О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли

Розглядаються спiльнi фактори формування нетрадицiйних ресурсiв газу, пов’язаних з рiзними за лiтологiєю низькопроникними (“щiльними”) колекторами чорними сланцями (сланцевий газ), щiльними пiсковиками, алевролiтами та ритмiтами (центрально-басейновий газ), кам’яним вугiллям (вугiльний газ). Це, з...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2011
Автор:	Лукин, А.Е.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Видавничий дім "Академперіодика" НАН України 2011
Назва видання:	Доповіді НАН України
Теми:	Науки про Землю
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/37243
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли / А.Е. Лукин // Доп. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 114-123. — Бібліогр.: 12 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-37243
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-372432012-10-01T12:07:31Z О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли Лукин, А.Е. Науки про Землю Розглядаються спiльнi фактори формування нетрадицiйних ресурсiв газу, пов’язаних з рiзними за лiтологiєю низькопроникними (“щiльними”) колекторами чорними сланцями (сланцевий газ), щiльними пiсковиками, алевролiтами та ритмiтами (центрально-басейновий газ), кам’яним вугiллям (вугiльний газ). Це, зокрема, явище нерiвномiрної гiдрофобiзацiї та капiлярного усмоктування метану з рiзних джерел (катагенетична або гiпогенно-алогенетична генерацiя керогеном, водорозчинний метан пiдземних вод, його струменева мiграцiя з глибин тощо), що дозволяє з’ясувати невiдповiднiсть газоємностi щiльних резервуарiв реальним обсягам видобування з них природного газу. Це дає пiдстави розглядати сланцевий центрально-басейновий та вугiльний газ як тi нетрадицiйнi ресурси, що вiдновлюються. The paper deals with common features of low-permeability (tight) gas reservoirs represented by terrigenous clastic rocks, black shales, and coalbeds. Hydrophobization phenomenon and capillary suction is of great concern in all these types of unconventional natural hydrocarbons accumulations in spite of different lithologies of rock substrata. It allows us to explain a gap between the capacity of black shales, tight clastic rocks, and coals and real volumes of gas extracted from tight reservoirs during their development. So there is a certain reason to believe that these unconventional resources of natural gas are in the state of replenishment. 2011 Article О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли / А.Е. Лукин // Доп. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 114-123. — Бібліогр.: 12 назв. — рос. 1025-6415 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/37243 553.98 ru Доповіді НАН України Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
topic	Науки про Землю Науки про Землю
spellingShingle	Науки про Землю Науки про Землю Лукин, А.Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли Доповіді НАН України
description	Розглядаються спiльнi фактори формування нетрадицiйних ресурсiв газу, пов’язаних з рiзними за лiтологiєю низькопроникними (“щiльними”) колекторами чорними сланцями (сланцевий газ), щiльними пiсковиками, алевролiтами та ритмiтами (центрально-басейновий газ), кам’яним вугiллям (вугiльний газ). Це, зокрема, явище нерiвномiрної гiдрофобiзацiї та капiлярного усмоктування метану з рiзних джерел (катагенетична або гiпогенно-алогенетична генерацiя керогеном, водорозчинний метан пiдземних вод, його струменева мiграцiя з глибин тощо), що дозволяє з’ясувати невiдповiднiсть газоємностi щiльних резервуарiв реальним обсягам видобування з них природного газу. Це дає пiдстави розглядати сланцевий центрально-басейновий та вугiльний газ як тi нетрадицiйнi ресурси, що вiдновлюються.
format	Article
author	Лукин, А.Е.
author_facet	Лукин, А.Е.
author_sort	Лукин, А.Е.
title	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли
title_short	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли
title_full	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли
title_fullStr	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли
title_full_unstemmed	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли
title_sort	о природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки земли
publisher	Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
publishDate	2011
topic_facet	Науки про Землю
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/37243
citation_txt	О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли / А.Е. Лукин // Доп. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 114-123. — Бібліогр.: 12 назв. — рос.
