадочных бассейнах земного шара. Тяжелые газовые углеводороды образуются в том же интервале температур и глубин, что и жидкие углеводороды, т-. е. ниже зоны биогенного метана, но выше максимума образования абиогенного метана.

На рис. 5-12 показано изменение с глубиной среднего (для 150-метровых интервалов) содержания жирного газа в глинистом

Рис. 5-13. Результаты анализа газа из шлама скважины в бассейне Бофорт, Северо-Западные территории, Канада.

Содержание метана и более тяжелых углеводородов установлено путем лабораторных анализов образцов шлама, герметизированных сразу же после их отбора. До глубины около 1500 м, т. е. в зоне диагенеза, обнаружен только метан; в зоне катагенеза, до глубин, достигнутых бурением, встречается жирный газ. Заимствовано у Эванса и Стэплина [198].

шламе из 14 скважин в бассейне Свердруп, Канада [565]. До глубины ~ 1370 м содержание жирного газа низкое, а затем заметно увеличивается. Зона жирного газа распространяется до глубины около 4270 м, ниже которой содержание его начинает уменьшаться.

Вертикальная миграция в некоторых районах искажает эту схему распределения газов в разрезе, но в общих чертах она везде одинакова. В бассейне Бофорт, Северо-Западные территории, Канада, по данным Эванса и Стэплина [198], сухой газ в шламе тонкозернистых осадочных пород встречается примерно до глубины 1500 м (рис. 5-13), а Мирный газ — на глубинах 1500—3000 м. На восточном приподнятом краю Западно-Канадского бассейна они также наблюдали этот переход от сухого газа к жирному с увеличением глубины. В более глубоко погруженных и древних девонских отложениях северной Альберты переход от жирного газа к сухому происходит на глубине, соответствующей палеотемпературе около 160°С. Эванс и Стэплин, используя данные проведенного ими исследования изменения цвета керогена, разработали концепцию органических фаций для Западно-Канадского бассейна (рис. 5-14). Кроме фации зрелости органического вещества на этом рисунке показано распределение неуглеводородных газов по данным наблюдений в Канаде и во многих осадочных бассейнах других частей мира. Фация незрелого органического вещества (соответствует стадии диагенеза но терминологии, принятой в этой книге) содержит кероген со светло-желтыми спорами и зернами пыльцы, показывающими, что органическое вещество не подверглось термическому изменению.

Рис. 5-14. Фации зрелости органического вещества в Западно-Канадском бассейне (по Эвансу и Стэплину {198]).

Господствующие фазы этой фации — биогенный метан и азот. Более глубоко залегающая фация зрелого органического вещества (соответствует стадии катагенеза) содержит споры и пыльцу от темно-янтарного до красно-коричневого цвета, что свидетельствует об изменении керогена под действием повышающихся температур. В верхней части этой фации встречаются жирный газ и нефть, в нижней — газоконденсат; углекислый газ встречается по всему разрезу фации. В породах фации метаморфизо-ванного органического вещества, соответствующей конечным этапам стадии катагенеза, цвет спор и пыльцы от темно-коричневого до черного, что свидетельствует об удалении из керогена большей части углеводородов тяжелее метана. В этой зоне господствуют метан и сероводород. По расчетам Эванса и Стэплина [198], жирный газ и жидкие углеводороды в Западно-Канадском бассейне образуются при температурах от 60 до 170°С, что соответствует диапазону температур образования нефти в глобальном масштабе (гл. 4). Вассоевич и др. [634] называют эту зону главной зоной образования нефти. Во всех перечисленных фациях господствующим газом является метан, но представленная схема показывает, где наряду с метаном могут встречаться другие газы.

Вертикальная зональность- образования газов, отраженная на рис. 5-6 и 5-14, обусловлена повышением температуры с глубиной в разрезе осадочных отложений. Температура может повышаться и в горизонтальном направлении в связи с различиями геотермического градиента в разных частях одного и того же бассейна. В восточной части района Рейнбоу, Альберта, Канада, среднедевонские карбонатные отложения богаты жирным газом, который к западу сменяется сухим газом [198], Температура среднедевонских отложений в одном и том же интервале глубин увеличивается с востока на запад более чем на 10°С. В Днепровско-Донецкой впадине, СССР, в одних и тех же палеозойских горизонтах на северо-западе встречаются нефтяные и нефтегазовые месторождения, а на юго-востоке только газоконденсатные и газовые залежи [360]. Впадина представляет собой грабен, образовавшийся вдоль системы разломов в докембрийском кристаллическом фундаменте и выполненный мощной толЩей осадков (2,5—11,0 км) от девонского до кайнозойского возраста. Измерение температур пород показало, что в северо-западной части впадины, где добывается нефть, геотермический градиент равен 2°С/100 м, а в юго-восточной, преимущественно газоносной, он равен 3°С/100 м. Фациальные изменения, показанные на рис. 5-14, т. е. переход от жирного газа к сухому, обусловлены повышением температуры, а не увеличением глубины. Повышение температуры в горизонтальном направлении приводит к тем же результатам.

