Вестник ДВО РАН. 2011. № 3 УДК [550.43:553.98](571.6) А.И.ГРЕСОВ, А.В.ЯЦУК, Е.П.РАЗВОЗЖАЕВА, Г.Л.КИРИЛЛОВА

Вестник ДВО РАН. 2011. № 3
УДК [550.43:553.98](571.6)
А.И.ГРЕСОВ, А.В.ЯЦУК, Е.П.РАЗВОЗЖАЕВА, Г.Л.КИРИЛЛОВА
Влияние геологических факторов
на распределение природных газов
Бирофельдского грабена
Среднеамурского угольного бассейна
Установлен компонентный состав природных газов угольных пластов и вмещающих пород, проанализирована роль основных геологических факторов в распределении газов в кайнозойском угленосном осадочном комплексе и формировании современной газоносности Бирофельдского грабена Среднеамурского осадочного бассейна. По результатам комплексных газогеохимических исследований выявлен полигенезисный характер природных
газов, выделены основные типы сингенетичных и миграционных газов.
Ключевые слова: природный газ, компонентный состав, концентрация, газоносность, геологический фактор, полигенезис, Среднеамурский угольный бассейн.
Effect of geological factors on the distribution of natural gases in the Birofeld graben, Middle Amur
coal basin. A.I.GRESOV, A.V.YATSUK (V.I.Il’ichev Pacific Oceanological Institute, FEB RAS, Vladivostok),
E.P.RAZVOZZHAEVA, G.L.KIRILLOVA (Yu.A.Kosygin Institute of Tectonics and Geophysics, FEB RAS,
Khabarovsk).
A component composition of natural gases in the coal seams and enclosed rocks was determined by investigations
and the role of major geological factors on gas distribution in the Cenozoic sedimentary complex and formation of the
present gas content in the Birofeld graben of the Middle Amur sedimentary basin was analyzed. The results of complex
gas-geochemical researches revealed a polygenetic origin of the natural gases, and main types of syngenetic and
migration gases were established.
Key words: natural gas, component composition, concentration, gas content, geological factors, polygenesis,
Middle Amur coal basin.
Газогеохимическая изученность природных газов угольных пластов и вмещающих пород Среднеамурского угольного бассейна крайне низка и неравномерна. Лучше
всего исследованы эксплуатируемые месторождения, составляющие незначительную
часть бассейна. В юго-западной части Среднеамурского угольного бассейна в пределах
Бирофельдского грабена (БГ) расположено Ушумунское буроугольное месторождение
(рис. 1), результаты газогеохимических исследований которого дают представление о
компонентном составе природного газа (ПГ) и воздействии основных геологических факторов на формирование современной газоносности. По закономерностям распределения
ПГ установлены изменения его качественных и количественных показателей под влиянием геологических факторов, включающих различия тектонических и гидрогеологических
ГРЕСОВ Александр Иванович – кандидат технических наук, старший научный сотрудник, *ЯЦУК Андрей
Вадимович – младший научный сотрудник (Тихоокеанский океанологический институт им. В.И.Ильичева ДВО
РАН, Владивосток), РАЗВОЗЖАЕВА Елена Петровна – кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник, КИРИЛЛОВА Галина Леонтьевна – доктор геолого-минералогических наук, заведующая лабораторией
(Институт тектоники и геофизики им. Ю.А.Косыгина ДВО РАН, Хабаровск). *E-mail: yatsuk@poi.dvo.ru
Работа выполнена при поддержке грантов Президиума РАН № 09-I-П17-10; ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 гг. № 02.740.11.0022); НП «Глобальная Энергия»
МГ-2010/04/6.
65
Рис. 1. Геолого-тектоническая схема Бирофельдского грабена и геологический разрез по линии II–II [1, 11].