series	Доповіді НАН України
work_keys_str_mv	AT lukinae oprirodeiperspektivahgazonosnostinizkopronicaemyhporodosadočnojoboločkizemli
first_indexed	2025-07-03T18:59:40Z
last_indexed	2025-07-03T18:59:40Z
_version_	1836653405321297920
fulltext	УДК 553.98 © 2011 Член-корреспондент НАН Украины А.Е. Лукин О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли Розглядаються спiльнi фактори формування нетрадицiйних ресурсiв газу, пов’язаних з рiзними за лiтологiєю низькопроникними (“щiльними”) колекторами — чорними слан- цями (сланцевий газ), щiльними пiсковиками, алевролiтами та ритмiтами (централь- но-басейновий газ), кам’яним вугiллям (вугiльний газ). Це, зокрема, явище нерiвномiрної гiдрофобiзацiї та капiлярного усмоктування метану з рiзних джерел (катагенетична або гiпогенно-алогенетична генерацiя керогеном, водорозчинний метан пiдземних вод, його струменева мiграцiя з глибин тощо), що дозволяє з’ясувати невiдповiднiсть га- зоємностi щiльних резервуарiв реальним обсягам видобування з них природного газу. Це дає пiдстави розглядати сланцевий центрально-басейновий та вугiльний газ як тi нетрадицiйнi ресурси, що вiдновлюються. По мнению ряда ведущих экспертов в области глобальной энергетики, XXI ст. будет “ве- ком газа”. По прогнозам Департамента энергетики США в 2030 г., по сравнению с 2003 г., роль газа как энергоносителя возрастет в 10 раз. Предполагается [1], что к 2030 г. ежегод- ная добыча природного газа по разным оценкам достигнет 3900–4500 млрд м3 (эти цифры, по-видимому, близки к предельным). Естественно, прежде всего, возникает вопрос о газо- вых ресурсах земных недр. Практически все мировые разведанные запасы и прогнозные ресурсы природного газа связаны со стратисферой — “наслоенной” (вулканогенно-)осадоч- ной оболочкой Земли (в кристаллическом фундаменте пока не открыты газовые аналоги уникального нефтяного месторождения Белый Тигр, освоение и изучение которого измени- ло представления о нефтяном потенциале “гранитного слоя” литосферы). Поэтому особое значение приобретает оценка ее углеводородно-газового потенциала. Газоносность страти- сферы представлена несколькими генетическими (и промысловыми) типами: 1) традици- онными макроскоплениями (залежами, месторождениями) свободного газа в терригенных и карбонатных коллекторах; 2) природным газом, диспергированным в плотных породах с низкой проницаемостью; 3) метаном, растворенным в подземных водах; 4) метаном в виде газогидратных скоплений. В настоящее время, помимо свободного газа, успешно осваивает- ся природный газ пород с низкой проницаемостью, тогда как освоение огромных возобнов- ляющихся ресурсов водорастворенного и газогидратного метана только начинается. Мировые геологические ресурсы свободного газа в виде традиционных месторождений огромны (25 лет назад они оценивались в 650 трлн м3 [2], а по некоторым неофициальным современным оценкам превышают 1000 трлн м3). Однако основные его разведанные запасы в той или иной мере удалены от потребителя и, в основном, сосредоточены в регионах с эк- стремальными природными или геополитическими условиями добычи и транспортировки (Ямал, Баренцево море, Южный Иран, Катар и др.). В еще большей мере сказанное относи- тся к распределению прогнозных зон интенсивного газонакопления (Арктика, моря Даль- него Востока, континентальный склон, батиаль и абиссаль Мирового океана и его морей). Поэтому неуклонно возрастает интерес к нетрадиционным источникам природного газа, ко- торые широко распространены в нефтегазоносных регионах с развитой промышленностью 114 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2011, №3 и инфраструктурой. Ярким его проявлением стал “газосланцевый бум”, возникший в связи с недавним (2008–2009 гг.) беспрецедентным скачкообразным увеличением (на 75 млрд м3 за 2,5 года) газодобычи на Северо-Американском континенте за счет “взрывного” освоения Барнет и других месторождений сланцевого газа (СГ) [3]. В результате США (в 2009 г. добыто 623 млрд м3) обогнали Россию (540 млрд м3) и стали лидером мировой газодобыва- ющей промышленности. Следует отметить, что этот внезапный для мирового сообщества скачок в газодобыче, действительно связанный с СГ, был подготовлен длительной исто- рией освоения низкопроницаемых плотных (“тугих”) газовых коллекторов (low-permeablе tight gas reservoirs — TGR), проницаемость которых ниже 0,1–1 мд, вследствие чего ма- трица коллектора практически лишена эффективной пористости и, вместо свойственной нормально-проницаемым коллекторам сплошной газовой фазы, газонасыщение приобретает дискретный многофазно-дисперсный (в виде газовых пузырьков, в сорбированном, окклю- дированном, твердорастворенном и, возможно, других состояниях) характер. Они представ- лены тремя различными по литологии