Механизм образования очагов газодинамических явлений в соляном пород
..pdfграницы, которые всегда присутствуют в любой породе. Наличие флюидопроводников, представленных слоями и прослойками соленосных глин, микротрещиноватостью и границами зерен, предопределяет прин ципиальную возможность взаимодействия агрессивных растворов с лю бым объемом соляных пород даже на стадии катагенеза.
Таким образом, на стадии катагенеза в соляной толще Верхнекам ского месторождения имелись многочисленные флюидопроводники, формирование которых происходило за счет различных процессов.
3.4. Источники свободного газа очагов газодинамических явлений
Проблема источников свободного газа является наиболее важной в механизме образования очагов газодинамических явлений в условиях Верхнекамского месторождения калийных солей. В настоящее время ученые, занимающиеся проблемой ГДЯ в калийных рудниках Верхне камского месторождения, не пришли к единому мнению об источниках свободного газа в очагах газодинамических явлений. Большой объем ис следований был выполнен по изучению закономерностей распределения свободных газов в калийных породах. В то же время большинство иссле дователей отмечает, что своеобразный состав углеводородов, формы и характер газовых включений в солях, зональное распределение газов по разрезу, данные по изучению органического вещества и изотопного состава углерода углеводородов свидетельствуют об отсутствии генети ческой связи между углеводородными газами соляных пород и органи ческим веществом этих образований [13,87-92; 14, с. 321-329; 148-157]. Материалы по газоносности соляных пород Верхнекамского месторож дения, особенности химического состава этих газов и их изотопного со става свидетельствуют о том, что данные газы представляют собой слож ную природную смесь, отдельные компоненты которой имеют различ ную природу. Среди газов калийных отложений выделяются газы, генетически связанные с этими отложениями, и газы, чуждые калиенос ным образованиям, т. е. генетически с ними не связанные. К газам, гене тически связанным с калийными отложениями, относятся радиогенные, радиационно-химические и метаморфогенные газы. Газы, захваченные (окклюгированные) солями в процессе их кристаллизации и пришедшие в соленосные отложения извне (эпигенетические), относятся к газам,
генетически не связанным с соленосными отложениями [156]. Как уже отмечалось в разделе 3.1, более 80 % газодинамических явлений на сильвинитовых пластах Верхнекамского месторождения произошло в местах с явными признаками эпигенетических изменений как самих пластов, так и вмещающих пород. Анализ особенностей геологического строения мест развития ГДЯ различного вида приводит к выводу, что их очаги приурочены к путям миграции в соленосной толще водных растворов. Кроме этого, многолетняя практика ведения горных работ на сильвинитовых пластах Верхнекамского месторождения свидетельствует о мно гочисленных повышенных выделениях свободных газов из стенок гор ных выработок в виде «микросуфляров», которые приурочены к контак там соляных пород с глинисто-ангидритовыми прослойками. Эти выделения свободных газов практически всегда сопровождаются выде лением водных растворов с образованием мелких пузырей и брызг. Про должительность выделения свободных газов и водных растворов колеб лется от нескольких часов до 10 суток и более. Наибольшая зафиксиро ванная продолжительность действия «микросуфляров» с выделением водных растворов по пласту Кр II составила 144 часа, а по пласту АБ — 350 часов [148, с. 65]. Кроме этого, неоднократно отмечалось истечение водных растворов из отдельных замкнутых полостей в виде выбросов с газом. Все эти факты позволяют предполагать весьма существенную роль газонасыщенных водных растворов в образовании очагов газодина мических явлений в условиях Верхнекамского месторождения калийных солей весьма существенной.
При определенных условиях в геологическом прошлом и при нали чии проводников газонасыщенные водные растворы могли мигрировать по разрезу, взаимодействовать с соляными породами и создавать в них зоны эпигенетических преобразований. Известно, что водные растворы водоносных комплексов подсолевых отложений в пределах Соликам ской впадины являются газонасыщенными [129, с. 77-104; 130, с. 61-64; 131, с. 125-128; 132, с. 123-128]. Сведения о газонасьнценности водных растворов, пластовом давлении и компонентном составе водорастворен ных газов подсолевых отложений приведены в табл. 3 .3 .
