ГЛУБИННЫЕ ПОИСКИ



Предыдущая | Следующая

Содержание

ГЛУБИННЫЕ ПОИСКИ

Слишком часто безрезультатная скважина цементируется, ликвидируется и забывается, причем почти не делается попыток выяснить, почему же скважина оказалась сухой. Если учесть, что стоимость поисковых скважин в настоящее время достигает миллионов долларов, то настоятельно рекомендуется еще до начала бурения выделять определенные суммы на тщательную оценку геологических и геохимических параметров изучаемого осадочного комплекса. В последние десятилетия в практику основных компаний вошло бурение опорных скважин в новых районах, в первую очередь для получения информации о глубинном строении. Программа прибрежно-морского стратиграфического опорного бурения (COST—Coastal Offshore Stra-tigraphic Test) является примером стратиграфических исследований с проведением детального геологического и геохимического изучения образцов. Аналогичные скважины бурятся в СССР.

В этой главе рассматриваются виды геохимических анализов образцов из глубоких горизонтов и их значение в поисках нефти и газа, В этих методиках используется различный подход к решению вопроса, генерировались ли нефть или газ в количествах, достаточных для образования промышленных залежей. Некоторые из них столь сходны, что нет необходимости использовать их все при бурении поисковой скважины. В то же время опасно доверяться только одной методике, так как любые геохимические исследования, так же как и геологические, могут столкнуться с аномальными ситуациями. Глубинные геохимические данные нельзя интерпретировать в отрыве от геологической информации. Геохимия — это не «черный ящик», поэтому дли достижения положительных результатов геологи и геохимики должны вместе интерпретировать полученные данные, Глубинные методы дают наилучшие результаты там, где геологи решают проблемы и возникшие вопросы совместно е геохпмиклмп, которые, могут предложить наилучшие способы их решения.

В одних районах отложения на глубине насыщены углеводородами, признаки нефти или газа отмечаются в ряде проницаемых пластов, в циркулирующем буровом растворе растут фоновые концентрации газа. В других же районах газовый каротаж не показывает даже признаков газа, и опробования испытателем пластов не выявляют ни малейших свидетельств наличия углеводородов. Вслед за выделением районов «живых» и «мертвых» в отношении углеводородов рекомендуется картировать содержания углеводородов по данным газового каротажа.

Газовый каротаж. Большая часть углеводородных газов на глубине находится в свободном состоянии; они растворены в пластовых водах или адсорбированы на частицах породы. Каротаж углеводородных газов в промышленных масштабах впервые был применен в нефтяной промышленности в 1939 г. для определения продуктивных горизонтов при роторном бурении. В результате разрушения породы содержащийся в ней газ попадает в буровой раствор. Как только буровой раствор поднимается на поверхность, часть его направляется в дегазатор, представляющий собой простой цилиндр с перегородками, по которым растекается раствор, или емкость, в которой происходит перемешивание бурового раствора и высвобождение газа. Газовоздушная смесь затем направляется в газовый хроматограф, где анализируются индивидуальные углеводороды, от метана до пентана. В некоторых системах, использующих детектор теплопроводности, производятся только два замера — содержания метана и фракции тяжелых углеводородов, представленной этаном и остальными газовыми углеводородами.

Этот метод был разработан специально для исследования при бурении содержания углеводородов в коллекторах. Хотя в некоторых районах еще практикуется проведение газового каротажа только при разбуривании перспективных горизонтов, большинство компаний проводят непрерывный каротаж.

В Советском Союзе производится непрерывный газовый каротаж и периодический отбор керна как из коллекторов, так и из неколлекторов. После извлечения образцы керна герметично запечатываются, и затем в лаборатории газ десорбируется путем нагревания до 70°С. Получаемые газокаротажные диаграммы представляют собой комбинацию данных анализа бурового раствора и керна. Это позволяет советским геохимикам изучать по всему осадочному разрезу не только коллекторы, но и тонкозернистые материнские породы. В конце пятидесятых годов В. А. Соколов и Б. П. Ясенев отметили, что в осадочных породах, непосредственно перекрывающих залежи нефти или газа,

Рис. 10-1. Газокаротажные диаграммы двух скважин района Кум-Даг, СССР (заимствовано у Ясенева {671]).