газоносного субстрата, но близкими по технологии освоения (бурение L-образных скважин с искусственным гидроразрывом и расклиниванием трещин пропантами) типами TGR — нетрадиционных источников природного газа. Именно благодаря последовательному освоению всех трех типов TGR (центральнобассейновый газ депрессионных низкопроницаемых терригенных пород, угольный метан, СГ), США и ста- ли мировым лидером газодобычи. К 2030 г. на Северо-Американском континенте из TGR планируется добывать более половины общего объема природного газа. Прогнозируются значительные объемы добычи газа из нетрадиционных источников в Китае и некоторых других странах. Газоносные сланцеватые пелитоморфные породы, которые не вполне корректно имену- ются black shales или черными сланцами (ЧС), в системе ТGR занимают ведущее поло- жение и по углеводородному потенциалу, и благодаря той особой роли, которую они игра- ют в процессах природного газонакопления. Прежде всего, следует отметить, что интерес в США к проблеме СГ возник задолго до “газосланцевого бума”. Из ЧС нижнего карбона (миссисипия) в Аппалачском нефтегазоугольном бассейне был получен первый скважин- ный приток природного газа еще в 1825 г. (г. Фредония, штат Нью-Йорк). В последующие годы притоки газа постоянно сопровождали проходку скважин в пенсильванских, мисси- сипских и девонских ЧС различных районов внешней и внутренней зоны обширного Ап- палачского и других северо-американских прогибов (осадочных бассейнов). В некоторых случаях эти притоки были столь интенсивными и устойчивыми, что отдельные скважины эксплуатировались многие годы. В этом отношении выделяется открытое в 1927 г. гигант- ское газовое месторождение Биг-Сэнди [4], промышленная газоносность которого связана с верхнедевонскими ЧС свиты Огайо (толщина 120–1200 м, глубина залегания 370–950 м, площадь распространения ∼ 15000 км2). Это тонко- и микрослоистые трещиноватые (тон- коплитчатые, листоватые) черные или коричневые пелитоморфные “битуминозно-глини- стые” породы (с содержанием органического вещества 2–15%), которые близки к породам таких девонских и каменноугольных свит (формаций), как Чаттануга, Барнет, Марцеллус и др., по которым впоследствии были названы известные в настоящее время месторожде- ния СГ [3]. В отличие от них, Биг-Сэнди эксплуатировалось преимущественно обычными скважинами. До 1951 г. здесь было пробурено 3414 скважин, из которых только в 207 (6%) были получены притоки газа с устойчивыми промышленными дебитами. Затем количество продуктивных скважин увеличилось в связи с применением взрывов динамитных зарядов в открытых стволах скважин. В последние годы добыча газа здесь резко возросла в связи ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2011, №3 115 Рис. 1. Месторождение Биг-Сэнди — пример многолетней добычи СГ [4] с успешным применением методики вытеснения природного СГ углекислым газом (рис. 1). Таким образом, это месторождение, которое достаточно интенсивно разрабатывается свыше 70 лет, является ярким примером свойственного газоносным сланцам, а также другим TGR важнейшего феномена, который заключается в несоответствии объемов добываемого га- за и газонасыщенной пустотности низкопроницаемого коллектора. Элементарные расчеты свидетельствуют о том, что при обычных для них значениях пористости (3–7%) интенсив- ная добыча заключенного в них природного газа должна продолжаться не годы, а недели или месяцы. Указанное несоответствие демонстрирует и ряд известных в Северной Аме- рике месторождений центральнобассейнового газа (Дип-Бейсн, Сан-Хуан и др.), а также угольного метана. Для объяснения этого парадокса привлекают разнообразные физико-хи- мические модели, согласно которым в процессе интенсивной разработки (с применением интенсивного гидроразрыва), помимо свободного газа, мобилизуются различные формы сорбированного и окклюдированного в плотной породе метана. Однако техногенное извле- чение газа из TGR производится слишком быстро для включения в процесс экстракции связанных форм газа (к низкопроницаемым плотным алевро-песчаным породам эти моде- ли вообще мало применимы). Объяснить указанное несоответствие можно лишь на основе допущения о перманентном подтоке природного газа в TGR. Для ЧС и углей такое явление может быть в какой-то мере связано с современными процессами катагенетической (или гипогенно-аллогенетической) генерации газа керогеном. Действительно, анализ данных по освоению СГ в Северной Америке позволил выделить два типа его месторождений [3]. К первому типу относится большинство известных в США месторождений, включая Барнет, Марцеллус и др. Это огромные (тысячи км2) ареалы палеозойских ЧС, залегающих преимущественно на небольших (менее 1500 м) глубинах. Степень их катагенеза соответст- вует разным градациям прото- и мезокатагенеза (ПК2-МК3), но максимальные палеотем- пературы как правило существенно (на 20–100 ◦С) выше, чем современные. Разработка их носит экстенсивный характер. Так, на месторождении Барнет, где первый промышленный приток СГ был получен в 2003 г., газ добывается из 11800 скважин и разработка уже ве- дется в пределах основной части ареала (общая площадь около 20000 м2) распространения верхнедевонской черносланцевой формации Барнет [3]. 