СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ МЕТАНА НАД ПЛАСТАМИ УГЛЯ УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАМЕННОГО УГЛЯ ПОД ЗАЛЕЖАМИ МЕТАНА Российский патент 2008 года по МПК G01V9/00 

Способ прогнозирования залежей метана над пластами угля угольных бассейнов и месторождений каменного угля под залежами метана газоносных бассейнов относится к способам прогнозов газообразных и твердых полезных ископаемых путем сопряженного анализа геологических и геофизических материалов и последующего бурения поисковых скважин.

Наиболее близким к заявляемому способу можно считать способ поисков газовых или газоконденсатных месторождений (Патент РФ №2034131, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. в 1995), заключающийся в бурении поисковых скважин до продуктивных пластов (залежей) с газом или газоконденсатом.

Новым в предлагаемом способе является, в первую очередь, принципиально новое представление о специфическом углегенном механизме формирования месторождений метана газоносных бассейнов мира, пространственно изолированных от областей нефтенакопления и содержащих в верхних горизонтах осадочных толщ (до глубины 2,0-2,5 км) основную часть (более 95%) мировых извлекаемых ресурсов литосферного свободного газообразного метана. На этих новых представлениях, полученных сопряженным анализом карт газоносных и угольных бассейнов мира, основываются и предлагаемые критерии выделения перспективных на газ (метан) площадей, сформулированные в виде способа прогноза залежей метана, высвободившегося из угольных пластов в процессе метаморфизма и дегазации ископаемого угля.

Известно, что поисково-разведочные скважины на нефть и газ обычно бурятся без подъема керна, в связи с чем существенная часть общего количества угольных пластов (особенно маломощных) просто пропускается, что значительно снижает оценку общих ресурсов ископаемых углей. Предлагаемый способ на основе принципа обратной связи в выявленной системе "ископаемый уголь - газ" описывает также и методику прознозирования промышленных месторождений каменных углей под известными (выявленными или уже эксплуатируемыми) месторождениями газа (метана).

В нефтегазовых бассейнах часто проявляется территориальная фазовая разобщенность нефтяных и газовых месторождений, например, в Западной Сибири центральная часть - нефтяная, северная - преимущественно газовая. Этому природному феномену обычно даются разнообразные объяснения. Так, В.Г.Гитисом и Б.В.Ермаковым [1] для раздельного прогноза нефте- и газоносности Западной Сибири был предложен набор из 18 (!) признаков, в который, однако, не вошли данные об угленосности. Другими исследователями [2-6] в качестве благоприятного фактора генерации метана отмечается повышенная угленосность осадочной толщи с концентрацией гумусового органического вещества (ОВ), по общему мнению, являющемуся продуцентом именно газов (в отличие от сапропелевого ОВ, генерирующего жидкие УВ). Но при этом угли всеми упоминаются лишь в качестве одного из многих других факторов образования уникального газоносного бассейна.

Проведенное авторами предлагаемого способа совмещение опубликованных недавно схем угленосности и метаморфизма углей нижне-среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна [7] с картой газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири [8] наглядно показывает, что все газовые месторождения, промышленные запасы которых (в основном, сухого газа с содержанием метана более 90%) заключены в апт-альб-сеноманских продуктивных горизонтах, пространственно размещены в зонах угленосности с суммарной мощностью рабочих и нерабочих пластов более 10 м и марочный состав которых оценивается в диапазоне от высокозрелых бурых углей (показатель отражения витринита R_o>0,50), до длиннопламенных и газовых включительно (угли более высоких ступеней метаморфизма на Западно-Сибирской платформе не выявлены). Таким образом, в данном случае угленосность является главным (и почти единственным, кроме наличия региональной покрышки из верхнемеловых и палеоценовых глин) фактором формирования самого крупного в мире по запасам природного метана газоносного бассейна, фазово отделенного от также гигантского по запасам нефтяного бассейна Среднего Приобья, в котором уровень угленосности по всем показателям значительно ниже (мощности, в основном, меньше 10 м и R₀<0,50).

В Днепровско-Донецком прогибе все газовые месторождения (в т.ч. известное Шебелинское), нанесенные на Схему зональности распределения углей из кн. "Геология угольных месторождений СССР" [9], оказываются в зоне длиннопламенных углей, охватывающей сравнительно узкой полосой с севера и с запада центральную "безгазовую" зону Большого Донбасса, где преобладают антрациты и угли других высоких ступеней метаморфизма.