1–7 – выходы на поверхность: 1) метаморфических докембрийских, нижнепалеозойских осадочных пород и
палеозойских гранитоидов, 2) девонских отложений, 3) пермских и триасовых отложений, 4) раннемеловых
эффузивов кислого состава, 5) позднемеловых (?) эффузивов основного состава, 6) позднемеловых гранитов,
7) позднемеловых габбро; 8–10 – разломы: 8) по данным геологической съемки, 9) по данным аэромагнитной
съемки; 10) по данным сейсморазведки и гравиметрии (а – сбросы, б – взбросы и надвиги); 11) северо-западная
граница грабена; 12) области предполагаемого развития миоценовых эффузивов основного состава; 13) изогипсы подошвы осадочного чехла (км); 14) граница области распространения мелового (?) сейсмокомплекса;
15) сейсмический профиль 075898; 16) газогеохимический профиль; 17) скважина 1/3-ОК. На разрезе по линии II–II: 18) ушумунская свита (Р3-N1-2uš); 19) бирофельдская свита (P32bf); 20) чернореченская свита (P2-P31čr);
21) неизученные палеогеновые отложения, не вскрытые скважинами; 22) угленосность чернореченской и ушумунской свит. Структуры Бирофельдского грабена: прогибы Бирский (Б), Унгунский (У), Ушумунский (УШ);
поднятия Лазаревское (Л), Димитровское (Д). Преображеновский грабен (П)
условий, трещиноватости и газопроницаемости угольного и породного массива, магматической деятельности, нефтегазоносности подстилающих отложений и глубины залегания угольных пластов. ПГ должны различаться по таким параметрам, как концентрация
компонентов, молекулярная масса углеводородов (Мув), газовая зональность, мощность
зоны газового выветривания, газоносность углей и вмещающих пород, газонасыщенность
подземных вод и др.
66
Методика исследований
Комплексная методика газогеохимических исследований включала отбор
проб угля керногазонаборниками, определение качественного состава газа (в угле и вмещающих породах) и газонасыщенности подземных и поверхностных вод (из колодцев,
скважин и рек), эколого-газовую, подпочвенную и снежно-покровную газовую съемку
[7, 11]. В 2010 г. проведена подпочвенно-газовая съемка с отбором проб из шпуров глубиной 0,8–1 м. Газовые компоненты устанавливали на газовом хроматографе «КристалЛюкс-4000м». Проанализированы 424 пробы газа, отобранные различными методами
при полевых работах 2010 г. и ранее. Результаты интерпретировали с привлечением углеразведочных и геолого-геофизических данных.
Газогеохимические закономерности распределения природных газов
Во время предварительной разведки Ушумунского месторождения в 1998 г. под
руководством Ш.Г.Ульмясбаева («Дальвостокуглеразведка», г. Артем) определены компонентный состав ПГ, газовая зональность, газоносность углей и вмещающих пород. В составе природного газа установлены: углекислый газ (1,2–64,6%), метан (0,01–78,84%),
водород (0–4,87%), углеводородные газы (УВГ) в сумме до 0,324%, азот и аргон. Концентрации метана, УВГ и метаноносности с увеличением глубины залегания угольных
пластов закономерно возрастали (рис. 2), углекислого газа – уменьшались.
По преобладанию газового компонента в ПГ определены 3 подзоны: углекислоазотных (в интервале глубин 0,5–50 м), метаноазотных (30–300 м), азотно-метановых
(300–450 м) газов, составляющих зону газового выветривания (ЗГВ), а также зона метановых газов (СН4 более 80%) на глубинах 350–500 м. По результатам работ метаноносность угольных пластов в ЗГВ не превышала 2 м3/т.с.б.м. (тонна сухой беззольной
массы), в зоне метановых газов – 2–5 м3/т.с.б.м. Углекислотоносность угольных пластов
в ЗГВ достигает 3 м3/т.с.б.м., во вмещающих породах – до 1 м3/т. Можно сделать вывод, что основными газоматеринскими породами в кайнозойских отложениях являются
угольные пласты и углистые литотипы.
Установлена зависимость концентраций метана и УВГ от метаморфизма углей. Так, на
равных глубинах залегания угольные пласты неогеновой ушумунской свиты марочного
состава 2Б (стадия катагенеза ПК2)1 содержат, как правило, на 30–40% меньше УВГ, чем
пласты палеогеновой чернореченской свиты, где марочный состав угля 3Б (стадия катагенеза ПК3). Таким образом, метаморфизм угля является одним из основных геологических
факторов, влияющих на содержание УВГ и метаноносность угольных пластов.