В скв. 41 содержание метана и тяжелых углеводородов увеличивается над продуктивным горизонтом, находящимся на глубине 780 м. В сухой скв. 42 встречены лишь следы метана. Следует отметить, что интервал повышенного содержания газов не распространяется до поверхности.

часто содержится больше газа, чем в породах из районов сухих скважин. Например, на рис. 10-1 представлены газокаротажные диаграммы двух скважин, пробуренных в районе Кум-Дага, СССР. Скв. 41 встретила залежь нефти на глубине ~780 м. Скв. 42, расположенная в 1200 м от скв. 41, оказалась сухой. По всему разрезу скв. 41 установлено повышенное содержание газа, особенно начиная с глубины ~580 м. На этом уровне весьма существенно увеличилось содержание метана и •его гомологов, хотя нефтяная залежь находилась на 200 м глубже [671].

Другой пример представлен на рис. 10-2, где цз пяти рассмотренных скважин (район Саратовского Поволжья) три (№ 1, 2 и 5) сухие, а две (№ 3 и 4) встретили продуктивные отложения [670]. Скв. № 1 и 2, пробуренные на Ивановской структуре, прошли меловые и юрские отложения и остановлены в верхнем палеозое. Газ почти нигде не отмечался, продуктивных горизонтов не обнаружено. Скв. 5 была пробурепл мм пределами Песчано-Уметского нефтяного месторождении. И пей было отмечено несколько больше газа, чем в еквмжипмх им Ивановской структуре, но значительно меньше, чем в скв. 3 и

4, которые встретили залежь нефти в юрских отложениях. Другие примеры, рассмотренные в статье Ясенева, представлены в табл. 10-1, в которой приведено среднее содержание метана,, а также этана и более тяжелых углеводородов по всему изученному разрезу. Эти примеры ясно показывают, что концентрация газа в отложениях, перекрывающих нефтяную или газовую залежь, в 5—10 раз превышает его концентрацию в непродуктивных районах. Можно говорить о двух вероятных причинах высокого содержания газа в скв. 41 (рис. 10-1) и 3 и 4 (рис. 10-2): это либо миграция газов вертикально вверх из залежей углеводородов, либо сингенетичное образование газов in situ из органического вещества, рассеянного в отложениях. Ясенев считает, что большая часть газа является результатом вертикальной миграции, так как его содержание уменьшается как в вертикальном, так и горизонтальном направлении от скоплений углеводородов. Кроме того, он не обнаружил прямой

 

зависимости между выходом газа и содержанием органического вещества в породах. Вертикальная миграция метана в результате диффузии и других процессов, осуществляющаяся над отдельными залежами на расстояние в несколько сотен метров, отмечалась во многих районах мира. Однако газ, определяемый при газовом каротаже на расстояниях в несколько тысяч метров, в основном сингенетичный. Анализ газа, содержащегося в шламе, представляющий собой более точный метод, чем газовый каротаж, указывает на существование линейной связи между выходом метана и содержанием органического углерода.

Для целей разведки источник газа представляет меньший интерес, чем факт содержания газа в большом количестве. Скв. 41, 3 и 4 в отношении углеводородов «живые», тогда как скв. 42, 2, 1 и 5 в сущности «мертвы». Преимущество газового каротажа над геохимическими поисками, проводимыми на поверхности, заключается в том, что с его помощью можно оценить углеводородный потенциал различных стратиграфических горизонтов. Как правило, скопления углеводородов находятся в коллекторах таких стратиграфических разрезов, в которых неколлекторские породы содержат относительно большое количество газа. В газоносных районах как грубо-, так и тонкозернистые породы содержат главным образом метан. В нефтеносных районах существенная часть газа в разрезе представлена этаном и другими тяжелыми углеводородами. Эти концепции обсуждаются не только в работах Ясенева, но и в книге Соколова и Юровского [570], которая охватывает все проблемы, связанные с применением газового каротажа при поисках нефти и газа.

