Традиционно горючий газ добывается из тупиковых зон, образованных на путях его миграции флюидоупорами или гидродинамическим напором пластовых вод. Однако существует и другой его источник, к освоению которого приступили сравнительно недавно благодаря развитию методов интенсификации притоков, – газонасыщенные плотные отложения с матричной проницаемостью в среднем менее 10-16 м² и открытой пористостью менее 10 %. В этих отложениях, занимающих по ФЕС промежуточное положение между коллекторами и покрышками, отсутствуют условия для концентрации газа в крупные залежи, и газ находится преимущественно в плохо сообщающихся порах (микрокавернах) или растворен в ОВ. Интенсивно газонасыщенные низкопроницаемые отложения широко распространены в угленосных и нефтегазоносных осадочных бассейнах. Например, на юге Тимано-Печорской НГП верхняя часть разреза Курьинской депрессии сложена мощной (до 1500 м) однообразной толщей регионально газонасыщенных аргиллитов и глинистых алевролитов с подчиненными прослоями песчаников и известняков. По комплексу ГИС в ней не выделяются пласты-коллекторы, поскольку коллекторские свойства различных литотипов пород схожи. Так, например, в аргиллитах за счет выщелачивания карбонатного цемента сформировалась вторичная пористость, сопоставимая с межзерновой песчаников и алевролитов [1]. Их повсеместная газонасыщенность установлена многими разведочными скважинами, в том числе вскрывшими разрез в синклиналях (скв. 2 Илыч) и вне развития эвапоритовой кунгурской покрышки (скважины Патраковская, Среднеандюгская и др.). При этом в ряде даже близко расположенных скважин газопритоки отмечаются из пластов, залегающих на одной глубине, но имеющих разный возраст.

Продуктивное газонасыщение низкопроницаемых сред осуществляется преимущественно двумя путями. В первом случае происходит автохтонное газонасыщение низкопроницаемых отложений, слабодифференцированных на коллекторы и покрышки при биохимической или термокаталитической генерации газа. При этом низкая проницаемость отложений обусловливает совпадение зон генерации и аккумуляции газа. Объем продуктивно-газонасыщенных пород в данном случае определяется размерами газогенерационных зон, которые могут иметь региональный масштаб. Соответственно этому объемы автохтонно-газонасыщенных низкопроницаемых пород достигают десятков и даже сотен кубических километров. Они обладают колоссальным УВ-потенциалом, превосходящим геологические запасы газа традиционных залежей, что полностью соответствует геохимическому закону В. И. Вернадского, постулирующему обратную взаимосвязь между концентрацией любого вещества в литосфере и его ресурсами. Примером отложений с не реализованным в виде крупных залежей газовым потенциалом служат пластичные мощные (до 4 км) палеоген-миоценовые глинистые породы с редкими прослоями песчано-алевролитовых и карбонатных отложений в депрессионных зонах Азербайджана. Значительное содержание рассеянного ОВ (С_орг до 3–4 %) и быстрое погружение определили их высокую газогенерационную способность [3]. Однако отсутствие емких ловушек и каналов внутриформационной миграции привело к тому, что основная масса газа не имела возможности концентрироваться в залежи и насытила огромные объемы пород. Региональная газонасыщенность глинистых отложений и аномально высокие пластовые давления (АВПД), возникшие в связи с затрудненной эмиграцией газа из зон его образования, привели к повсеместному развитию грязевулканических процессов в регионе.