Во время эколого-газовой
съемки (А.И.Гресов, 1998 г.)
в подпочвенном газе установлены линейные аномалии
углекислого газа (до 1% и более) в зонах предполагаемых
выходов угольных пластов
под наносы и «мозаичные»
локальные аномалии УВГ
(до 0,02%). Полученные за
Рис. 2. Максимальные (А) и средние (Б) концентрации метана в угольграницами грабена значения
ных пластах на глубине > 350 м – прогнозные показатели
1
Марочный состав угля, стадии катагенеза и метаморфизма приняты на основании классификаций Высоцкого [3].
67
Рис. 3. Вскрытый угольный пласт 1 в карьере «Ушумунский». Август 2010 г. Фото А.В.Яцука
Мув = 16,04–16,05 (показатели углеводородной фракции современных осадков [5]) позволили оконтурить линейную зону аномальных концентраций СО2 и УВГ с показателями
Мув = 16,17–16,23, связанную с предполагаемым выходом угольных пластов. Результаты
бурения подтвердили местоположение выходов рабочих пластов угля, по которым в настоящее время ведутся вскрышные работы (рис. 3).
Лабораторными исследованиями установлены показатели трещинно-поровой газопроницаемости угля (4 пробы) и вмещающих пород (6 проб) в интервале глубин опробования
40–120 м. Значения газопроницаемости угля варьировали в пределах 6–120 мД (в среднем
32,4 мД); вмещающих пород (песчаники, алевролиты) – 0,1–2,4 мД. Таким образом, основными путями миграции ПГ угленосной толщи являются угольные пласты, так как у
них высокая газопроницаемость и через них происходит дегазация и эмиссия СН4 и СО2
в атмосферу.
Снежно-покровными газовыми съемками северо-западной части Бирофельдского
грабена были установлены аномалии УВГ до 0,00106%, в том числе по СН4 до 0,0008;
С2Н6 до 0,0003; С3Н8 до 0,000002; i-С4Н10 до 0,00006 и n-С4Н10 до 0,00006% [10, 12]. Анализ
газогеохимических данных по показателю Мув указывает на присутствие в снежном покрове полигенезисных УВГ, в том числе, по-видимому, газоконденсатного и нефтегазового происхождения (Мув варьирует в пределах 16,04–25) [5]. Максимальные концентрации
метана фиксировались в пределах линейной зоны вдоль юго-восточного грабенообразующего разлома БГ (рис. 1). По результатам съемки сделано предварительное заключение
о миграционной роли разломов в процессах глубинной дегазации, дан положительный
прогноз нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений.
По комплексным газогеохимическим исследованиям 2010 г. в Ушумунском прогибе и
на Димитровском поднятии (рис. 1) в составе ПГ установлены основные (> 1%) газовые
макрокомпоненты (табл. 1, 2): азот, углекислый газ, кислород, аргон и метан; микропримеси (< 0,1%): Н2, Не, С2Н6 (до 0,013), С2Н4 (до 0,00001), С3Н8 (до 0,0006), i-С4Н10, n-С4Н10
(до 0,0002), в единичных пробах С3Н6 (до 0,000004), С5Н12 (0,0000006) и Н2S.
