Гидрогеохимический метод оценки нефтегазоносности и его использование в условиях западной сибири

Р.Г. Прокопьева, А.В. Рыльков (ЗапСибНИГНИ)

«Геология нефти и газа», –1995.-№ 10.-с. 35-39

Прогноз нефтегазоносности различных геологических объектов (региональных, зональных, локальных) требует комплексного подхода к анализу геолого-геохимических данных, характеризующих природную систему порода — ОВ — вода — нефть (газ). В последние годы в Западной Сибири применяется гидрогеохимический метод оценки нефтегазоносности интервалов разреза, основанный на закономерностях взаимодействия подземных вод с залежами УВ.

Выявление информативных наборов гидрогеохимических показателей — достаточно сложная задача. Этой проблеме было посвящено пять Всесоюзных семинаров по органической гидрогеохимии нефтегазоносных бассейнов (Москва, 1965, 1972, 1979, 1987 гг.; Пермь, 1989 г.), несколько совещаний по гидрогеохимическим методам поисков месторождений полезных ископаемых (Томск, Иркутск, 1986, 1988, 1991 гг.; Киев, 1985 г.; Ленинград, 1989 г. и др.), специальное совещание по проблеме "Микроэлементы и прогноз нефтегазоносности" (Минск, 1975 г.). Все это позволило сформулировать целый ряд интересных и важных положений, создающих теоретическую базу для построения гидрогеохимического метода прогнозирования.

На основе достаточно широкого комплекса геохимических исследований в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне выявлен процесс рассеяния в газообразной и жидкой фазах отдельных составляющих залежи в пластовые воды и вмещающие породы, как в вертикальном, так и в латеральном направлениях. В результате возникают зоны восстановления пород, характеризующиеся интенсивным разложением алюмосиликатов, аутигенным минералообразованием, а также образуются водные ореолы рассеяния за счет диффузионного перемещения УВ-составляющих залежей, микроэлементов и водорастворенных ОВ. Реальность такого рода процессов отмечается большим кругом исследователей (Щепеткин Ю.В. и др., 1984; [3,5]).

Гидрогеохимический метод поисков УВ-залежей основан на изучении формирования ореолов рассеяния водорастворенного ОВ и микроэлементов в водах вблизи УВ-скоплений. Как показал многолетний опыт такого рода исследований, проведенных в ЗапСибНИГНИ, наиболее информативны в этой связи ароматические и алифатические УВ (бензол, толуол, пара-, мета-, ортоксилолы, гексан, этилбензол, октан, нонан, декан, легкие УВ и др.), органические кислоты и комплекс микроэлементов (Ti, Mn, Zn, V, Ni, Co, Cr, Cu, Sc, Y, Yb, Cd, Al, Nb и др.).

Анализ данных по составу и содержанию ароматических и алифатических УВ-соединений в подземных водах, нефти и конденсатах свидетельствует о накоплении УВ-соединений в подземных водах в основном за счет УВ-компонентов нефти, газов и конденсатов. По-видимому, этим объясняется то обстоятельство, что для моноаренов и алифатических соединений отсутствуют фоновые концентрации в подземных водах (табл. 1).

Залежи нефти и конденсатов, обогащенные моноаренами и алифатическими соединениями, встречаются во всех нефтегазоносных комплексах и районах. Однако имеется четкая закономерность — увеличение моноароматических соединений в нефти и конденсатах с глубиной, а также в северном направлении от Среднеобской нефтегазоносной области одновременно со снижением плотности, уменьшением сернистости, увеличением легких фракций УВ и изменением других параметров их состава. В Нижневартовском и Сургутском районах залежи нефти по содержанию изучаемых ароматических соединений идентичны. По концентрациям ор-токсилола, октана и нонана нефть северных районов не отличается от нефти Среднеобской нефтегазоносной области. Газоконденсаты неокомских отложений северных районов по сравнению с нефтью обогащены пара-, метаксилолами, октаном и нонаном.