Из неуглеводородных газов наибольшие концентрации в отложениях стабильных краев бассейнов образует азот, как показано на рис. 5-14. Отчасти это связано с окислением диагенети-ческого аммиака в приповерхностных осадках, отчасти с легкостью миграции азота. Молекулы азота имеют наименьший размер по сравнению с молекулами других компонентов природного газа, за исключением гелия. Приблизительный диаметр молекул различных газов (в метрах) следующий: Не — 2,6-10~10, N2 — 3-ю-10, СН4 и H2S — 4,1-1(И0, С02—4,7.10-10, С2н6—5,5.10-10, С3Н8— 6,5 • 10-10. Азот, образующийся на любых глубинах, должен легче мигрировать Из бассейна, чем другие газы.

Зорькин и Стадник [691] изучали состав газов в пластовых водах мезозойских и палеозойских отложений Прикаспийской впадины. Они установили, что в восточной, менее погруженной части впадины и вдоль ее краев в составе растворенных газов господствует азот. Вниз по разрезу и в направлении к центральной, более погруженной части впадины увеличивается концентрация метана и его гомологов. Зорькин и др. [692] отмечают, что подземные воды краевых областей Прибалтийского и Средне-Русского бассейнов и Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна характеризуются высоким содержанием азота. Пресные, слабо минерализованные подземные воды девонских отложений на южном склоне Балтийского щита содержат много азота в составе растворенных газов. В более погруженной части осадочного бассейна возрастает содержание метана, а концентрация

Рис. 5-15. Распределение N2, С02 и H2S относительно «горячих линий» в За-падно-Канадском бассейне (по Эвансу и Стэплину [198]).

Границей между нефтью и газом в девонских породах формации Элк-Пойнт является линия D, а в миссисипских отложениях — линия А.

азота уменьшается. В пределах Русской платформы газы становятся богаче углеводородами и беднее азотом в более глубоких частях Львовской, Балтийской и Московской впадин и Яренского прогиба.

На рис. 5-14 показано изменение с глубиной состава неугле-водородпых газов в разрезе Западно-Канадского осадочного бассейна: с увеличением глубины азот сменяется углекислым газом, а затем сероводородом. Распределение неуглеводородных газов по площади бассейна относительно его «горячих линий» показано на рис. 5-15. Горячие линии, по определению Эванса и Стэплина [198],— это переходная зона от фации жирного газа к фации сухого газа. В общем это зона западных границ возможного распространения нефти для каждой серии слоев в этом осадочном бассейне. Эти границы возможного распространения нефти связаны с погружением материнских пород к западу и, следовательно, с повышением их температуры. Линии А, В, С и Ц — это соответственно западные гр#н«цы распространения жирного газа и нефти в миссисипских, верхнёдевонских (формации Уобамун и Вудбенд—Уинтерберн) и среднедевонских (формация Элк-Пойнт) отложениях. Сухой газ встречается к западу от этих горячих линий, а жирный газ и нефть — к востоку. Вся область, расположенная восточнее линии А, перспективна для поисков нефти в миссисипских отложениях, но в девонских отложениях формации Элк-Пойнт поиски нефти могут быть перспективными только восточнее линии D. Зоны высокой концентрации N2, СО2 и H2S в природных газах выделены на основе данных Хитчона [270]. Закономерности распределения неуглеводородных газов в общем виде отражены на рис. 5-14. Так как H2S образуется последним из компонентов природного газа, он встречается только в наиболее глубоких и высокотемпературных частях бассейна, обычно к западу от горячих линий для каждой формации, показанных на рис. 5-15. Таким образом, в девонских слоях формации Элк-Пойнт H2S может встречаться западнее линии D, а в миссисипских отложениях —только западнее линии А. Углекислый газ, концентрирующийся в фации жирного газа, должен встречаться восточнее линии А в миссисипских отложениях и восточнее линии D в девонских породах формации Элк-Пойнт. Миграция также в какой-то мере влияет на распределение газов в рассматриваемых отложениях. Представленная схема отражает общую связь азота со слабо погруженными отложениями устойчивого края бассейна на востоке, С02 — с более глубокой переходной зоной и H2S с глубоко погруженными отложениями подвижного западного края бассейна, расположенными в зоне высоких температур. Те же закономерности должны наблюдаться в перекрывающих меловых формациях, однако они слишком мало погружены для образования H2S.

Нижнемеловые глины Менвилл в Альберте содержат гумусовый кероген континентального происхождения, генерирующий много С02. Мак-Айвер [399] подсчитал, что из 1 м3 этих глин при погружении от поверхности до глубины 2000 м может образоваться 7 м3 С02 при пересчете на нормальные температуры и давления. Углекислый газ является обычным компонентом природных газов формации Менвилл в зонах, параллельных горячим линиям от Калгари до Британской Колумбии.

Распределение углеводородных и неуглеводородных газов в более древнем Аппалачском бассейне на востоке С111А подчиняется тем же закономерностям, которые отражены на рис. 5-14. В глубоко погруженных отложениях подвижного края бассейна вдоль Аллегейнского фронта содержится сухой газ. Севе-ро-западнее, в центральной части бассейна, распространен жирный газ, а в слабо погруженных отложениях пологого края бассейна, в зоне, простирающейся от- Нью-Йорка через Огайо до Кентукки, снова присутствует сухой газ. Азрт не является важным компонентом природных газов этой области, однако наиболее высокое содержание азота наблюдается в газах отложений пологого стабильного края бассейна в штатах Онтарио, Огайо и Кентукки.

Содержание