К числу парадоксальных газовых скоплений, залегающих ниже уровня пластовых вод и не отделенных от них каким-либо непроницаемым барьером, относится и скопление газа в плотных угленосных отложениях Кальмиус-Торецкой котловины (Донбасс), вмещающих свыше 50 пластов углей от длиннопламенных (Д) до суперантрацитов (А14). Моноклинально залегающие угленосные отложения на крыльях котловины до глубины 200 м обычно водонасыщены. Метан в этой подзоне активного водообмена (гипергенеза) отсутствует. На глубинах 200–900 м в области распространения углей марок Д–Г (зона затрудненного водообмена) метан находится преимущественно в водорастворенном состоянии. По обширным наблюдениям, водопритоки в шахты на указанных глубинах уменьшаются. К этой зоне приурочены и мелкие газовые залежи в структурных ловушках, осложняющих преимущественно моноклинальный склон. Глубже 900–1000 м в области распространения углей от жирных (Ж) до антрацитовых (А10) залегают безводные породы, претерпевшие стадию позднего катагенеза и в связи с этим сильно уплотненные. Они содержат горючий газ, в основном заключенный в плохо сообщающихся порах или сорбированный. В породах, вмещающих антрацит более высокой степени преобразования (A12), метановая зона сменяется азотно-метановой, а антрацит A12 – A14 – азотно-углекислой и азотной. Граница между газоносной и водоносной зонами плавная (рис. 1).

Во втором, наиболее распространенном в природе, случае интенсивное газонасыщение значительных объемов плотных низкопроницаемых пород происходит, если они залегают между кондиционными коллекторами и истинными флюидоупорами, причем их мощность превышает амплитуду структуры. Промежуточная толща, представленная, например, трещиноватыми аргиллитами, не способна длительное время удерживать газ в коллекторе, который не испытывает изолирующего воздействия истинного флюидоупора. В результате газ рассеивается в огромном объеме пород. По мнению Б.В. Филлипова, этим объясняется высокая газонасыщенность аргиллитов верхней юры – нижнего мела в Березовском районе Западной Сибири, разделяющих залежи и истинную карбонатно-глинистую покрышку. Такую же природу имеет газонакопление в мощном (до 2,5 км) терригенном нижнепермском флише Актюбинского Приуралья (Жилянская, Подгорненская, Петропавловская площади и др.). Наличие здесь преимущественно серо-цветных пород и начальная стадия их катагенеза, на что указывают прослои пластичных глин в верхней части разреза, свидетельствуют об аллохтонной природе газа, проявления которого от пузырьков в глинистом растворе до кратковременных выбросов зафиксированы на многих структурах. Выявленное по геофизическим данным обширное антиклинальное поднятие в подстилающих каменноугольных известняках способно вместить крупную залежь УВ, однако низкие флюидоупорные характеристики перекрывающего его флиша, очевидно, причина рассеивания газа в огромном (свыше 600 км³) объеме пород с образованием небольших залежей свободного газа как пластовых, под локальными глинистыми покрышками, так и массивных, в нижних более уплотненных горизонтах флиша, связанных с зонами повышенной трещиноватости (рис. 2).

При вскрытии интенсивно газонасыщенных низкопроницаемых пород скважинами или горными выработками газопритоки обычно чрезвычайно низкие (до 2000 м³/сут), поскольку газ технологически малоподвижен. Его движение в пластовых условиях в большей мере подчиняется не закону Дарси, а силам межмолекулярного взаимодействия с матрицей, растущим по мере уменьшения диаметра капилляров и увеличения концентрации сорбентов. Однако при пересечении скважинами дренажных каналов, к числу которых относятся плоскости напластования, маломощные прослои кондиционных коллекторов и зоны повышенной трещиноватости, газопритоки значительно возрастают. В связи с этим задача подготовки низкопроницаемых продуктивных отложений к освоению сводится к выявлению участков повышенной газоотдачи, соответствующих в первую очередь трещиноватым зонам. Их размещение в разрезе не контролируется структурно-стратиграфическими границами, поэтому традиционные методы поисковых работ, ориентированные в большинстве случаев на выявление локальных структур или зон выклинивания высокоемких коллекторов, неэффективны.