В Германии, Голландии и в акватории южной части Северного моря залежи метана в нижнепермских песчаниках (Ротлигендес) в разрезе распространены над карбоновыми каменными углями и под региональной покрышкой - верхнепермскими солями (Цехштейн).

Аналогичные взаимоотношения между углями, метаном и перекрывающими его флюидоупорными глинами или солями наблюдаются повсеместно в подавляющем большинстве газовых и газоконденсатных месторождений мира.

Можно добавить следующие примеры: в Средней Азии повсеместно газы верхнеюрских и меловых коллекторов залегают над нижнеюрскими углями, в США верхнемеловые месторождения газа - впадины Сан-Хуан - над нижнемеловыми углями, эоценовые месторождения метана в бассейне залива Кука (Аляска) - над мезозойскими углями, в Западной Канаде на юге впадины Альберта газовые месторождения меловых песчаников - над мезозойскими углями, в Австралии в бассейне Купер газ пермских отложений - над карбоновыми углями, в бассейне Перт пермь-триас-юрские газоносные песчаники - над нижнепермскими углями, в акватории Бассового пролива эоценовый газ - над палеоценовыми углями и т.д. Во всех перечисленных случаях среди групп газовых месторождений нефтяные месторождения отсутствуют или нефть присутствует только в виде незначительных оторочек газовых залежей, а угольные пласты при этом тектонически слабо нарушены и имеют субгоризонтальное залегание.

Известно, что скопления углеводородов (газа и нефти) пространственно разобщены не только по площади, но и в разрезе осадочных толщ земной коры, где они располагаются с некоторым перекрытием тремя этажами или зонами: верхняя зона на глубинах 0,2-2,0 км - сухой газ (метан), средняя зона - 2,0-5,0 км - нефти и нижняя зона - глубже 5 км - опять метан, при этом иногда выделяют зону преимущественно конденсатообразования на глубинах от 2 до 3 км.

Принято считать, что в верхней зоне метан образуется в результате биохимического и раннекатагенетического преобразования гумусового органического вещества (ОВ), рассеянного в осадочной "газоматеринской" толще; средняя зона - это главная зона нефтенакопления в результате катагенеза рассеянного в нефтематеринской толще ОВ (в основном сапропелевого), а нижняя зона соответствует термодинамическим условиям позднекатагенетического газообразования опять же из рассеянного ОВ. Все три главные зоны почти никогда не присутствуют в одном разрезе одновременно, а являются результатом статистической обработки параметров мировых нефтегазовых месторождений.

Наши исследования показали, что метановые скопления верхней зоны есть продукт не столько раннего катагенеза рассеянного гумусового органического вещества, сколько именно дегазации ископаемых углей. Не касаясь проблемы генезиса нефти, отметим лишь, что метан нижней зоны с большой степенью вероятности является абиогенным газом зоны минерального синтеза углеводородов в верхней мантии, мигрировавшим в осадочную толщу по проницаемым глубинным разломам, т.е. генетически этот метан не связан с углегенным метаном верхней зоны. В то же время имеются сведения, по которым на основании особенностей изотопного состава метана угольных пластов некоторых месторождений каменного угля, расположенных над глубинными разломами фундамента (типа рифтогенных), становится ясным, что метан таких угольных месторождений представляет собой смесь собственно углегенного метана и сорбированного углями мантийного метана.

Таким образом, к критериям прогноза перспективных на залежи свободного метана площадей для постановки на них поискового бурения следует отнести следующие признаки:

- части территорий известных - осваиваемых или перспективных - угольных бассейнов, ранее не охваченных поисковым бурением на газ или с редкой сетью скважин;

- в их пределах - зоны высокозрелых бурых углей (3Б), длиннопламенных (Д), газовых (Г), жирных (Ж), коксовых (К) и отощенных спекающихся (ОС) углей с суммарной мощностью слабо тектонически нарушенных рабочих и нерабочих угольных пластов в десятки м, но не менее 10 м;

- стандартные признаки - наличие флюидоупоров (покрышки) и геофизически (сейсморазведкой) выявленные локальные антиклинальные структуры, в первую очередь, над зонами региональных глубинных разломов фундамента, по которым осуществляется дополнительное питание залежей газа эндогенным мантийным метаном.