Как видно из табл. 3.3, в подсолевых породах имеется и в настоящее время шесть водоносных горизонтов, содержащих газонасыщенные вод ные растворы. Газонасыщенность водных растворов подсолевых водонос ных горизонтов изменяется от 0,14 до 0,65 MVM3, достигая максимальных
Газонасыщенность, пластовые давления и компонентный состав водорастворенных газов подсолевых водоносных комплексов [129-132]
|
Газонасыщен- |
Пластовое |
Компонентный состав водорастворенных газов, об. % |
||||
Водоносный комплекс подсолевых отложений |
ность водного |
давление, |
СН4 |
£ Т У |
N 2 |
С 0 2 + H2S |
н 2 |
|
раствора, м3/м3 |
МПа |
|||||
|
|
|
|
|
|
||
Нижнепермско-верхнекаменноуголъный |
0 ,1 5 -0 ,4 8 |
3 ,9 3 -9 ,2 |
5 0 ,8 -6 2 ,2 |
3 ,2 -4 ,0 |
3 7 ,5 -3 9 ,4 |
6 ,2 -7 ,9 |
0 ,2 4 -0 ,3 2 |
карбонатный |
|
|
|
|
|
|
|
Московский |
0 ,1 6 -0 ,5 7 |
4,4 2 -1 2 ,7 1 |
48,6 |
2,0 |
46,8 |
3,2 |
Нет данных |
Башкирско-верхневизейский терриген- |
0,41 |
4 ,2 6 -1 3 ,5 2 |
49,8 |
3,1 |
47,5 |
0,7 |
0,22 |
но-карбонатный |
|
|
|
|
|
|
|
Средне-нижневизейский терригенный |
0 ,1 8 -0 ,6 5 |
6 ,1 5 -1 3 ,8 5 |
5 1 ,0 -6 8 ,2 |
1 ,0 -1,5 |
2 8 ,2 -4 6 ,8 |
1,4 |
Не обнаружен |
Турнейско-верхнедевонский карбонат |
0 ,1 5 -0 ,6 2 |
5 ,2 -1 7 ,0 |
15,1 -2 2 ,7 |
4,66 |
7 5 ,4 -9 7 ,5 |
1,5 |
Не обнаружен |
ный |
|
|
|
|
|
|
|
Верхне-среднедевонский терригенный |
0 ,1 4 -0 ,5 8 |
7 ,1 -2 6 ,8 6 |
3 6 ,1 -4 2 ,9 |
5 ,5 -8 ,3 |
4 8 ,6 -5 6 ,8 |
0 ,2 -1 ,4 |
0 ,2 -0 ,3 9 |
значений в средне-нижневизейском терригенном комплексе. Водные рас творы, связанные с подсолевыми отложениями, являются высоконапор ными. Пластовые давления изменяются от 3,93 до 26,86 МПа в зависимо сти от глубины залегания и достигают максимальных значений в породах верхне-среднедевонского терригенного комплекса. Компонентный состав водорастворенных газов в нижнепермсковерхнекаменноугольном карбо натном, московском, башкирско-верхневизейском терригенно-карбонат- ном и средне-нижневизейском терригенном водоносных комплексах азот но-метановый. Компонентный состав водорастворенных газов этих водо носных комплексов следующий: метан — от 48,6 % до 68,2 %; сумма тяжелых углеводородов — от 1,0 % до 4,0 %; азот — от 28,2 % до 47,5 %; сумма кислых газов (С02 + H2S) — от 0,7 % до 7,9 %; водород— от 0,22 % до 0,32 %. Водорастворенные газы турнейско-верхнедевонского карбо натного и верхне-среднедевонского терригенного водоносных комплек сов имеют метаново-азотный компонентный составГметан — от 15,1 % до 42,9 %; сумма тяжелых углеводородов — от 4,66 % до 8,3 %; азот — от 48,6 % до 97,5 %; сумма кислых газов (С02 + H2S)— от 0,2 % до 1,5 %; во дород — до 0,39 %. В целом компонентный состав водорастворенных га зов подсолевых отложений определяется соотношением метана и азота. Все другие газовые компоненты, такие как тяжелые углеводороды (этан — гексан), сероводород, углекислый газ, водород и инертные газы, содержатся в значительно меньших количествах и имеют подчиненное значение.
