Особенности геологического строения Южно-Каспийской впадины – большие мощности осадочных пород, зоны аномально высоких пластовых давлений, интенсивные процессы нефтегазообразования, грязевой вулканизм и другие – позволяют предполагать наличие значительного количества растворенных в пластовых водах УВ-газов, которые могут быть использованы как альтернативное топливо и сырье.

В течение 1988–1990 гг. были исследованы водорастворенные газы на нефтяных месторождениях и разведочных площадях Кюровдаг, Мишовдаг, Кюрсянгя, Карабаглы, Каламаддын, Нефтечала, Хиллы, Тарсдалляр, Мурадханлы, Джафарлы, Кергез, Песчаный-море. Отбор проб воды в скважинах проводился глубинными пробоотборниками ПД-3М и ПГ-1000. Химический состав отдегазированных проб газа определялся на хроматографе ЛХМ-8МД старшим инженером Е. Д. Севдимовой. По методике В. Н. Корценштейна определялась общая газонасыщенность, а по методике А. Ю. Намиота и М. М. Бондаревой [4] – упругость, т. е. давление насыщения пластовых вод. Газонасыщенность и химический состав природных газов, находящихся в пластовых водах исследованных нефтегазовых месторождений, представлены в табл. 1. Изучены три типа вод: хлоркальциевый, хлормагниевый и гидрокарбонатно-натриевый.

Химический состав водорастворенных газов углеводородный с небольшой примесью негорючих компонентов и сероводорода. Содержание компонентов (%) изменяется в следующих пределах: метана 36,1–98,5, S ТУВ 0,34–60,1, углекислого газа – 1,01, азота 0,01–8,1, сероводорода 0,01–1,7. Пределы изменения химических компонентов довольно широкие, что связано с влиянием возраста вмещающих пород и глубиной залегания опробованных горизонтов.

Газы продуктивной толщи характеризуются повышенным содержанием метана (81,4–98,2 %), пониженным – S ТУВ (0,62–9,7 %) и сероводорода (0,02–0,97 %), а газы эоценовых и меловых отложений, наоборот, пониженным содержанием метана (51,4–69,4 %), повышенным – S ТУВ (24,7–44,4 %) и сравнительно высоким содержанием сероводорода (0,16–0,93 %).

Последовательное увеличение концентраций метана с глубиной отмечается на графике (рис. 1) по данным для газов, приуроченных к среднеплиоценовым отложениям.

Газонасыщенность вод изменяется от 0,3 до 40 м³/м³. Низкая газонасыщенность – до единицы (0,3; 0,4; 0,8 м3/м³) соответственно характерна для месторождений Кюровдаг, Мишовдаг, Каламаддын. Средняя газонасыщенность – в пределах единиц (2,2; 2,5; 2,7; 8,3 м³/м³) характерна для вод месторождений Карабаглы, Кюрсянгя, Тарсдалляр, Джафарлы. Высокая газонасыщенность, измеряемая величиной 11,7 и 40 м³/м³, отмечена в пробах месторождений Мурадханлы и Песчаный-море.

Изменение газонасыщенности пластовых вод находится в зависимости от глубины залегания. Это четко cлeдyeт из графика (см. рис, 1) зависимости газонасыщенности от глубины, построенного по данным, приведенным и предыдущих исследований. Построенная по осредненным фактическим данным кривая полностью совпадает с экспериментальными данными по растворимости метана в воде [5]. Отклонение от общей закономерности отмечается по ряду проб, взятых из низов продуктивной толщи на месторождении Песчаный-море, где газонасыщенность составила соответственно 31 и 40 м³/м³ (глубины 2300 и 3200 м), на площадях Мурадханлы (11,7 м³/м³) и Джафарлы (83 м³/м³). Высокая газонасыщенность указывает на присутствие в пробе свободного или диспергированного (находящегося в пластовых условиях в свободном, фазово-обособленном состоянии) газа [3].

Полученные эмпирические и расчетные данные позволили в Южно-Каспийской впадине выделить площади, характеризующиеся различной величиной истинной газонасыщенности пластовых вод среднеплиоценового возраста (рис. 2). Газонасыщенность до 3,1 м³/м³ имеют воды западного борта впадины, включая Апшеронский, Кобыстанский, Нижнекуринский нефтегазоносные районы и Бакинский архипелаг. Воды восточного борта и Апшеронского порога характеризуются газонасыщенностью от 3,1 до 5 м³/м³. В погруженной части Южно-Каспийской впадины располагаются воды с газонасыщенностью 5–6 м³/м³ и более.

В соответствии с изложенным была предпринята попытка подсчета количества растворенного газа в пластовых водах среднеплиоценовых отложений Южно-Каспийской впадины. Объемы растворенных газов Q были подсчитаны по формуле

Q=0.12Shg,

где S – площадь распространения водоносных комплексов; h – эффективная мощность водовмещающих пород; g – газонасыщенность пластовых вод.

Исходя из этих данных определялся объем пластовых вод, а по растворимости метана с учетом температур и солености вод – количество растворенного в воде газа. Перечисленные данные для глубокопогруженных зон были экстраполированы с учетом фактического материала на западном, восточном бортах и Апшеронском пороге Южно-Каспийской впадины, в зависимости от глубины залегания среднеплиоценовых отложений и других параметров были выделены девять зон, для каждой из которых проведены расчеты количества водорастворенного газа (табл. 2). Расчеты показали, что общее количество газа, которое может, быть растворено в водах среднеплиоценовых отложений Южно-Каспийской впадины, составляет 19,8 *10¹² м³.

Количество газа в выделенных зонах неодинаково. Минимальный его объем отмечен в пределах Апшеронского нефтегазоносного района и составляет 1,1*10¹², а максимальный (3,5*10¹² м³) – в пределах Кобыстанского, Нижнекуринского районов и Бакинского архипелага. Для более четкого представления о распределении количества газа по зонам рассчитан удельный объем газа, приходящийся на 1 км² площади. Эта величина изменяется от 0,74• 10⁹ м³/км² в пределах Туркменской террасы на глубине 6 км до 1,31 • 10⁹ в глубоководной зоне Южного Каспия на глубине 9 км.

Определенный интерес представляет распределение количества водорастворенных газов по глубине залегания. В целом для Южно-Каспийской впадины отмечается увеличение количества газа с ростом глубин от 2 до 6 км и уменьшение на глубинах 7–9 км. Более половины объема водорастворенного газа (10,8 • 10¹² м³) приурочено к глубинам 5–6 км.

Исходя из распределения количества газа по площади и его удельного объема на 1 км² по глубине первоочередными объектами для освоения ресурсов водорастворенных газов в Южно-Каспийской впадине могут быть названы Апшеронский порог и Прибалханская зона на глубинах залегания подошвы продуктивной толщи до 5 км.

Рассчитанное общее количество водорастворенных газов в среднеплиоценовых отложениях (120•10¹² м³) значительно отличается от цифр, приводимых в предшествующих работах [2,5], где авторы исходят из газонасыщенности вод, доходящей до 30–50 м³/м³. Экспериментальными работами эти цифры не подтверждаются. По данным А. Ю. Намиота и М. М. Бондаревой (4), растворимость метана при давлении 60 МПа и температурах 100–120 °С составляет 6 см³/г (в дистиллированной воде). Высокая газонаcыщенность вод, как отмечалось, по-видимому, связана с присутствием в коллекторах пластовых вод не только с растворенным газом, но и свободным или диспергированным. Подобное явление вполне допустимо в условиях плиоценовых отложений Южно-Каспийской впадины, которые отличаются значительным по мощности и интенсивности осадконакоплением вплоть до лавинного, большим размахом колебательных и складчатых движений. По новой методике интерпретации геофизического материала в разрезе осадочных пород на глубинах 7–12 и ниже 15 км были установлены зоны разуплотненных пород. Одна из причин их формирования – интенсивная генерация газообразных и жидких УВ [1]. Эти зоны могут служить вместилищем и источником значительных объемов газа, насыщающих пластовые воды.

Современные структуры в Южно-Каспийской впадине сформированы в четвертичное время. Высота их составляет 1–3 км. Они охватывают значительную часть площади выделенных зон вплоть до 50 %. В процессе их подъема вместе с окружающей периферией из пластовых вод происходит дегазация большого количества газа, которая может пополнить объемы свободного газа в водоносных пластах. Подъем Апшеронского порога, Прибалханской и Кеймир-Чикишлярской зон на 1 км приведет к выделению из раствора 1,9*10¹² м³ газа.

Процессы образования жидких и газообразных УВ в плиоценовых отложениях Южно-Каспийской впадины возникли сравнительно недавно (в геологическом смысле) и протекают в настоящее время. Об этом свидетельствуют невысокая стадия изменения органического вещества до МК_2-3, деятельность грязевых вулканов и другие факторы. Генерируемые новые порции УВ-газов также могут служить источником свободных газов в коллекторах, заполненных пластовыми водами.

Приведенные данные о газах, связанных с пластовыми водами, должны оцениваться как минимальные значения, которые могут быть увеличены за счет дополнительных источников. Освоение их требует разработки технических решений, методов локального поиска.

1. Гулиев И. С., Павленкова Н. И., Раджабов М. М. Зоны регионального разуплотнения в осадочном бассейне Южно-Каспийской впадины // Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле.– 1987– № 6.- С. 111-117.

2. Корценштейн В. Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли.–М.: Недра.– 1984.–С. 185–187.

3. Лагунова И. А., Кругликов Н. М. Газонасыщенные подземные воды как источник нетрадиционного углеводородного сырья // Труды ВНИГРИ.–Л,– 1989.–С. 37–45.

4. Намиот А. Ю.. Бондарева М. М. Растворимость газов в воде под давлением-– М.: Гостоптехиздат.– 1963.– С. 32–58.

5. Якуцени В. П. Интенсивное газонакопление в недрах,– Л.: Наука.– 1984.– С. 53–63.

This paper deals with a study of water-soluble gases of southern Caspian depression. Samples collected have allowed one to estimate their natural gas saturation and to investigate shemical composition. Based on these data, regularities in the distribution and change of underground water gas saturation are established for the study area, depending on occurrence depth. Within the southern Caspian depression, the areas characterized by varying total and specific volumes of water-soluble gases are distinguished.

1 – газонасыщенность, м³/м³; 2 – содержание СН4, %; средние значения газонасыщенности: 3 – расчетной, м³/м³, 4 – фактической, м³/м³; 5 – среднее содержание СН₄, %

Зоны с газонасыщенностью вод, м³/м³ : 1 – менее 3,1, 2 – 3,1–5. 3 – 5-6, 4 – более 6; 5 - изогипсы по кровле продуктивной толщи (среднего плиоцена), км; I – Талышский мегантиклинорий; II – Нижнекуринская впадина: III–Шемахино-Кобыстанский прогиб; IV – мегантиклинорий Большого Кавказа; V – Апшероно-Прибалханская зона; VI – антиклинорий Большой Балкан; VII – Шахманский прогиб; VIII – структурная терраса Туркменского шельфа; IX – глубоководная впадина Южного Каспия