116 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2011, №3 Ко второму типу относятся месторождения Хейнесвил (США, Арканзас), а также Хорн-Ривер и Монтней (Канада, Британская Колумбия). Площади газоносных чернослан- цевых ареалов здесь гораздо меньше и количество “рабочих” скважин невелико (до 100), а глубины залегания ЧС гораздо больше, чем на месторождениях первого типа [3]. Тем не менее, и объемы добычи СГ, и долгосрочные перспективы его освоения очень велики и впол- не конкурируют с такими гигантами, как Марцеллус и Барнет. Связано это с гораздо более высокими стабильными дебитами СГ, которые обусловлены спецификой геотермобариче- ских условий. Если для месторождений первого типа современные температуры и давле- ния ниже максимальных, система “сланец — газ” стабилизировалась после максимального прогрева и процессы генерации СГ сейчас не происходят, то месторождения второго ти- па характеризуются активной современной генерацией СГ. Благодаря этому у них гораздо выше пористость и степень раскрытости трещин, несмотря на значительные (3600–4500 м и более) глубины залегания. Это позволяет рассчитывать на получение промышленных притоков не только из L-образных, но также из субвертикальных и наклонных скважин. Выделение месторождений СГ второго типа (аналогичные два типа должны присутство- вать и среди месторождений угольного метана), безусловно, представляет большой интерес, поскольку существенно расширяет возможность освоения ресурсов СГ в тех странах, ко- торые в силу экономических и (или) экологических причин не в состоянии экстенсивно осваивать их на обширных территориях с бурением тысяч скважин, проведением массо- вого гидроразрыва и т. п. (к Украине это относится в полной мере). Однако указанный феномен несоответствия добываемых объемов СГ и емкостных свойств ЧС свойственен и месторождениям первого типа, к которому, в частности, относится и Биг-Сэнди. Более того, он присущ и низкопроницаемым плотным алевро-песчаным породам месторождений центральнобассейнового газа. Таким образом, следует искать другое, более универсальное объяснение указанного несоответствия, которое должно быть связано с каким-то общим свойством TGR. При всем разнообразии их литологии, минерального и химического со- става, петрофизики таким общим свойством является в различной степени выраженная гидрофобность. Горючие сланцы (коричневато-серые, желтые, оливковые пелитоморфные тонкослоис- тые или массивные осадочные породы на стадии протокатагенеза с содержанием преимуще- ственно сапропелевого органического вещества 30–80%, которое при нагревании без доступа воздуха разлагается с выделением нефтеподобного “сланцевого масла”, сухого горючего га- за и воды), вопреки широко распространенному ошибочному мнению, являясь источником синтетического газа, не могут рассматриваться как коллекторы природного СГ. Высокое содержание (мета)коллоидального сапропелевого органического вещества, присутствие ра- збухающих смектитовых фаз и органосмектитовых комплексов обусловливают высокую гидрофильность, что неблагоприятно как для накопления природного СГ, так и для его извлечения. Анализируя данные по литологии и геохимии газоносных сланцев известных месторождений, автор пришел к выводу о том, что наилучшими коллекторами СГ являют- ся бывшие горючие сланцы, которые при переходе из зоны протокатагенеза в зону ме- зокатагенеза, вследствие потери существенного количества органического вещества (глав- ным образом, за счет мобилизации битумоидов) трансформировались в темноокрашенные тонкоплитчатые (листоватые) породы. В процессе катагенетической (или гипогенно-алло- генетической) трансформации горючих сланцев в битуминозные ЧС (oil shales) кероген и пелитоморфное минеральное вещество петрофизически и физико-химически активируют- ся, приобретая дополнительную пористость (с увеличением размеров поровых каналов) ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2011, №3 117 и открытую (микро)трещиноватость. Таким образом, практически непроницаемые, гидро- фильные, в различной степени пластичные, неблагоприятные для эффективного естествен- ного и техногенного трещинообразования горючие сланцы и сапропелиты преобразуются в гидрофобные TGR, занимающие промежуточное положение между обычными коллекто- рами