Таблица 1

Содержание ароматических соединений в нефти, % (числитель) и приконтурных водах, мг/л (знаменатель)

УВ - соединение Месторождение
Южно-Сахалинское скв. 6, интервал 3075-3116 м.

Заозерное скв.2, интервал 2592-2613 м

Верхнешапшинское скв. 5, интервал 2435-2448 м Качимское скв. 57, интервал 2050-2056 м
Октан 0,678 0,241 0,951 0,278 0,542 0,071 0,00005 -

Нонан

  -_ - 0,810 0,140 0,600 0,020   -_  -
Бензол 0,004 0,548     -__ 0,239 0,016 1,298   -_ -
Толуол 0,076 3,510 0,042 2,048 0,110 2,538 0,00004 -
п-м-Ксилол 0,223 1,508 0,103 0,674 0,146 0806 0,0064 0,276
о-Ксилол 0,106 0,518 0,063 0,631 0,092 0,554 0,0035 0,138

Установлено, что чем выше содержание УВ-соединений в нефти и конденсатах, тем больше их в приконтурных водах и соответственно масштабнее ореолы рассеяния.

Следовательно, УВ-соединения в подземных водах Западной Сибири, как в нефти и конденсатах, возрастают по мере увеличения глубины залегания продуктивных отложений и, кроме того, в северном направлении от Среднеобской нефтегазоносной области. Определение широкого спектра УВ-соединений в подземных водах, отобранных в ореольной зоне нефтегазоконденсатных месторождений, позволяет прогнозировать залежи УВ с различным качественным и количественным составом ароматических и алифатических УВ, включая залежи тяжелой нефти (Вачимское месторождение, где плотность нефти достигает 0,935 г/см3).

Высокая степень корреляции между ароматическими УВ (табл. 2) и различная площадь ореола рассеяния УВ (в связи с неодинаковым коэффициентом диффузии) по составу и количественному содержанию УВ в подземных водах позволяют судить о расстоянии до прогнозируемой залежи.

Невыявление УВ в подземных водах может быть обусловлено отсутствием залежи в пласте или отбором проб воды за пределами ореолов рассеяния УВ, а также отсутствием или незначительным содержанием ароматических и алифатических УВ в контактирующих с водой нефтяных и газоконденсатных залежах. Обнаружение одного или нескольких УВ-соединений хотя бы в малых количествах свидетельствует о наличии УВ-залежи, но расстояние до залежи определить невозможно (до 1-2 км). Высокие концентрации хотя бы одного компонента являются показателем нахождения залежи на расстоянии до 100-200 м, т.е. в непосредственной близости к зоне ВНК. Широкий спектр УВ-компонентов в подземных водах, а также значиное их содержание следует интерпретировать как зону ВНК (ГВК).

Таблица 2

Корреляционная связь между УВ-соединениями в подземных водах мезозойских отложений Западной Сибири

УВ -соединение

Нонан Бензол Толуол м-п-Ксилол о-Ксилол
Октан + метилциклогексан 0,058 0,235 0,800 0,540 0,693
Нонан 1 0,145 0,093 -0,037 0,068
Бензол

1 0,648 0,533 0,443
Толуол

1 0,837 0,848
м-п-Ксилол

1 0,713

Примечание: Число анализов — 60, коэффициент корреляции равен 0,21 i при уровне значимости ρ= 0,05.

Учитывая большое разнообразие нефти и конденсатов по УВ-составу и гетеросоединениям в Западной Сибири, целесообразно не ограничиваться для прогноза только ароматическими и алифатическими УВ в подземных водах. Для полной характеристики подземных вод, отобранных из поисковых объектов, авторами проводились определения кислородсодержащих органических соединений (кислоты общие и летучие, спирты) и широкого спектра микроэлементов (Ti, Mn, Ni, V, Co, Zr, Си, Zn и др.), которыми обогащены асфальтено-смолистые соединения нефти.

В результате этих работ установлен оптимальный набор гидрогеохимических критериев раздельного (нефть, газоконденсат) прогноза для различных нефтегазоносных районов и комплексов Западной Сибири.