В 1970-х годах геохимики Советского Союза провели корреляцию данных газового каротажа и анализов керна неглубоких (200—800 м) разведочных скважин, пробуренных в перспективных районах с целью установления аномального повышения содержания газа нефтяного происхождения в отложениях [223]. Такие исследования проводились до начала глубокого поискового бурения с целью выявления зон с высоким содержанием газа. Отбор керна производился поинтервально через 5 м, затем определялось содержание адсорбированных углеводородов в керне. По результатам изучения газонасыщенности керна и данным газового каротажа строились региональные карты концентрации метана и тяжелых углеводородов в характерных опорных горизонтах. Скважины бурились в зонах региональных разломов, вкрест зон выклинивания продуктивных отложений и простирания моноклиналей, и в других структурных условиях, где может осуществляться миграция газа.

В гл. 9 указывалось, что нефтегазопроявления часто отмечаются вдоль моноклинальных пластов, несогласий, систем трещин и разломов и вокруг магматических интрузий и соляных куполов. По методике, применяемой в Советском Союзе, такие проявления определяются на глубине. Например, в южной части мыса Тюб-Караган, полуостров Мангышлак, около радиального сброса, являющегося путем миграции газов с больших глубин, среднее содержание метана в интервале глубин 400— 800 м составляет 11,4 см3/кг породы при максимальном содержании 39 см3/кг породы. Эти данные сравниваются с фоновыми содержаниями метана, составляющими 0,11 см3/кг. На южном Мангышлаке содержание метана в буровом растворе на глубине 600 м при разбуривании опорного горизонта составляло 1,16 см3/л при фоновом значении 0,16 см3/л. Газовая залежь здесь находится на глубине 1900 м. Керн пород опорного горизонта в продуктивных районах южного Мангышлака содержал в 250 раз больше метана, чем в непродуктивных районах. Гео-декян и Строганов [223] отмечают, что в одних районах наилучшие результаты получаются при использовании керна, в других — газового каротажа. Они также считают, что изменения состава газа в опорном горизонте часто указывают на направление миграции газа.

В США газовый каротаж все еще применяется главным образом для оценки залежи и лишь изредка — для выявления материнских пород. Одна из проблем заключается в том, что у большинства газокаротажных станций дегазатором отделяется только около 15 % газа из раствора на пресной воде и менее 5 % из раствора с нефтяной эмульсией. Более высокой эффективности можно достигнуть, используя для дегазации бурового раствора пар или СОг. Пар способствует выделению около 80 % бутанов из бурового раствора с 3-процентной добавкой дизельного топлива, тогда как в обычных условиях дегазатор извлекает только несколько процентов бутанов.

Несмотря на эти проблемы, газовый каротаж используется для построения карт регионального распространения газа и для выявления его распределения по разрезу отложений на глубине. Для этого имеется относительно дешевый источник информации, так как ряд компаний специализируется на проведении газового каротажа. Обработка газокаротажных диаграмм состоит в приведении их к единому масштабу шкалы содержания газа и выявлении средних значений содержания газа для каждого стратиграфического горизонта по каждой скважине. Учитываются также газопроявления.

При проведении таких исследований в Западно-Канадском бассейне выявлена тесная связь между количеством и составом газа в неколлекторских породах и нефтяными или газовыми залежами, находящимися поблизости. Неглубокозалогающио незрелые нижнемеловые отложения северо-восточной Альберты

33 Заказ № 372

на всех диаграммах газового каротажа характеризуются наличием сухого газа; связанные с ними коллекторы содержат только сухой газ или тяжелую нефть. В отложениях более глу-бокозалегающей и более зрелой миссисипской системы имеется зона, содержащая жирный газ, простирающаяся от района Пис-Ривер на юг до границы с США. Основная добыча нефти здесь сосредоточена в этой зоне. К западу от нее происходит погружение отложений миссисипского возраста, повышается пластовая температура и жирный газ сменяется сухим газом. Диаграммы газового каротажа более глубокозалегающих девонских отложений в центральной и северной Альберте показывают высокий выход жирного газа по всему их разрезу. Жирный газ содержится в неколлекторских породах, окружающих нефтеносные рифовые известняки, протягивающиеся от района Пис-Ривер до Калгари. Северо-западнее, в Британской Колумбии, газовый каротаж отмечает только сухой газ, связанный с богатыми залежами газа в этом районе. В глинистых отложениях девонского—мелового возраста Британской Колумбии и Альберты газ нефтеносных районов жирный, а газоносных — сухой.