и покрышками. Процесс такой трансформации запечатлен в ряде мощных депрессион- ных осадочных толщ. В частности, такой промежуточный характер носит олигоценовая менилитовая формация Карпат, залегающая в зонах прото- и мезокатагенеза в широком диапазоне глубин. Здесь, наряду с разнообразными по литологии и вещественному сос- таву ЧС, присутствуют горючие сланцы низкого качества (с содержанием органического вещества до 30–40%). Аналогичные явления характерны для майкопской серии различ- ных регионов Крымско-Кавказской нефтегазоносной провинции, кайнозоя и мела бассейна Грин-Ривер (с самым большим в мире месторождением эоценовых горючих сланцев) и т. д. Важнейшим результатом указанной катагенетической (или гипогенно-аллогенетической) трансформации является гидрофобизация пород в результате генерации нефтяных углево- дородов (масел) и асфальтен-смолистых веществ в результате процессов термодеструкции полимер-липидных компонентов органического вещества, сопряженных с процессами мине- ральных преобразований глинистого вещества (замещение смектитов и разбухающих сме- шаннослойных фаз гидрослюдой, хлоритом, каолинитом). В процессе погружения и фор- мирования катагенетической зональности эти факторы гидрофобности “размазываются”по всему разрезу депрессионных отложений, включая, наряду с ЧС, парагенетически связан- ные с ними терригенно-кластические породы (осадки авандельты, турбидиты и т. п.). При этом степень гидрофобизации пород определяется их литологическими, петрофизическими и физико-химическими свойствами, геотермобарическими и геотермодинамическими фак- торами. Наиболее интенсивно эта наложенная гидрофобизация проявляется в интервале ПК3–МК3, соответствующем т. н. главной фазе (зоне) нефтеобразования [2]. Однако, в си- лу известных закономерностей зональных процессов, она охватывает и интервал МК4–АК2. По мнению автора, именно гидрофобность является основным фактором газонакопления в сланцах и других типах малопроницаемых коллекторов с преобладанием капиллярных и субкапиллярных пор. Роль капиллярного давления в процессах нефтегазонакопления общеизвестна. Оно яв- ляется главным фактором литологического экранирования нефтяных и газовых залежей. Хорошо изучена роль капиллярных явлений при нефтегазонакоплении в алевро-песчаном коллекторе с изменчивыми размерами поровых каналов вследствие седиментационных (ва- риации гранулометрии и сортировки) или постседиментационных (аутигенная цементация порового пространства, изменение соотношения различных типов межзерновых контактов) процессов. В гидрофильной пористой среде капиллярное давление препятствует перемеще- нию углеводородов из крупнозернистых (крупнопоровых) пород в мелкозернистые (мелко- поровые), а в гидрофобной — наоборот [5]. При накоплении СГ роль указанных явлений доминирует: природный капиллярный насос накачивает углеводороды в гидрофобные по- роды. Это позволяет сделать важный вывод: гидрофобизованные в процессе катагенеза ЧС всасывают природный метан (с интенсивностью, зависящей от степени гидрофобизации), поступающий из различных источников (рис. 2), что подтверждено, в частности, признака- ми смешения изотопного состава углерода метана (значения δ 13ССН4 в диапазоне 30–50%�). Таким образом, указанное несоответствие добываемых объемов СГ и ограниченной ем- кости сланцев находит свое объяснение. Более того, становится понятной роль катагене- тических преобразований керогена пелитоморфных осадочных пород при гидрофобизации 118 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2011, №3 Рис. 2. Принципиальная схема накопления газа в различных неравномерно-гидрофобизованных низкопро- ницаемых породах (TGR) в зоне мезокатагенеза. 1 — пески, песчаники; 2 — песчаники, алевролиты; 3 — алевролиты, ритмиты; 4 — горючие сланцы; 5 — черные сланцы; 6 — сапропелиты, бурые угли; 7 — каменные угли; 8 — граница зон прото- и мезоката- генеза; 9 — фронт глубинной гидрогеологической инверсии; 10 — струйная миграция глубинного метана; 11 — миграция водорастворенного метана из зоны гидрогеологической инверсии; 12 — зона неравномерной гидрофобизации пород — интенсивного газонакопления в TGR других типов TGR, в частности, низкопроницаемых песчаников и алевролитов. Уже отме- чалось [5], что инверсионный феномен газоносности низкопроницаемых алевро-песчаных пластов в синклиналях с замещением их вверх по восстанию водоносными грубообломоч- но-песчаными отложениями, обладающими более высокими фильтрационными свойства- ми (Дип-Бейсн, Сан-Хуан и другие месторождения центрально-бассейнового газа), мож- но объяснить лишь гидрофобизацией депрессионных терригенных отложений с низкими фильтрационными свойствами. Она, в свою очередь, может быть объяснена лишь ката- генезом керогена депрессионных