Флюидопроницаемость зон повышенной трещиноватости нестабильна во времени и при релаксации трещинно-образующих напряжений вследствие изменения их направленности или при заполнении трещин минеральной массой снижается. Поэтому для промышленной дегазации продуктивных пород имеют значение, прежде всего зоны повышенной трещиноватости, дренирующие их значительные объемы и образованные или обновленные на новейшем этапе тектогенеза. Увеличением флюидопроницаемости плотных газонасыщенных отложений в результате воздействия на них пликативных деформаций новейшего времени объясняется, в частности, размещение на территории Донбасса участков, характеризующихся высокими газопритоками, сопровождающимися в горных выработках выбросами угля и пород. Они имеют северо-восточное и субширотное простирания и пересекают различные и разновозрастные геологические структуры, что позволяет предположить связь газоносных и выбросоопасных участков не с этими структурами, а с современными тектоническими движениями. По данным многократного нивелирования установлено, что они располагаются между зонами современных поднятий и опусканий, т. е. на участках максимальных градиентов новейших движений. В условиях равномерных поднятий и опусканий, охватывающих более значительные площади, газопритоки из угленосных отложений меньше. Причем газопритоки и выбросы пород с углем часто наблюдаются при моноклинальном залегании фациально однородных слоев, т. е. наиболее значительным фактором их повышенной газоносности служит разуплотнение в результате контрастных пликативных тектонических движений.

Наиболее перспективен для подготовки к освоению запасов малоподвижного газа Кузбасс, где только 5 % от годовой потребности в горючем газе компенсируются в настоящее время поставками из Тюменской области. В то же время есть основание предполагать в этом регионе ресурсы горючего газа преимущественно в низкопроницаемых верхнепалеозойских породах, в частности в Томь-Усинском районе, способных хотя бы отчасти компенсировать острый дефицит экологически чистого топлива. Предпосылками для выявления крупного автохтонного скопления малоподвижного газа с геологическими запасами 120–140 млрд. м³ в пределах Томь-Усинского района в центральной части Тутуясской депрессии и погруженной части юго-восточного моноклинального склона служат: 1) высокая газогенерационная способность плотных отложений балахонской серии С13–p1), обогащенных углистым детритом (модальное содержание РОВ 5,18 %) и содержащих свыше 50 угольных пластов до глубины 1800 м, и одновременно их низкие фильтрационные свойства, препятствующие оттоку газа от очагов генерации; 2) отсутствие емких ловушек вблизи зон возможной газовой генерации, что препятствует концентрации газа; 3) сейсмичность Горной Шории, способствующая образованию капиллярных экранов в газонасыщенных гидрофобных средах [2]. Следствием динамических процессов разрушения и восполнения скопления малоподвижного газа служат высокая газонасыщенность пластовых вод и многочисленные газопроявления в горных выработках (Томская, Усинская и др.) и скважинах (3329, 3882, 3876, 3943, 8790 и др.), размещенных по периметру Тутуясской депрессии.

1. Богацкий В. И. Геологическое строение и нефтегазоносность Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба / Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук.– Л: ВНИГРИ.– 1980.
2. Большаков Ю. Я. Предпосылки концентрации газа в крупных скоплениях в гидрофобных песчаных коллекторах // Геология и геофизика.– 1989.– № 3.– С. 36–41.
3. Нефтегазовые скопления в глинистых породах палеоген-миоценовых отложений депрессионных зон Азербайджана / С. Г. Салаев, А. Н. Никитин и др. // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1988.– № 9.– С. 3–8.

Cases of intensive gas saturation of low-permeability sedimentary rocks taking, by their capacity-filtration characteristics, an intermediate position between reservoirs and seals are discussed. Methods of exploration within the occurrence of productively gas-saturated low-permeability media are defined. The first priority area for the development of tight gas-saturated rocks is planned as a low flow-rate source of combustible gas for local users.

1 – изогипсы угольного пласта К₅; 2 – границы распространения углей разных марок; 3 – разрывные нарушения; 4 – традиционные газовые залежи; 5 – скопление технологически малоподвижного газа; марки угля: А – антрациты, ПА – полуантрациты, Т – тощие, ОС – отощенно-спекающиеся, К – коксующиеся, Ж – жирные, Г – газовые, Д – длиннопламенные

1 – сульфатно-галогенная покрышка, 2 – песчаные породы, 3 – песчано-глинистые породы, осложненные глиняным диапиризмом, 4 – известняки с прослоями песчаников, 5 – газопроявления, 6 – предполагаемые направления миграции газа. Скважины: Ж – Жилянские, П – Подгорненская, Т – Табангальская