Газовые скопления. Виды и особенности их формирования. Газогеохимические провинции

    В метановой зоне в ряде  бассейнов выделяется подзона метановых газовых с повышенным содержанием ТУ и присутствием паров пентанов и гексанов. Мощность отдельных газовых зон по вертикали колеблется от 0 до десятков и сотен метров.

Современная метаноносность угленосных отложений формировалась под влиянием геологических факторов, способствовавших как ее возникновению и росту, так и ее уменьшению за счет дегазации. Это прежде всего метаморфизм углей, мощность угленосных толщ, их угленасыщенность и возраст отложений, тектонические процессы, магматизм, литологический состав пород и т. д. Превалирующее  действие тех или иных  геологических факторов привело к сильной изменчивости метаноносности углей.  Несмотря на все многообразие  геологических факторов, повлиявших на формирование современной метаноносности угленосных толщ, можно выделить два основных – геотектонический режим территории и возраст угленакопления.

    Метаноносность  угленосных бассейнов палеозойского  возраста переходной тектонической  группы, а также бассейнов, расположенных на древних платформах, наиболее высокая. Объем сохранившегося в них метана достигает сотен кубических миллиардов.  Метаноносность бассейнов мезозойского возраста этих же групп превышает 8-10 м³/т горючей массы. Бассейны, расположенные в пределах молодых платформ и геосинклинальных областей, вне зависимости о  возраста. Обладают низкой метаноносностью. Ресурсы метана в них превышает единиц кубических миллиардов [1] .

    По  химическому составу газы угленосных отложений и газы газовых месторождений  очень близки: и те, и другие состоят преимущественно из метана. Углекислого газа и азота, а также содержат примеси оксида углерода, сероводорода, гелия и др.

    Процесс газообразования в цикле углефикации  отчетливо распадается на 3  содержательно  различных этапа.

    Первый этап соотносится с позднебуроугольной стадией. Он отличается  наиболее интенсивной генерацией газов, в составе которых доминирует двуокись углерода. Долевое участие метана и его гомологов на этом этапе невелико, но абсолютные количества его значительны. По общепринятым  представлениям на этом этапе активно развиваются процессы декарбоксилирования и дегидрогенизации,  деметоксилирования и поликонденсации циклических структур. Этот этап следует рассматривать в качестве основной фазы газообразования, имея в виду масштабы общего  газообразования на этом этапе углефикации.

    Второй  этап охватывает широкий диапазон каменноугольных стадий. Его отличительная особенность – активная генерация гомологов метана,  последовательное снижение выделения метана. Такой состав газовой фазы предполагает наличие нефтепроизводящего потенциала у гумусовых углей, который и реализуется на стадиях спекающих углей. Надо полагать, что этот потенциал существенно возрастает с увеличением  лейптинитовой части в составе угля и что угли с преобладанием этой части является немаловажным источником нефтеобразования на средних стадиях углефикации.

По тому, так резко меняется состав газовой  фазы на различных стадиях рассматриваемого этапа, развитие процесса углефикации  протекает крайне неравномерно, скачкообразно, через содержательно различные и быстро сменяющиеся физико-химические состояния и взаимодействия. На этом этапе доминируют процессы деполимеризации и поликонденсации, которые сопровождаются разрушением мостиковых связей, сокращением длины и удалением периферийных группировок и цепей, окончательным удалением карбоксильных и гидроксильных групп.

    Второй  этап газообразования при углефикации  гумусовых углей – фаза нефтегазообразования.

    Третий  этап газообразования соответствует стадиям тощих углей, полуантрацитов и начальных антрацитов и является главным этапом  метанообразования при углефикации. На этом этапе возрастает интенсивность конденсации ароматических ядерных структур с отрывом сохранившихся периферийных, главным образом метильных групп.

    Третий  этап газообразования осуществляется в областях глубокого погружения осадочных  толщ. Поэтому глубокие недра нефтегазоносных бассейнов  должны рассматриваться в качестве главных источников метанообразования, а при надлежащей их изоляции надежными экранами – в качестве областей мощного газонакопления. Глубинная зона метанообразования сменяется зоной генерации кислых газов – преимущественно СО₂, а также азота.