пелитоморфных отложений, переслаивающихся с песча- но-алевритовыми прослоями. Таким образом, находят естественное объяснение признаки непрерывного подтока газа, установленные в процессе разработки гигантского месторожде- ния центрально-бассейнового газа Дип-Бейсп (Западная Канада). По данным [6] отбор газа в залежах здесь восполняется за счет притока метана из смежных погруженных газома- теринских меловых ЧС. Разумеется, источники газа (при отсутствии представительных изотопных данных) мож- но трактовать по-разному. Однако сам факт восполнения запасов вследствие действия ка- пиллярного насоса не вызывает сомнения. Он особенно интенсивно накачивает метан в быв- шие горючие сланцы депрессионных толщ центральных частей крупных осадочных бассей- нов. В сочетании с ранее установленными закономерностями депрессионной седиментации в глубоких прогибах [7, 8] это приводит к формированию в центральных частях рифто- генных осадочных бассейнов мощных депрессионных флишоидных ритмитовых (тонкое переслаивание фанероморфных и обогащенных органическим веществом пелитоморфных ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2011, №3 119 Рис. 3. Газоносное сланцевое “ядро” Донбасса (формационная основа — по А.И. Резникову, с изменениями). 1 — угленосные полифациально-циклические отложения; 2 — песчано-алевро-глинистые (с широким разви- тием турбидитов, контуритов, подводных оползней-олистостром — по А.Е. Лукину); 3 — черные сланцы; 4 — интервалы, охарактеризованные данными глубокого бурения различных структурно-текстурных эле- ментов Донецкого складчатого сооружения; 5 — газоносное сланцевое “ядро” Донбасса — супергигантское месторождение СГ (по А.Е. Лукину) компонентов) и черносланцевых толщ, с которыми связаны практически неисчерпаемые ре- сурсы центральнобассейнового и СГ. Эти газонасыщенные формационные “ядра”, депони- рующие метан различной природы (термокаталитический, растворенный в подземных водах и глубинный), в свою очередь являются постоянно действующим пульсирующим источни- ком газа для вышележащих осадочных комплексов. Сложнопериодический характер его пульсации обусловлен сочетанием геодинамических (эндогенных) факторов и автономно- го геотермобарического режима самого газоносного формационного “ядра” и, в частности, периодического “стравливания” внутрипорового давления при перманентном накачивании газа. В частности, такое газоносное сланцевое “ядро”, судя по комплексу геолого-геофизи- ческих данных, присутствует под полифациальной угленосной толщей Донбасса (рис. 3). В последнее время высказывались предположения о присутствии в низах угленосной толщи Донбасса супергигантского газового месторождения традиционного типа [9]. Однако это- му противоречат структурно-геологические и формационные особенности, мозаичное рас- пределение коллекторских и экранирующих свойств, характер нефтегазоносности (мелкие и микрозалежи, суфляры и т. п.) угленосного донецкого карбона. Автор в 1970-е годы при изучении вторичных процессов в угленосной толще Донбасса (эти исследования изложе- ны в отчетах, находящихся в Геологических фондах бывшего Мингео УССР) предполагал, что разнообразные формы газоносности и газопроявлений донецкой угленосной толщи (су- фляры, газовые выбросы, мелкие газовые залежи свободного газа в разнообразных типах 120 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2011, №3 ловушек, связанные с пликативными деформациями, тектоническим экранированием и фа- циальным замещением песчаных пластов) являются дериватами газового супергигантского месторождения под угленосной толщей (в турнейско-нижневизейской карбонатной фор- мации, разуплотненных породах девона и докембрийского фундамента). Однако в свете современных геолого-геофизических данных, несмотря на привлекательность этой идеи, существование такого месторождения с единой массивной залежью свободного газа тоже маловероятно, если учесть особенности геологического строения и формационной зонально- сти, нео-, актуотектоники и геотермии Донецкого складчатого сооружения. В то же время есть все предпосылки для прогноза в недрах Донбасса супергигантского месторождения СГ, связанного с нижнекаменноугольными (серпухов, верхний визе) ЧС. Учитывая указанные механизмы формирования месторождений СГ можно предполагать, что в вышележащих отложениях его ореол будет проявляться в виде системы пульсирующих газовых инъекций по системе нарушений, трещиноватым зонам и сквозьформационным системам, в форми- ровании которых, наряду с указанными тектоническими факторами, участвуют русловые и баровые песчаники [7]. По-видимому, наряду с фильтрационно-инжекционными явления- ми, в этом ореоле пульсирует и диффузионный метановый поток. В целом диффузионно-фильтрационная пульсация метана над