Разница пластовых давлений водных растворов в областях питания и разгрузки вполне могла приводить гидродинамическую систему в меха нически неустойчивое состояние, а при наличии проводников — к восхо дящей и латеральной миграции водных растворов. При средней глубине залегания сильвинитовой зоны 400 м давление внутрисолевых водных растворов могло составлять 8,0 МПа. В месте образования расслоений и трещин давление водных растворов могло снижаться до нуля. Газонасыщенность водных растворов, по-видимому, изменялась в широких преде лах. Результаты экспериментальных исследований компонентного соста ва свободных газов пород сильвинитовой зоны Верхнекамского месторо ждения показали, что они весьма близки по своему составу и являются газами метаново-азотными [149, с. 52-55; 150, с. 160-163].
Миграция газонасыщенных водных растворов в соляных породах месторождения сопровождалась их дегазацией. Дегазация водных рас
творов была обусловлена двумя факторами. Первый фактор был обу словлен изменением термобарических условий при миграции газонасы щенных водных растворов из областей с повышенным пластовым давле нием в области с пониженным пластовым давлением. Такими областями, где значительно снижалось пластовое давление растворов, могли быть сначала зоны разрывных тектонических нарушений и тектонические трещины, а затем пустоты и расслоения, образовавшиеся в процессе вы щелачивания и замещения растворимых соляных пород. Второй фактор дегазации водных растворов включал процессы «высаливания» раство ренных газов в свободную фазу вследствие роста минерализации водных растворов при растворении соляных пород. Следовательно, основными источниками свободных газов в очагах ГДЯ вполне могли быть газона сыщенные водные растворы. Геохимические процессы, сопровождаю щие дегазацию водных растворов, требуют детального рассмотрения и количественной оценки.
Количественная оценка первой стадии дегазации газонасыщенных водных растворов при изменении их термобарических условий выполня лась для осредненных значений состава газовых смесей, давлений и тем ператур. Точные значения палеоусловий образования очагов ГДЯ в на стоящее время установить невозможно, поэтому будем исходить из тех оценок, которые даны в литературных источниках. При расчетах будем варьировать значением давления газов в очагах ГДЯ, а температура, при которой происходили эпигенетические преобразования соляных пород сильвинитовой зоны, была близка к 40 °С [14]. Значение температуры аг рессивных водных растворов, равное 40 °С, принималось по аналогии с современной температурой внутрисолевых вод. Характеристики газона сыщенных водных растворов принимались следующие: пластовое давле ние водных растворов 8,0 МПа, величины газонасыщеиности и минерали зации варьировались. При расчетах в составе газовых смесей водных рас творов не учитывалось содержание таких компонентов, как этан, водород, углекислый газ и тяжелые углеводороды, т. к. их количество в растворах было незначительно в сравнении с метаном и азотом. Состав растворен ных газовых смесей для сильвинитовых пластов принимался следующим: N2— 62 %; СН4 — 38 %. Количественная оценка дегазирующего влияния падения пластового давления проводилась по методике, изложенной в ря де научных работ [158-163]. В соответствии с методикой вначале находи лись константы равновесия газовых компонентов, растворяющихся в не-
минерализованной воде при исходных температуре и давлении. Констан та фазового равновесия есть отношение мольной доли компонента в газовой фазе (N[) к его мольной доле в жидкой фазе (Nj):
K l = N f x ( N ' , y ' |
(3.2) |
Известно, что растворенные соли снижают растворимость газов в воде. Зависимость растворимости газов от концентрации растворенных в воде солей описывается уравнением Сеченова, которое имеет вид
N',* = N1 х 1(Г*'ХЛ |
(3.3) |
о.* |
с |
X •сГ II |
X 1 О |
(3.4)
где bi — объем газового компонента, растворенного в единице массы во ды;
кх— коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной со ли на растворимость газового компонента /;
п — концентрация растворенной в воде соли.