Как отмечалось выше, в известных газовых бассейнах сеть буровых скважин до фундамента сравнительно редкая, а бурение на газ проводится обычно без подъема керна. Поэтому нижние горизонты осадочного чехла газоносных бассейнов слабо изучены в отношении наличия пластов ископаемых углей. А если угли все-таки обнаруживаются глубже 1,5 км, то разведочные работы с целью подсчета их запасов не ведутся, так как существующие технологии не обеспечивают рентабельность добычи углей с таких глубин.

Практический интерес представляют только рабочие угольные пласты (мощностью более 1,0 м), залегающие на глубинах до 1,5 км. При этом в качестве поискового критерия таких каменных углей предлагается использовать известные залежи метана на малых глубинах от дневной поверхности (например, залежи газогидратов метана в районах с многолетней мерзлотой и на шельфе) до 1,4 км, если их коллектором являются осадочные (пески, песчаники, известняки и др.) или вулканогенные (туфы) породы, а не породы фундамента - трещиноватые граниты, кристаллические сланцы и гнейсы или древняя кора их выветривания, как это имеет место в Березовском газоносном районе Приуралья, в газоносном бассейне Энэдарко в США [10] и в ряде других мест, где метан имеет явно эндогенное мантийное происхождение. Но если в газоносном бассейне с маломощным осадочным чехлом (менее 1,5 км) продуктивные толщи выявлены не только в фундаменте, но и выше в пористых осадочных породах (один или несколько газоносных горизонтов), то такие "висячие" залежи метана также являются поисковым критерием для возможно залегающих между ними и фундаментом пластов каменного угля.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гитис B.C., Ермаков Б.В. Основы пространственно-временного прогнозирования в геоинформатике. - М.: Физматлит. 2004. - 256 с.

2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра, 1975. - 673 с.

3. Конторович А.Э., Демин В.И., Страхов И.А. Закономерности выявления различных по запасам месторождений нефти и газа в нефтеносных бассейнах // Геология и геофизика, 1985, №11. - С.3-16.

4. Конторович А.Э. Ресурсы свободного газа территории и акватории северной части уникального Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна // Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. - М.: Наука. 1997. - С.124-138.

5. Бора Кальян. Проблема раннего газообразования. - Автореферат дисс. к.г.-м.н. - М., 2002. - 24 с.

6. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. - М.: Недра, 2004. - 416 с.

7. Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О.И., Данилов В.И. Западно-Сибирский угольный бассейн // Угольная база России, - Т.II. - М.: ООО "Геоинформцентр", 2003. - С.515-559.

8. Ермилов О.М., Карагодин Ю.Н., Конторович А.Э. и др. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2004. - 141 с.

9. Матвеев А.К. Геология угольных месторождений СССР. - М.: Госгортехиздат, 1960. - 696 с.

10. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. - М., Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2005, - 260 с.

Изобретение относится к области прогнозирования залежей метана и месторождений каменного угля. Сущность: на основе сопряженного анализа карт угольных и газовых бассейнов и материалов геофизических работ выявляют наиболее перспективные площади на залежи метана и на каменный уголь. Производят бурение поисковых скважин в осадочных бассейнах до залежей природного свободного метана и пластов каменного угля. Причем бурение на газ осуществляют на территории известных угольных бассейнов в зонах низких и средних ступеней метаморфизма углей, со слабой тектонической нарушенностью угольных пластов и их суммарной мощностью не менее 10 м. Бурение на угли осуществляют до глубины их рентабельной добычи в пределах известных газовых месторождений, глубже залежей метана, если их коллектором являются пористые осадочные или вулканогенные породы. Технический результат - повышение точности прогноза.

Способ прогнозирования залежей метана над пластами угля угольных бассейнов и месторождений каменного угля под залежами метана, заключающийся в выявлении площадей, наиболее перспективных на залежи метана и на каменный уголь, на основе сопряженного анализа карт угольных и газовых бассейнов и материалов региональных геофизических работ в целях последующего бурения поисковых скважин в осадочных бассейнах до залежей природного свободного метана и пластов каменного угля, отличающийся тем, что бурение на газ (метан) осуществляется на территории известных угольных бассейнов в зонах низких ступеней метаморфизма углей (марок Д, Г, Ж) и средних ступеней метаморфизма (марок К, ОС) со слабой тектонической нарушенностью угольных пластов и их суммарной мощностью не менее 10 м, в первую очередь над глубинными разломами фундамента, бурение на угли осуществляется до глубины их рентабельной добычи (1,5 км) в пределах известных газовых месторождений глубже залежей метана, если коллектором их являются пористые осадочные или вулканогенные породы, а не трещиноватые породы фундамента или кора их выветривания.