68
Таблица 1
Средний компонентный состав подпочвенного газа по профилям, об. %
Компонент
Димитровское поднятие,
III–III
О2
N2
CO2
H2
He
CH4
C2H4
C2H6
C3H8
i-C4H10
n-C4H10
21,65
77,99
0,37
0,00214
0,0000058
0,00135
0,0000013
0,000121
0,000051
0,0000011
0,0000013
Ушумунский прогиб
II–III
II–II
21,66
21,85
77,91
77,79
0,43
0,36
0
0,00042
0
0,0000019
0,00035
0,00069
0
0
0,000059
0,000012
0,0000017
0,0000056
0,0000005
0,0000004
0,0000006
0,0000010
I–I
21,74
77,86
0,41
0
0
0,00019
0
0,0000023
0,0000014
0,0000007
0,0000003
Таблица 2
Средние концентрация газов (об. %) / газонасыщенность (см3/л) подземных и поверхностных вод
в Ушумунском прогибе и на Димитровском поднятии
Компонент
СО2
О2
Н2
СН4
С2Н4
C2H6
С3Н6
C3H8
С4H10
i-С4H10
n-С4H10
Общая газонасыщенность
Реки
18,04 / 1,71
16,42 / 1,70
0 / 6,04
0,0706 / 0,00574
0,000002 / –
0,000080 / 0,000006
Сл. / –
0,000011 / Сл.
– / 0,000002
Сл. / –
0,0000011 / –
– / 9,5
Колодцы
28,06 / 4,96
14,87 / 2,81
Сл. / 10,38
0,0032 / 0,00058
0,000005 / –
0,000109 / 0,000032
0,000001 / –
0,000044 / 0,000010
– / 0,000004
0,0000011 / –
0,0000013 / –
– / 18,2
Скважины
29,84 / 7,12
6,09 / 1,04
0,00001 / 12,04
4,6687 / 1,69166
0,000001 / –
0,019802 / 0,001124
0,000001 / –
0,008984 / 0,000051
– / 0,000018
0,0013514 / –
0,0014067 / –
– / 21,8
Примечание. Реки – характеристика средних концентраций газов в поверхностных (грунтовых) водах, колодцы – в верхнем водоносном, скважины – в нижнем горизонте подземных вод. Сл. – следовые количества.
Углекислый газ обнаружен в подпочвенном газе в концентрациях 0,1–2,3% (в среднем
0,38%). Его максимальное содержание – в северо-западной части Ушумунского прогиба в
зоне выходов угольных пластов (до 2,3%) и юго-восточной, приуроченной к приразломной зоне (2,2%). В этих же зонах в водорастворенных газах подземных вод в скважинах
(табл. 2) зафиксированы максимальные концентрации СО2 – 37–44% (8–13 см3/л), причем
за пределами грабена в безугольных отложениях его содержание в подземных водах на
порядок ниже и не превышает 3% (0,6 см3/л). Углекислотонасыщенность подземных вод
достигает в скважинах 12,9 см3/л, в колодцах 6,2; в речных водотоках 2,4 см3/л. Причем
в Ушумунском прогибе с максимальными значениями угленасыщенности кайнозойских
отложений ее значения в 1,5–2 раза выше, чем на Димитровском поднятии.
Сероводород в свободном виде и в воде гидрогеологической скважины в пределах горного отвода угольного разреза «Ушумунский» находится в концентрациях до 0,000284 %.
Водород и гелий фиксировались в подпочвенных и водорастворенных газах в зоне глубинного разлома юго-восточного борта грабена и площадях с интенсивным развитием
меловых эффузивных пород (рис. 1) на Димитровском поднятии в концентрациях до 0,00067
и 0,00002%, соответственно, и в аналогичных зонах Ушумунского прогиба – 0,00023 и
69
0,000009%. Приуроченность аномалий водорода и гелия к зонам тектонических нарушений
и меловых магматических образований говорит о миграционной природе этих газов [4, 6].
Метан обнаружен во всех пробах подпочвенного газа в концентрациях 0,00009–
0,00643%, воде – 0,00021–18,40% (до 6,4 см3/л). Максимальные концентрации СН4 установлены над сложнодислоцированными тектонически нарушенными участками юго-восточного борта грабена (рис. 4) в зонах активной разгрузки подстилающих газонасыщенных
и нефтегазоносных (?) мезо-кайнозойских отложений.
Обращают на себя внимание аномальные значения метано- и углекислотонасыщенности поверхностных вод на площади БГ (табл. 2), вероятно, обусловленные тем, что реки
размывают выходы угольных пластов ушумунской и чернореченской свит и растворяют в
водах СН4 и СО2.
Углеводородные газы представлены в подпочвенном газе гомологическим рядом
этан–бутан и их изоформами (этиленом, пропиленом и изобутаном) (табл. 1, 2). Установлена закономерность распределения зон аномальных концентраций УВГ, приуроченных
в большей степени к тектонической системе юго-восточного борта грабена, в меньшей –
к северо-западной (рис. 4).
Минимальные концентрации УВГ присущи центральным площадям грабена, где развиты наиболее мощные глинистые отложения, перекрывающие угленосные свиты, характеризующиеся меньшей тектонической нарушенностью (рис. 1, 4).
На основе молекулярной массы углеводородной фракции (МУВ) различных по происхождению УВГ [2, 5, 8, 9] в угленосных отложениях выделены группы сингенетичных
и миграционных газов. К группе сингенетичных относятся газы современных четвертичных отложений (МУВ = 16,04–16,08), углеметаморфогенные газы (16,21–16,28) и газы
скоплений, связанные с вмещающими породами (16,10–16,17). В целом, по-видимому,
последние две зоны целесообразно рассматривать как единую газогенетическую систему
(МУВ 16,1–16,3), группу сингенетичных ПГ, связанных с метаморфогенными процессами
преобразования органического (угольного) гумусово-сапропелевого и сапропелево-гумусового вещества подстадий на стадиях метаморфизма ПК2–МК1.
В пределах юго-восточной части грабена в зонах развития меловых эффузивных пород,
главного разлома и его апофизов установлены УВГ с показателями МУВ 16,57–16,58, характерные для газов магматических образований. В этих же зонах выделяется группа УВГ
с МУВ – 17–18,6 и 18,6–20. УВГ с такими значениями МУВ характерны для газов конденсатно-газовых, газоконденсатных и нефтегазовых скоплений Дальнего Востока [5]. С долей
осторожности данная группа отнесена авторами к ПГ подстилающих угленосную толщу
газоконденсатных и нефтегазовых залежей. Присутствие в ПГ этой зоны гелия указывает
на наличие радиогенных газов. В целом все указанные разновидности УВГ угленосной
толщи относятся к миграционным газам.
Выводы
Основными геологическими факторами, влияющими на распределение природных газов, газоносность угольных пластов и вмещающих пород Бирофельдского грабена
Среднеамурского угольного бассейна, являются глубина их залегания и газопроницаемость;
магматическая деятельность; мощность и литологический состав покровных отложений;
степень метаморфизма угля и органического вещества во вмещающих породах; тектонические и гидрогеологические условия; нефтегазоносность подстилающих отложений.
Исследованиями установлена вертикальная миграция УВГ от магматических образований, газоконденсатных и нефтегазовых скоплений по зонам разломов из подстилающих
отложений, являющихся не только газоматеринскими, но и газогенерирующими формациями, способствующими аккумуляции и формированию УВ скоплений в приразломных
структурах юго-восточного борта грабена и куполовидных поднятиях.
70
10-4, об. %
70
H2 х 10
а
60
50
40
30
УВГ
CH4
20
He х 100
10
12
11
10
9
8
4
5
6
7
3
2
1
0
0
Номера точек
0
6
7км
5
б
3
4
2
1
0
0
N1us
0,5
0,5
P3bf
1,0
P2-3cr2
1,0
1,5
P2-3čr1
2,0
1,5
H, км
То, с
1
2
P2-3cr2
3
Рис. 4. Графики изменения концентраций углеводородных газов, водорода и гелия по геохимическому профилю
III–III (сейсмопрофиль 3) Димитровского поднятия (а) и сейсмический профиль (б). То – двойное время пробега
отраженной волны. 1 – границы сейсмокомплексов; 2 – главный грабенообразующий сброс; 3 – хроностратиграфическая привязка сейсмокомплексов; čr – чернореченская, bf – бирофельдская, uš – ушумунская свиты
Вследствие комплексного воздействия геологических факторов в угленосной толще
происходит полигенезис ПГ и присутствуют сингенетичные и миграционные газы.