В противоположность этому газовый каротаж, проведенный на обширной площади непосредственно к западу и северу от Реджайны, Саскачеван, показал отсутствие газа по всему разрезу от отложений кембрийского возраста до формации Менвилл мелового возраста. Совершенно ясно, что в этом районе отсутствуют перспективы промышленной нефтегазоносности вне зависимости от других геологических факторов. Если нефть и газ не генерировались или мигрировали из этой части разреза, то нельзя ожидать их наличия в природных резервуарах. К югу и востоку от Реджайны газовый каротаж отметил резкое увеличение содержания жирного газа, особенно в районе богатого нефтяного месторождения Мадисон. Даже здесь отмечается лишь незначительное содержание или отсутствие газа в глинистых породах более глубоко погруженных отложений девонского, ордовикского и силурийского возрастов, не содержащих залежей углеводородов.

Особое значение приобретает газовый каротаж в скважинах, проходка которых ведется без отбора керна. При бурении скважин в новых районах образцы шлама, отобранные поинтер-вально, рекомендуется хранить в герметично запечатанных банках с последующим анализом на содержание газа в лаборатории. В лаборатории из шлама выделяется весь газ, что дает более качественную характеристику изменения содержания газа с глубиной, чем газовый каротаж. На рис. 10-3 показаны изменения состава газовых углеводородов, установленные в результате анализа «консервированного» шлама из четырех скважин, расположенных на линии, пересекающей Западно-Канадский

бассейн с востока на запад. Эти изменения сопоставимы с данными газового каротажа, рассмотренными несколько выше. На разрезе представлены верхне- и среднедевонские пласты; за опорный уровень принята кровля группы Вудбенд. От скв. 1 к скв. 4 уменьшаются палеоглубины, а следовательно, и палеотемпературы. Отложения, вскрытые скв. 1, были подвержены воздействию наивысших температур, превышавших 125°С. В отложениях группы Вудбенд газ не отмечен; в Британской Колумбии эти отложения непродуктивны. Отложения формаций Бивер-Хилл-Лейк (нижняя часть) и Элк-Пойнт характеризуются высоким выходом сухого газа; из природных резервуаров формации Бивер-Хилл-Лейк производится значительная добыча метана. В скв. 2 содержание этана и других тяжелых углеводородов увеличивается и достигает максимума в скв. 3. Эта скважина пробурена в центральной Альберте, в зрелой части бассейна, где в девонских отложениях содержатся богатые залежи. Скв. 4 расположена восточнее в незрелой зоне с сухим газом, характеризующейся только тяжелыми нефтями.

Аналогичные связи выявлены и в других районах. Диаграммы газового каротажа бассейна Парадокс указывают на более высокое содержание газа в плотных глинах около залежи, чем на удалении от скоплений углеводородов. Па побережье

Мексиканского залива относительно высокое содержание газа было установлено в глинистых отложениях формации Таскалуса в Луизиане и Миссисипи. Далее на восток, в Джорджии и северной Флориде, выход газа из этих отложений уменьшается почти до нуля. Опробование песчаников Таскалуса, проведенное с помощью испытателя пластов от Миссисипи до Джорджии, позволило установить аналогичное уменьшение содержания газа, растворенного в пластовых водах. Если отложения в Миссисипи содержат углеводороды, то в Джорджии они в основном «мертвые».

Отношения различных углеводородов, содержащихся в буровом растворе или в шламе, могут использоваться для определения качественного состава залежей (нефть или газ) при условии, что углеводороды не подвергались чрезмерному фракционированию при циркуляции раствора и отборе проб.