залегающими выше верх- невизейско-серпуховского сланцевого “ядра” угленосными полифациально-циклическими отложениями носит сложный характер, который определяется как геодинамическими (эн- догенными) факторами, так и термобарическим режимом самого резервуара СГ. Можно предположить, что газопроявления в угленосной толще в какой-то мере связаны со сложно- периодическим характером выбросов избыточного газа из этого мегарезервуара СГ. Таким образом, это гипотетическое (мега)месторождение СГ, в котором накапливается метан из разных источников (термолиз керогена самих сланцев, водорастворенный и глубинный ме- тан), с одной стороны, играет роль природного газгольдера, а с другой — регулятора газово- го режима вышележащих угленосных отложений. Последние целесообразно рассматривать как “углепородный массив Донбасса — единую многофазно-гетерогенную среду, которая состоит из множества слоев, различающихся вещественным составом и петрофизически- ми параметрами” [10, с. 5]. Фактически это сочетание трех указанных типов газоносности плотных коллекторов (TGR) со спорадическими скоплениями свободного газа. С этой точ- ки зрения, наряду с песчаными породами, необходимо уделить должное внимание изучению литологии, петрофизики, геохимии и газонасыщенности глинистых пород. В отличие от газоносных сланцев, каменные угли (третий тип TGR) в той или иной степени неравномерно гидрофобны (и газоносны) изначально. Эта степень зависит от пет- рографических особенностей, степени метаморфизма, содержания минерального вещества (зольности) и его состава (глинистые минералы, сидериты и другие карбонаты, минералы кремнезема, дисульфиды железа и др.). Среди основных петрографических компонентов угля наибольшей гидрофобностью об- ладает витрен, в меньшей степени — кларен и др. [11]. Важным фактором гидрофобизации углей и углистых пород являются разнообразные протобитумы (экзины спор, первичные смолы, воск) и резинит. Среди типов угля максимальная гидрофобность характерна для полосчатых блестящих углей, богхедов и кеннелей. Существенно влияет на указанные свойства степень углефикации [11]. Максимальной гидрофобностью обладают угли марок К, КЖ, ПС, ПЖ, Ж (в порядке уменьшения сред- них значений краевого угла смачивания). Таким образом, максимумы гидрофобизации ЧС (МК1-МК2) и углей (МК3-МК4) приурочены к мезокатагенезу, но существенно сдвинуты ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2011, №3 121 друг относительно друга (исключение составляют сапропелевые угли, гидрофобность ко- торых максимально проявляется при переходе от протокатагенеза к мезокатагенезу). При этом важным фактором, который зависит от степени углефикации и, в то же время, суще- ственно влияет на степень гидрофобности — гидрофильности угля является естественная влажность (%). Последняя связана прямой зависимостью с выходом летучих (%) и други- ми показателями метаморфизма углей. По сравнению с ЧС, угли характеризуются, как правило, более выраженной физико-хи- мической и петрофизической гетерогенностью, что в свою очередь обусловлено их петро- графическими особенностями. В отличие от относительно гомогенных сланцев, угли, как правило, состоят из нескольких компонентов и характеризуются неравномерным распре- делением в различной степени гидрофильного минерального вещества угольных пластов. Если в зоне мезокатагенеза ЧС (прежде всего те из них, которые являются бывшими горючими сланцами) представляют собой относительно простые гидрофобные пористые среды, то угли, как правило, характеризуются сложной иерархией пустотности, опреде- ляющей специфику флюидодинамических и физико-химических процессов. Согласно [11], в углях выделяются: 1) микропоры (диаметр менее 10−8 м) — основной сорбционный объем угля; 2) переходные поры (10−8–10−7 м) — область капиллярной конденсации и диффузии; 3) субмакропоры (10−7–10−6 м) — область медленной ламинарной фильтрации; 4) макро- поры (10−6–10−5 м) — область интенсивной ламинарной фильтрации; 5) видимые поры (более 10−5 м) — область слабой турбулентной фильтрации. На этом иерархия пустотнос- ти углей не заканчивается, поскольку трещиноватость углей, как известно, также носит иерархический характер. При этом открытые трещины являются каналами интенсивной ламинарной, слабой турбулентной и интенсивной турбулентной (при раскрытости трещин более 10−4 м) фильтрации. При процессах как естественного, так и искусственного увла- жнения углей, степень которого определяется прежде всего степенью углефикации (мароч- ным составом) и конкретными условиями залегания (структурная геология, гидрогеоло- гия, пластовые температуры и давления) угольного пласта, вода вытесняет метан в более мелкие поры. Поэтому основная часть (до 80% и более) угольного метана сосредоточена в микро- и