Значения коэффициента Сеченова для азота и метана определяются по справочным данным [158, с. 109; 161, с. 104]. Затем определялись константы фазового равновесия для минерализованной воды по формуле
к- = ki х 10*'хл |
(3.5) |
Содержание растворенных в пластовой воде компонентов газа в мольных долях определялось из выражения
N ' i ' = Ы ' , х ( к ; ) . |
(3.6) |
Затем определялись константы равновесия этого газонасыщенного раствора при давлении 8,0 МПа и температуре 40 °С, а также значения коэффициентов Сеченова при температуре 40 °С. Находились констан ты равновесия газовых компонентов для водных растворов заданной ми нерализации и содержания растворенных компонентов газа в мольных долях (N"*). Суммарное количество выделившегося из раствора газа в мольных долях определяется величиной разности значений содержа ния растворенных компонентов газа при начальных и конечных термо барических условиях,
Объем выделившихся азота и метана в мл на 1 г чистой воды опреде ляется из выражения
Ъ', = AV, х(0,804х КГ3)"' |
(3.8) |
Количество выделившегося из водных растворов компонентов газа в м3 на 1 м3 раствора находилось из уравнения
с ; = Ь- х [(0 - 0,01 х g) х ]_1 |
(3.9) |
где g — содержание солей в водном растворе, %; <3t — плотность водного раствора солей.
Величина g может быть найдена по весу солей (Q), содержащихся в 1 л водного раствора:
g = 0 , l x Q x d ' |
(3.10) |
Результаты выполненных расчетов в виде графиков представлены на рис. 3.10. Из рис. 3.10 видно, что снижение пластового давления при температуре водных растворов 40 °С и минерализации 50 кг NaCl на 1000 кг Н20 с 8,0 МПа до 2,0 МПа сопровождается выделением в сво бодную фазу 0,63 м3/м3 метаново-азотной газовой смеси. При минерали зации 100, 150, 2 0 0 , 250, 300, 350, 400 и 450 кг NaCl на 1000 кг Н20 при тех же условиях соответственно выделится 0,52, 0,37, 0,30, 0,23, 0,18, 0,14,0,1 и 0,09 м3/м3 метаново-азотной газовой смеси. Следует отметить, что такие изменения давлений водных растворов при их миграции по зо нам нарушений на стадии катагенеза вполне могли иметь место.
Исследования показали, что образование очагов газодинамических явлений вполне могло происходить за счет дегазации газонасыщенных водных растворов при снижении пластового давления в областях их раз грузки. При этом количество выделяющегося из водного раствора газа, при прочих равных условиях, будет определяться величиной разности пластовых давлений водного раствора в областях питания и разгрузки. Чем больше была разность пластовых давлений, тем больше газа выделя лось из газонасыщенного водного раствора в свободную фазу.