Пикслер [470] использовал отношения углеводородов, определенные с помощью газового каротажа, для установления типа ожидаемого в залежи флюида (нефть, газ или вода). Он применил перегонный куб с водяным паром для увеличения степени дегазации бурового раствора. Основа его концепции заключается в том, что жирный газ, содержащий углеводороды от этана до пентана, указывает на наличие залежи нефти, тогда как сухой газ (метан) определяет газовую залежь. Содержания индивидуальных газов, или их отношения, наносятся на график, с помощью которого определяется тип ожидаемого флюида. Наиболее распространенными являются графики в координатах Ci и С3 или C2/Ci и С3/Сь Потенциально нефтематеринские породы группируются там, где отношения тяжелых углеводородов к метану относительно высоки.

Анализ керна и шлама. Керн, отобранный боковым грунтоносом, обычно считается более чистым для исследования материалом, чем шлам, так как он характеризует породу одного горизонта, а не смесь обломков выбуренной и обвалившейся породы. Однако в связи с тем, что боковой отбор керна производится в основном после завершения бурения скважины, отложения подвергаются высокому давлению бурового раствора. Кроме того, если в промывочную жидкость добавлено дизельное топливо или нефть, происходит загрязнение стенок скважины. Это особенно характерно для рыхлых кайнозойских отложений. Следовательно, при изучении углеводородов следует отдавать предпочтение шламу, отобранному боковым грунтоносом, а не керну. Обычная методика заключается в отборе 250—500 см3шлама с вибрационного сита. Если на сите шлама недостаточно, то отбор выбуренных частиц породы может проводиться в нижней части желоба до сита. Шлам не должен высыхать. Если в промывочную жидкость добавляется нефть или шлам сильно

Рис. 10-4. Зависимость между составом газа в материнских и коллекторских отложениях мелового возраста и глубинными температурами, Западно-Канадский бассейн (по Эвансу и Стэплину [198]).

загрязнен буровым раствором, его следует отмыть, хотя этого следует избегать. Шлам помещается в литровую стеклянную банку и заливается водой на 1 см ниже края. Затем в банку добавляется бактерицидное вещество для предупреждения образования метана бактериями, после чего банка закрывается. Могут применяться различные типы крышек. После этикетирования во избежание утечек газа банку рекомендуется перевернуть. Затем образцы направляются в лабораторию для детального анализа углеводородов.

Отбор образцов шлама обычно проводится через 15—30 м, фактически же густота опробования зависит от желаемой информации. Лучше отбирать для анализа ограниченное количество образцов из скважины, увеличивая их число там, где необходима более точная информация. Все образцы, отобранные для анализа, должны быть исследованы под микроскопом, чтобы исключить из их числа те, которые содержат значительную долю обвалившегося материала. При необходимости анализ образцов может быть проведен непосредственно на буровой. Некоторые компании используют для этого портативные аналитические лаборатории.

Примеры использования анализов газа из шлама представлены на рис. 10-4—10-7. В левой части рис. 10-4 показан состав газа из плотных глин мелового возраста восточного поднятого борта Западно-Канадского бассейна. Сухой газ встречен до глубины, соответствующей современной пластовом температуре примерно до 32°С,’ниже отмечается быстрый переход к жирному

газу [198]. В коллекторах формации Менвилл нижнемелового возраста смена сухого газа жирным также происходит в этом температурном интервале. Это изменение сопровождается уменьшением плотности нефти и увеличением нефтеносности нижнемеловой формации Менвилл. Следовательно, по глубине, на которой происходит переход, можно судить о глубине залегания продуктивных горизонтов формации Менвилл. Так как считается, что последняя в прошлом опускалась глубже, то и палеотемпературы тогда, очевидно, были на 20—40°С выше современных.

Аналогичный переход от зоны сухого газа к зоне жирного газа в глинистых отложениях уже рассматривался на примере скважины, пробуренной в бассейне Бофорт (рис. 5-13); там этот переход отмечался на глубине около 1524 м с современной температурой около 40°С. Содержание бензиновых углеводородов в глинах с глубиной увеличивается в сотни раз, причем самый значительный скачок происходит на глубине, соответствующей увеличению содержания жирного газа.