Закономерности распределения УВ газов позволяют положительно оценить перспективы нефтегазоносности Бирофельдского грабена.
ЛИТЕРАТУРА
1. Варнавский В.Г. Седиментогенный аспект эволюции кайнозойских структур юго-западной части
Среднеамурского осадочного бассейна и перспектив их нефтегазоносности (Дальний Восток) // Тихоокеан.
геология. 2008. Т. 27, № 2. С. 107–118.
71
2. Велев В.Х. Молекулярная масса углеводородной фракции и весовое распределение компонентов С1–С5
в природных газах разных генетических типов // Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества
докембрия. М.: Наука, 1981. С. 22–28.
3. Высоцкий И.В. Геология природного газа. М.: Недра, 1979. 392 с.
4. Гресов А.И. Воздействие глубинной дегазации на формирование углегазоносных бассейнов юга Дальнего
Востока // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезисы: материалы Всерос. конф.
М.: ГЕОС, 2008. С. 122–125.
5. Гресов А.И. Газогеохимическое классифицирование углеводородных газов угленефтегазоносных
бассейнов Востока России // Тихоокеан. геология. 2011. Т. 30, № 2. С. 105–121.
6. Гресов А.И., Обжиров А.И., Шакиров Р.Б. Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока и
перспективы ее промышленного освоения. Т. 1. Углеметановые бассейны Приморья, Сахалина и Хабаровского
края. Владивосток: Дальнаука, 2009. 247 с.
7. Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при
геологоразведочных работах. М.: Недра, 1977. 56 с.
8. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. М.: Недра, 1969. 334 с.
9. Никонов В.Н. Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах нефтяных и газовых залежей // Геология
нефти и газа. 1961. № 8. С. 44–47.
10. Развозжаева Е.П., Кириллова Г.Л., Рапопорт В.П. О газоносности кайнозойских грабенов Среднеамурского
осадочного бассейна по результатам газогеохимической съемки снежного покрова // Наука Северо-Востока
России – начало века: материалы Всерос. конф., посвящ. памяти акад. К.В.Симакова в честь его 70-летия.
Магадан, 2005. С. 201–205.
11. Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород при геологоразведочных
работах. Ростов н/Д: ВНИГРИуголь, 1985. 148 с.
12. Среднеамурский осадочный бассейн: геологическое строение, геодинамика, топливно-энергетические
ресурсы / отв. ред. Г.Л.Кириллова. Владивосток: ДВО РАН, 2009. 424 с. (Серия «Осадочные бассейны Востока
России» / гл. ред. А.И.Ханчук; т. 3).
Новые книги
Глубинное строение и металлогения Восточной Азии / отв. ред. А.Н.Диденко,
Ю.Ф.Малышев, Б.Г.Саксин.
Deep structure and metallogeny of East Asia / eds A.N.Didenko, Yu.F.Malyshev,
B.G.Saksin.
Владивосток: Дальнаука, 2010. – 332 с. – ISBN 978-5-8044-1139-9.
Институт тектоники и геофизики им. Ю.А.Косыгина ДВО РАН
680063, Хабаровск, ул. Ким Ю Чена, 65
Fax: (4212) 22-76-84. E-mail: itig@itig.as.khb.ru
В монографии представлены синтезированные результаты исследований сотрудников
Института тектоники и геофизики им.Ю.А.Косыгина ДВО РАН, проведенные в последние
десять лет и направленные на изучение тектоники, глубинного строения и металлогении
территории юга Дальнего Востока России и Северо-Восточного Китая. Монография состоит из двух частей. В первой части дано тектоническое районирование рассматриваемого
региона и охарактеризовано его глубинное строение, построены плотностные, геотермические, геоэлектрические модели основных тектонических структур региона. Во второй части
изучены связи и закономерности размещения месторождений полезных ископаемых с особенностями глубинного строения и тектоники, сделан прогноз на выявление новых рудных
районов, показаны направления дальнейших исследований.
Издание рассчитано на специалистов в области наук о Земле, горнорудной промышленности, аспирантов и студентов геологических специальностей.
72