Вторая стадия дегазации водных растворов обусловлена ростом их минерализации при растворении соляных пород. Влияние концентрации солей в водном растворе на уменьшение растворимости газов называется
Рис. 3.10. Графики изменения объема газа, выделившегося из водного раствора
различной минерализации, в зависимости от разности пластового давления
эффектом «высаливания». Эффект «высаливания» газов связан с тем об стоятельством, что растворенные соли резко уменьшают растворимость газов в воде. Так, например, растворимость метана в воде под действием солей хлористого натрия может уменьшиться в 2—3 раза [158, с. 99]. Ис следования по количественной оценке эффекта «высаливания» газов из водных растворов при росте их минерализации в настоящее время выпол нены в ограниченном объеме [158, 162, 163]. При определении объемов «высаливаемых» газов использовался подход, аналогичный количествен ной оценке объемов газов, выделявшихся в свободную фазу при падении пластового давления водных растворов. Только в этом случае изменялась концентрация NaCl в водном растворе, а пластовое давление и температу ра оставались постоянными, и принимались соответственно 8,0 МПа
и 40 °С. Вначале по формуле (3.4) находились константы равновесия газо вых компонентов, растворенных в неминерализованной воде при давле нии 8,0 МПа и температуре 40 °С. Затем по справочным данным находи лись значения коэффициентов Сеченова для азота и метана при темпера туре 40 °С. По формулам (3.5), (3.6) и (3.7) находились константы равновесия для минерализованных водных растворов. Содержание рас творенных компонентов газов в мольных долях находилось по формуле (3.8) . Суммарное количество газа, выделившегося из водного раствора с ростом его минерализации, в мольных долях определялось по формуле (3.9) . Переход от мольных долей к м3 производился с помощью формул (3.10) , (3.11) и (3.12). Все расчеты были выполнены для водных растворов NaCl, минерализация которых составляла соответственно 0; 50; 100; 150; 200; 250; 300; 350; 400; 450 кг/м3 при пластовом давлении 0,1; 2,0; 4,0; 5,0 и 8,0 МПа. Результаты выполненных расчетов представлены в виде гра фиков на рис. 3.11. Как видно из рис. 3.11, увеличение минерализации водных растворов сопровождается увеличением объема «высаливаемого» газа и при концентрации 450 кг/м3 NaCl на 1000 кг Н20 «высаливанию» подвергается до 90 % растворенной метаново-азотной газовой смеси. Так, при пластовом давлении газонасыщенного водного раствора 2,0; 4,0; 5,0 и 8,0 МПа при увеличении минерализации водного раствора до 450 кг/м3 на 1000 кг Н20 соответственно может быть «высолено» 0,36; 0,6; 0,7; и 1,1 м3 газовой метаново-азотной смеси из 1 м3 раствора.
Эффект «высаливания» газов из водных растворов при росте кон центрации солей может быть оценен и по величине значений коэффици ента активности растворенного газа [164]. Принято, что коэффициент ак тивности газа, растворенного в воде, не содержащей каких-либо приме сей, равен единице. Экспериментально установлено, что с повышением концентрации солей в водном растворе растворимость газов уменьшает ся, а коэффициент их активности возрастает и служит мерой «высалива ния». Коэффициент активности газа изменяется, как правило, от едини цы при нулевой концентрации соли в водном растворе до величины, зна чительно превышающей единицу, при повышении ионной силы раствора. Скорость изменения коэффициента активности с повышением концентрации солей в растворе различна для определенных газов. На рис. 3.12 в виде функции от ионной силы раствора NaCl приведены значения коэффициентов активности следующих растворенных газов: азота, кислорода, водорода, углекислого газа и сероводорода [164, с. 67]. Анализ диаграммы показывает, что скорость изменения коэффициента
Рис. 3.11. Графики изменения объема метаново-азотной смеси, «высаливаемой» из водного раствора, с ростом его минерализации и при соответствующем пластовом
давлении
активности с повышением концентрации NaCl в значительной степени зависит от конкретного газа. Как видно из рис. 3.12, для азота скорость изменения коэффициента активности является максимальной. Следова тельно, при эпигенетических преобразованиях соляных пород под воз действием газонасыщенных водных растворов при росте их минерализа ции в свободную фазу из раствора будет переходить в первую очередь азот, и в свободном газе его доля будет максимальной. Этот факт под тверждается и экспериментальными данными по определению состава свободных газов в очагах ГДЯ.