На рис. 10-5 слева показано изменение состава газа, содержащегося в девонских глинах северной Альберты и северо-восточной части Британской Колумбии, от жирного к сухому при соврменной температуре около 93°С. Аналогичное изменение отмечено здесь же в природных резервуарах. Сухой газ обнаружен в более глубоких частях северо-восточных районов Британской Колумбии с более высокой температурой, а жирный

Рис. 10.6. «Газовые фации» в девонских глинах и карбонатных отложениях северо-восточной части Британской Колумбии и северо-западной части Альберты, Западно-Канадский бассейн (по Эвансу и Стэплину [198]).

/ — высокое содержание сухого газа; 2 — высокое содержание жирного газа; 3 — породы, не содержащие газов.

газ — в менее глубокозалегающих резервуарах Альберты. Подсчитано, что палеотемпературы в этих районах различались на 66°С [198].

В связи со значительными изменениями температуры изменение состава газа, содержащегося в глинистых породах, может происходить в пределах одной формации латерально. Как показано на рис. 10-6, девонские карбонаты и эвапориты, а также плотные глины Бивер-Хилл-Лейк обладают значительным содержанием жирного газа. Перекрывающая их «глинистая пачка» никакого газа не содержит. Западнее жирный газ в шламе тонкозернистых пород сменяется сухим. Это объясняется тем, что в этой части бассейна породы подвержены воздействию более высокой температуры, чем на востоке. Этот пример представляет особый интерес, так как геохимики компании Imperial Oil установили, что переход от жирного газа к сухому происходит несколько западнее города Рейнбоу в северной Альберте. Их данные показали, что район Рейнбоу, расположенный к востоку от зоны перехода, должен быть нефтеносным, тогда как примыкающая к ней с запада Британская Колумбия— газоносной. Вскоре около Рейнбоу было открыто крупное нефтяное месторождение. Переход от жирного газа к сухому в девонских отложениях Западно-Канадского бассейна на рис. 5-15 отражает линия D. На изменение состава газа с глубиной указывают результаты исследования шлама из скважины,

пробуренной в Северо-Западных территориях к западу от линии D (рис. 7-34).

Примеры диаграмм газового каротажа, построенных на основании изучения шлама из двух разведочных скважин, представлены на рис. 10-7. Левая диаграмма отражает распространение только газа по всему разрезу, что позволяет определить весь район как газоносный. На правой диаграмме показан высокий выход жирного газа, особенно в интервале 900—1200 м. Природные резервуары, или ловушки, связанные с этим интервалом, могут содержать нефть.

Пластовые воды. Распределение углеводородных газов в пластовых водах рассматривалось в начале гл. 8. Так как в пластовых водах растворено и рассеяно газа в 100—200 раз больше, чем его содержится в природных резервуарах, следует ожидать, что в нефте- и газоносных районах будет наблюдаться региональное обогащение газами. В общем плане такое обогащение действительно имеет место. Основные продуктивные пески в нефте- и газоносных районах побережья Мексиканского залива США содержат от 180 до 2490 см3 газа на литр воды

[86]. В непродуктивных районах, например в южной Джорджии, газ в пластовых водах отсутствует.

Интересный пример взаимосвязи между водами, насыщенными газом, и месторождениями нефти и газа показан на рис. 10-8. Начиная с середины 50-х годов советские геохимики

Рис. 10-8. Содержание газа (в об. %) в пластовых водах меловых отложений Западно-Сибирской низменности (по Карцеву [329]).

публиковали результаты анализов пластовых вод, отобранных на ранней стадии поискового бурения в пределах Западно-Сибирской низменности. Сведения об исследованиях Гуревича [245], Барс и Носовой [45] приводятся в работе Карцева [329]. В более поздней статье Зимин и др. [684] обобщили данные Гуревича и др. [246], Торговановой и др. [616], Розина [505] и Кругликова [362]. Определялось содержание в водах органического углерода, растворенных газов и ряда органических и неорганических соединений. Наивысшие концентрации метана в пластовых водах были установлены на площади в 500 км2 к западу от Оби. К востоку и югу от этого района содержание метана уменьшается, и в растворенных в воде газах отмечается повышенное содержание С02 и азота. Другие геохимические данные, например о содержании органического углерода, также указывают на то, что этот район перспективен для поисков нефти и газа. Примерно через 10 лет после опубликования этих данных здесь было открыто несколько гигантских месторождений нефти и газа.

В бассейне Лак-Мейон 9 на юге Франции Кусто [128] выделил наиболее перспективные зоны, основываясь на аномальных концентрациях газов, растворенных в подземных водах. Фопоные

концентрации составляли менее 0,2 (объем газа/объем воды), но вблизи хребта Антен-Мобурге, где была найдена залежь нефти, это отношение достигало единицы.

Такое региональное повышение концентраций газа поставило вопрос о возможности использования содержания газа в воде для определения положения залежей углеводородов. Концентрация газа в водах формации Таскалуса на расстоянии нескольких футов от месторождения Хаб, Миссисипи, составляет около 1780 см3/л. В тех же песчаниках на расстоянии около 1,6 км от месторождения Хаб концентрация газа падает до фонового уровня, составляющего около 534 см3/л [86].

При изучении Днепрово-Донецкой впадины Лондон [386] отметила, что высокие концентрации углеводородов в воде, связанной со скоплениями углеводородов, редко распространяются более чем на 1—2 км за пределы месторождения. Все эти примеры показывают, что концентрации растворенного газа могут использоваться для обнаружения залежей лишь весьма ограниченно, главным образом в региональном .плане. Фоновые концентрации растворенных газов в нефтегазоносных зонах выше, чем в непродуктивных.

На фоновые концентрации газов оказывают влияние глубина и возраст. В гл. 5 говорилось, что биогенный метан образуется рано, а метан, генерируемый в процессе термолиза,— поздно. Строганов и Суббота [586] отмечали, что в платформенной части Средней Азии газонасыщенность вод эоценовых отложений высокая, меловых — низкая и юрских — снова высокая. Усредненные данные представлены в табл. 10-2. Высокие концентрации газа в эоценовых отложениях, очевидно, объясняются присутствием биогенного метана, так как для термической генерации газов глубины слишком малы. Большинство проб мелового возраста также отобрано с небольших глубин; юрские же пробы взяты с глубины, где происходят процессы газогене-рации, если принять нормальный геотермический градиент. Данных о температуре нет, но юрские отложения могли находиться в зоне более высокотемпературного режима, чем меловые. Так, данные табл. 10-2 показывают, что в одном и том же интервале глубин воды юрских отложений содержат больше газа, чем меловых. Первые иногда полностью насыщены углеводородами. Авторы считают, что юрские отложения являются основными газоматеринскими толщами. Газовые залежи платформенной части Средней Азии связаны в основном с юрскими и меловыми, реже с кайнозойскими отложениями. По общему мнению, газ в меловых залежах платформенной части Средней Азии происходит из юрских нефтегазопродуцирующих отложений. Данные табл. 10-2 получены по стратиграфическим опорным скважинам, пробуренным далеко за пределами изве-

стных залежей, так что они не должны отражать влияния местной диффузии углеводородов. Меловые отложения часто обладают высоким содержанием азота, что типично для газов с небольших глубин на платформах, как было показано в гл. 5.

Сопоставление газонасыщенности вод в различных бассейнах, проведенное Мухиным [433], показало, что со временем может происходить постепенная потеря газа. По его данным Среднекаспийский бассейн, представляющий собой альпийскую систему, характеризуется более высокими концентрациями газа, чем герцинские бассейны, в которых в свою очередь концентрации выше, чем в каледонских бассейнах. В связи с сокращением генерации углеводородов в бассейне постоянно происходит постепенная потеря газа вследствие диффузии и других процессов миграции. Это позволяет считать некоторые древние отложения малоперспективными для поисков газа. Однако многие древние отложения на протяжении большей части своей истории не погружались глубоко и не генерировали газ. Если же они опустились на достаточную глубину только в мезозое, перспективы должы быть хорошими. Примером может служить месторождение Хасси-Мессауд в Алжире, которое было рассмотрено выше.

Содержание