переходных порах. Фациально-циклические угленосные отложения являются наиболее ярким примером тесной взаимосвязи генетических типов TGR. Наряду с угольным метаном, плотными кол- лекторами природного газа являются подугольные болотные глинисто-песчано-алеврито- вые породы и обогащенные органическим веществом глинистые лагунно-заливные и при- морско-озерные отложения [12]. Все изложенное свидетельствует не только о технологической общности разработки раз- личных типов TGR, но также о формационно-парагенетической и генетической общности сланцевого, центральнобассейнового и угольного газа. Основную роль в их накоплении играет непрерывно действующая “накачка” природного газа из различных источников (кон- центрированное и рассеянное органическое вещество осадочной оболочки, растворенный в подземных водах и струйный глубинный метан) в гидрофобные капиллярно- и субкапил- лярно-пористые среды (угли, бывшие горючие сланцы и парагенетически ассоциирующие с ними глинисто-алевро-песчаные породы). Только непрерывным восполнением газа в TGR вследствие указанного механизма можно объяснить явное несоответствие масштабов его добычи и реальных емкостных возможностей плотных коллекторов. Это существенно меняет современные представления о природе нетрадиционных источ- ников газа в TGR (появляются основания рассматривать их, наряду с водорастворенным 122 ISSN 1025-6415 Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2011, №3 метаном и газогидратами, как возобновляемые) и об углеводородно-газовом потенциале осадочной оболочки Земли в целом. При его рациональном освоении природный газ может играть роль основного (причем, относительно менее вредного в экологическом отношении по сравнению с углем, нефтью, биогазом, ураном) энергоносителя в течение периода, достаточ- но длительного для появления принципиально новых источников энергии и кардинальной перестройки на их основе глобального топливно-энергетического комплекса. 1. Energy Independence with global cooperation: challenges and solutions // J. Petrotech. Soc. – 2008. – No 12. – P. 5–12. 2. Словарь по геологии нефти и газа. – Ленинград: Недра, 1988. – 679 с. 3. Лукин А. Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи в Украине. Статья 1. Современное состояние проблемы сланцевого газа (в свете опыта освоения его ресурсов в США) // Геол. журн. – 2010. – № 3. – С. 17–33. 4. Big sandy river basin. – http://www.kywater.org/bsr/Bsr_report.htm. 5. Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа. – Новосибирск: Наука, 1989. – 127 с. 6. Elmworth – Case Study of a Deep Basin Gas Field / Edited by I.A. Masters Tulsa: AAPG, USA. – 1984. – 312 p. 7. Лукин А. Е. Литогеодинамические факторы нефтегазонакопления в авлакогенных бассейнах. – Киев: Наук. думка, 1997. – 224 с. 8. Лукин А. Е., Резников А.И. О строении карбона Днепровско-Донецкого авлакогена // Докл. АН СССР. – 1980. – 251, № 1. – С. 176–179. 9. Лепiгов Г.Д., Орлiв С. I., Гулiй В.М. Гiгантське газове родовище в Донбасi // Мiнеральнi ресурси. – 2008. – № 3. – С. 32–33. 10. Булат А.Ф., Звягильский Е.Л., Лукинов В.В. и др. Углепородный массив Донбасса как гетероген- ная среда. – Киев.: Наук. думка, 2008. – 411 с. 11. Дырдин В.В., Елкин И.С. Влияние смачиваемости углей на их фильтрационные свойства // Совер- шенствование технологических процессов при разработке месторождений полезных ископаемых: Сб. науч. трудов. – Кемерово: Кузбассуглетехнология, 1999. – С. 88–92. 12. Лукин А. Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи в Украине. Статья 2. Черносланцевые комплек- сы Украины и перспективы их газоносности в Волыно-Подолии и Северо-Западном Причерноморье // Геол. журн. – 2010. – № 4. – С. 7–24. Поступило в редакцию 30.12.2010Институт геологических наук НАН Украины, Киев Corresponding Member of the NAS of Ukraine A.E. Lukin On the nature and perspectives of the presence of gas in low-permeable rocks of the Earth sedimentary cover The paper deals with common features of low-permeability (tight) gas reservoirs represented by terrigenous clastic rocks, black shales, and coalbeds. Hydrophobization phenomenon and capillary suction is of great concern in all these types of unconventional natural hydrocarbons accumulations in spite of different lithologies of rock substrata. It allows us to explain a gap between the capacity of black shales, tight clastic rocks, and coals and real volumes of gas extracted from tight reservoirs during their development. So there is a certain reason to believe that these unconventional resources of natural gas are in the state of replenishment. ISSN 1025-6415 Доповiдi Нацiональної академiї наук України, 2011, №3 123

О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли

Репозитарії

Схожі ресурси