В водах газоконденсатных залежей отмечается максимальное содержание ароматических и алифатических УВ (сумма УВ достигает 8 мг/л), органических кислот (от 300 до 1600 мг/л) и минимальное — микроэлементов (Ti, Mn, Zn, Си, V, Cr, Co, Zr, Ni и др.). В водах нефтяных месторождений снижается количество органических кислот, УВ-соединений, но увеличивается концентрация микроэлементов, причем залежи более тяжелой нефти сопровождаются наиболее контрастными ореолами рассеяния (Прокопьева Р.Г., 1978).

В общем виде такая дифференциация гидрогеохимических показателей, позволяющая осуществлять прогноз залежей жидких УВ, одновременно создает предпосылки для использования микрокомпонентов в подземных водах при районировании мезозойских отложений Западной Сибири в целях регионального прогноза нефтегазоносности.

Для апт-сеноманского, неокомского, ачимовского, верхнеюрского и нижне-среднеюрского нефтегазоносных комплексов распределение микроэлементов в подземных водах в целом хорошо согласуется с зональностью фактической нефтегазоносности и изменением качества нефти. В подземных водах неокомского нефтегазоносного комплекса (здесь сосредоточены основные запасы УВ) максимальные концентрации Ti (> 5000 мкг/л) и Мп (> 1500 мкг/л) встречены в водах Сургутского района (центральная часть бассейна), их значения уменьшаются в южном, восточном и северном направлениях одновременно со снижением плотности, уменьшением сернистости нефти и изменением других параметров их состава. По распределению органических кислот центральная нефтеносная зона бассейна делится на две части: восточную и западную. В западной части содержание общих органических кислот варьирует от 300 до 1000 мг/л, в восточной — от 8 до 300 мг/л. В северных районах провинции средние концентрации органических кислот по месторождениям колеблются от 300 до 1067 мг/л.

Приведенные материалы показывают, что неокомские отложения преимущественно газоконденсатных областей провинции отличаются от нефтеносных высокими концентрациями органических кислот (> 300 мг/л) и низкими содержаниями микроэлементов. Такие же закономерности наблюдаются и в водах нижележащих нефтегазоносных комплексов. Вблизи газовых залежей по рассматриваемым показателям формируются ореолы рассеяния слабой контрастности, использование которых для прогноза не всегда представляется возможным. Более информативными здесь оказываются вариации состава водорастворенных газов.

Поведение ртути в подземных водах изучаемого бассейна характеризуется, с одной стороны, сходством с распределением большинства изученных микроэлементов, а с другой — резким различием. В отличие от многих других микроэлементов (Ni, V, Ti, Mn, Zn, Co и др.) ртуть образует водные ореолы рассеяния только вблизи 25-30 % залежей УВ, как правило, приуроченных к крупным тепловым аномалиям. Высокая летучесть ртути определяет характер ее распределения — отсутствие значительных ртутных полей в подземных водах. Повышенные средние концентрации ртути в приконтурных водах газоконденсатных месторождений (37 мкг/л) выше, чем в приконтурных водах нефтяных месторождений (28 мкг/л). Учитывая сходную миграционную способность ртути и УВ [1,4], их совместное нахождение можно объяснить одновременной миграцией и последующим накоплением в различного рода ловушках.

Судя по обширному аналитическому материалу (более 4000 анализов проб воды), основным источником ртути в подземных водах служат осадочные породы, в которых в результате катагенетического преобразования различных типов ОВ генерируются жидкие и газообразные УВ и формируются залежи с фоновым содержанием ртути в приконтурных водах (1,2-5,5 мкг/л). Однако определенная часть ртути имеет ювенильную природу (Прокопьева Р.Г. и др., 1990). С учетом этого обстоятельства можно полагать, что отсутствие ртути или незначительное ее содержание не является признаком отсутствия залежей. Аномальные концентрации ртути свидетельствуют о наличии УВ-залежей с достоверностью, близкой 90 %.