    Таким образом, наличие трех качественно  различных этапов газообразования, установленных в результате экспериментального изучения процессов, установленных в результате экспериментального изучения процессов генерации газа, обусловлено изменением ОВ этих углей [2]. 
 

2. Газы, растворенные в подземных водах

1. Физико-химические параметры газонасыщения подземных вод в зависимости от температуры, давления и минерализации

    Подземная гидросфера содержит огромные количества природных газов, среди которых  преобладает метан. По предварительным  оценкам его ресурсы в подземных  водах земной коры составляют 10¹⁶-10¹⁸ м³. Природный газ находится в подземных водах в двух основных состояниях – водорастворенном и диспергированном.

    При достаточном количестве природного газа в пластовых условиях насыщенность подземных вод газом определяется рядом термобарических и физико-химических факторов, влияющих на его растворимость. Главными среди них, помимо состава самого газа, являются температура, давление и минерализация раствора.

    При повышении температуры растворимость  метана сначала снижается, достигая минимальных значений при 80-90 ^ͦ С, а при дальнейшем увеличении температуры – растет. Характер зависимости растворимости азота от температуры аналогичен. Минимум растворимости гомологов метана смещается в область более низких температур: для этана- 60-80 ^ͦ С, для пропана- 40-60 ^ͦ С, для бутана- 30-40 ^ͦ С.Для углеводородных газов подобный характер зависимости сохраняется при всех изученных давлениях. Для сероводорода температурного минимума не установлено вплоть до 140 ^ͦ С.

    Повышение давления в общем случае способствует увеличению растворимости газов в жидкостях. В области низких и средних давлений (примерно до 5 МПа) увеличение растворимости прямо пропорционально увеличению давления, а с дальнейшим повышением давления увеличение растворимости происходит медленнее.

    С ростом минерализации раствора наблюдается уменьшение растворимости газов, что  в большей степени проявляется в области относительно низких минерализаций и более выражено у метана и азота по сравнению  с менее растворимыми газами. При этом в хлоркальциевых растворах растворимость газов ниже, чем в хлорнатриевых.

    Вышеизложенные  закономерности получены как результаты экспериментальных исследований, проводившихся  либо для пресных или слабоминерализованных  вод в широком интервале температур и давлений, либо для вод различной  минерализации, но в небольшом интервале температур. Данные по растворимости газов в сильноминерализованных водах для жестких термобарических условий получены расчетным путем. Результаты расчетов позволили выявить общий характер изменения газонасыщенности подземных вод с глубиной для различных геотермических градиентов в водах с различной минерализацией. Ход кривой растворимости метана до глубины 4 км в водах любой  минерализации сравнительно однотипный – происходит увеличение газоудерживающей способности воды; в пресных водах – до 6 м³/м³, в рассолах – до 3 м³/м³. Начиная с глубины 4 км в водах с минерализацией до 200 г/л метаноемкость увеличивается интенсивно, а с минерализацией более 250 г/л – очень (400/500 г/л) с глубин 5,5-6,5 км метаноемкость будет не увеличиваться, а уменьшаться.

    Таким образом, чем глубже расположена  газопродуктивная толща, меньше минерализация  воды и выше геотермический градиент, тем большие объемы газа находятся  в водорастворенном состоянии.

    Второй  формой нахождения природного газа в подземных водах является так называемый диспергированный газ (ДГ), т.е. газ, находящийся в пластовых условиях в свободном фазово-обособленном состоянии, но обладающий нулевой фазовой проницаемостью. Объем его может составлять от 0 до 5-20% от объема пустотного пространства первоначально заполненного водой, и зависит от условий его образования [1]. 

2.2. Газовые  факторы вод, фактически наблюдаемые  в зависимости отгеологических  и гидрогеологических условий

    Основными компонентами водорастворенных газов (ВРГ) являются азот, УВ (метан и его гомологи), диоксид углерода, сероводород и водород. По классификации Л.М. Зорькина, по соотношению этих компонентов ВРГ подразделяются на азотные (N₂≥ 50%), углеводородные (СН₄+ высшие≥ 50%), кислые (H₂S + CO₂≥50%), водородные (H₂S≥50%) и смешанные (концентрация всех компонентов не превышает 50%).

    Газонасыщенность  вод с различным составом газа различна и возрастает в соответствии с растворимостью от азотных газов  через смешанные и углеводородные к кислым. Она изменяется с различной интенсивностью как по площади, так и по разрезу бассейнов и формирует различного рода зональности.

    Региональная (площадная) зональность выражается в последовательном изменении состава  ВРГ от азотного до метанового, газонасыщенности подземных во, упругости ВРГ и коэффициента газонасыщения К_г в направлении от окраин бассейнов к их внутренним, наиболее погруженным частям.

    Вертикальная  зональность выражается также в  изменении с глубиной по разрезу  осадочного чехла состава ВРГ  с азотного на метановый и далее - на кислый, сопровождающийся увеличением газосодержания подземных вод, упругости ВРГ и коэффициента газонасыщения. Эти изменения  отражают зональность процессов газообразования в недрах гидрогеологическую обстановку и влияние других факторов,  зональность газообразования четко прослеживается и по изотопному составу углерода метана.

    Вышеописанная зональность носит название нормальной. Она характерна  для большинства  НГБ в целом или для отдельных  их частей. В ряде случаев она  нарушается, что обусловлено особенностями геологического и гидрогеологического развития региона.

Древние платформы вне зон недавней тектонической  активизации характеризуются, как  правило, широки распространением азотных  ВРГ, особенно в зонах выступа  фундамента и на окраинах, а в  целом – нормальной газогидрохимической зональностью и относительно низкими значениями газовых факторов – 0,5-1 м³/м³. Нижнепалеозойские и палеозойские отложения Русской платформы, например, содержат ВРГ преимущественно азотного состава с очень низким содержанием тяжелых УВ и коэффициентом газонасыщения менее 0,5 м³/м³. Повышенная газонасыщенность и углеводородный состав газов подземных вод и углеводородный состав газов подземных вод наблюдается в зонах прогибания осадочного чехла.

    С уменьшением возраста пластовых систем в составе ВРГ увеличивается роль метана и ТУ и уменьшается роль азота. На молодых плитах значения газовых факторов достигают 2- 4 м³/м³. Так, большую часть Западно-Сибирской платформы занимает зона метановых газов. Газонасыщенность сеноманского водоносного комплекса составляет в среднем 0,8-1 м³/м³, местами достигает 2,5 м³/м³. Коэффициент насыщения колеблется в пределах 0,2-0,9 и возрастает с глубиной. На Туранской плите углеводородные ВРГ имеют повсеместное распространение на глубинах 3-5 км. Их газовые факторы колеблются  в зоне развития соляных толщ от 0,57до 2,5 м³/м³ и до 5 м³/м³ в зонах их отсутствия. Предельное газонасыщение отмечено в водах хадумскогго горизонта Ставрополья,  имеющих почти чисто метановый состав ВРГ и газовые факторы 0,6-1,1 м³/м³ на глубине 500-600 м.

    Из  районов современных геосинклиналей  территории данные по ВРГ имеются  только для о. Сахалин. В гидрогеологичеом  разрезе Сахалина распространены в  основном ВРГ метанового состава, в  нижних частях разреза – с примесью тяжелых УВ. Коэффициент газонасыщения  увеличивается с глубиной от 0,3 до 0,7, средние значения газовых факторов нижних горизонтов составляют около 3,5 м³/м³ [1]. 

2.3. Процессы  газогидратообразования в недрах

    При определенных условиях – низкие температуры  и  повышенные давления – газы и вода образуют газогидраты. Гидраты газов представляют собой соединения (клатраты), в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Сама по себе кристаллическая решетка «хозяйка», если она не заполнена определенным минимальным количеством молекул газа, термодинамически метастабильна, т.е. в чистом виде такая решетка существовать не может. Этим она принципиально отличается от кристаллической решетки льда. По внешнему виду газовые гидраты напоминают снег или рыхлый лед.