Специфика вариаций средних содержаний редких щелочных и щелочнозе-мельных элементов по разрезу в различных нефтегазоносных районах Западно-Сибирского бассейна в большинстве своем коррелируется с изменениями ионно-солевого состава и общей минерализации подземных вод (Прокопьева Р.Г., 1989). Высокие значения (мг/л): Li — 5,0-17,4, Rb — 0,5-0,8, Cs — до 1,4, Sr — 500-1662, Ва — 500-2083 — приурочены к палеозойским и юрским отложениям значительной части бассейна (Сильгинский, Пайдугинский, Васюган-ский, Межовский, Каймысовский, Александровский, Нижневартовский, Варьеганский районы, восточная часть Сургутского района, Северный свод и Пурский пояс мегапрогибов), где развиты хлоридные натриевые воды с минерализацией 35-104 г/л, обогащенные кальцием [2].

Отмеченные особенности распределения ртути, редких щелочных и щелочно-земельных элементов отражают как процессы формирования залежей, так и вещественный состав вмещающих пород и фундамента. С этих позиций прямая связь нефтегазоносности с высокой минерализацией и аномальными концентрациями редких щелочных, щелочноземельных элементов (Матусевич В.М. и др., 1984) и ртути в подземных водах мезозойских отложений юго-восточных районов позволяет положительно оценить перспективы нефтегазоносности терригенно-карбонатных пород среднего палеозоя.

Для дифференцированного прогнозирования нефтегазоносности локальных структур и интервалов разреза необходимо иметь по каждой анализируемой пробе воды всю совокупность гидрогеохимических показателей.

В целях повышения достоверности прогноза локальный фон микроэлементов и водорастворенного ОВ для различных нефтегазоносных районов и гидрогеологических комплексов периодически пересматривается с учетом новых геологических и геохимических материалов. Статистические данные свидетельствуют, что ошибка прогноза уменьшается с увеличением числа показателей, участвующих в распознавании.

Гидрогеохимический метод позволяет прогнозировать залежи жидких УВ по результатам исследований материалов первых скважин, по каким-либо причинам не давшим при испытании притоков УВ (удаленность на 1-3 км от скопления, получение воды в присводовых и сводовых частях залежей и т.д.).

С 1972 по 1992 г. на основании только гидрогеохимических критериев дана положительная оценка 917 интервалам разреза. Гидрогеохимический прогноз наличия жидких УВ при последующем бурении подтвержден открытием 155 залежей (из 157 изученных глубоким бурением объектов). Высоко оценены перспективы нефтеносности апт-альб-сеноманских отложений, нефтсгазоносности нижнесреднеюрских пород мезозойского разреза Тобольского района, терригенно-карбонатных образований среднего палеозоя.

Итак, высокая эффективность гидрогеохимического метода поисков жидких УВ позволяет использовать его как при оперативном анализе, так и при составлении долгосрочных планов поисково-разведочных работ.

В результате поисково-разведочных работ 1991-1994 гг. при испытании пластов в первых скважинах на отдельных разведочных площадях получены притоки воды. На основании гидрогеохимических исследований этих вод предлагается продолжение поисковых работ на 94 объектах в целях открытия новых залежей и месторождений нефти и газоконденсата.

Таким образом, при систематической реализации гидрогеохимического метода прогноза появляется возможность более обоснованно решать задачи поиска жидких УВ на освоенных бурением глубинах и месторождениях. Кроме того, анализ гидрогеохимических данных позволяет критически оценивать результаты поисковых работ на нефть и газ, вносить соответствующие изменения и дополнения в обоснование методики таких работ.

Литература

  1. Возможности газортутной съемки при поисках нефти и газа / А.И.Анциферов, А.В.Петухов, М.В.Трофимов и др. // Сов. геология. -1983. -№8. -С.108-113.
  2. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейпа и особенности формирования залежей углеводородов. - Л.: Недра, 1985.
  3. Петухов А.В., Зверева О.В., Дорогокупец Т.И. О влиянии углеводородов на структуру связей элементов осадочных пород // Докл. АН СССР. - 1982. - Т.264, № 3. - С.701-794.

Авторы: 

Тематические разделы: