Опыт гидрогеохимических исследований на различных этапах поисково-разведочных работ на нефть и газ

(па примере Западной Сибири)

Р.Г. Прокопьева, А.В. Рыльков

В сб. "Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии" М., Наука,1993. С.46-50.

Геохимические исследования в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне установили процесс рассеяния составляющих залежи, который осуществляется в вертикальном и латеральном направлениях и проис­ходит в газообразной и жидкой фазах, в пластовые воды и породы, вмещающие залежи (коллекторы и покрышки). В результате форми­руются зоны восстановления пород, характеризующиеся интенсивным разложением алюмосиликатов и аутигенным минералообразованием, и водные ореолы рассеяния за счет диффузионного рассеяния угле­водородных залежей (микроэлементов и водорастворенных органичес­ких веществ) и изоморфных примесей вмещающих пород (микроэлемен­тов).

Гидрогеохимический метод поисков углеводородных залежей основан на изучении формирования ореолов рассеяния водорастворенного орга­нического вещества и микроэлементов в водах вблизи углеводородных скоплений. Наиболее высокой значимостью для прогноза характе­ризуются бензол, толуол, органические кислоты и комплекс микроэле­ментов (Ti, Mn, Zn, V, Со, Ni, Cr, Cu, Sc, Y, Yb, Cd, Al, Nb и др.). Авторы установили оптимальный комплекс гидрогеохимических критериев раздельного (нефть, конденсат) прогноза для различных нефтегазонос­ных районов и комплексов Западной Сибири.

В водах газоконденсатных залежей отмечается максимальное содер­жание бензола, толуола, органических кислот и минимальное — микро­элементов (Ti, Mn, Zn, Cu, V, Cr, Co, Zr, Ni и др.). В водах нефтяных месторождений снижается количество органических кислот, бензола и толуола, но увеличивается концентрация микроэлементов, причем залежи более тяжелых нефтей сопровождаются наиболее контрастными ореолами рассеяния. В общем виде такая дифференцированность гидро­геохимических показателей позволяет осуществить прогноз залежей жидких углеводородов и одновременно создает предпосылки для исполь­зования микрокомпонентов подземных вод при районировании мезозойских отложений Западной Сибири с целью регионального прогноза нефтегазоносности.

Карты распределения Ti и Мn в подземных водах неокомского, ачимовcкого, верхнеюрского и нижне-среднеюрского нефтегазоносных комплексов в масштабе 1:1500000 подобны картам распределения нефтегазоносности и схемам изменения плотности нефтей. Максимальные концентрации Ti (более 5000 мкг/л) и Мn (более 1500 мкг/л) встречены в водах Сургутского района, уменьшаясь в южном, восточном и север­ном направлениях в соответствии со снижением плотности, уменьшением сернистости нефтей и изменением других параметров их состава, изолинии концентрации Ti 1000 мкл/л и Мn 300 мкл/л делят центральную часть низменности на нефтеносную и газоконденсатную.

В свою очередь по распределению органических кислот изолинией концентрации 300 мг/л нефтеносную область можно разделить также 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 северной газоконденсатной области средние концентрации органических кислот по месторождениям колеблются от 300 до 1607 мг/л. Деление нефтеносной области по содержанию органических кислот на две части обусловлено высокой корреляционной связью последних с гидрокарбонат-ионом подземных вод [1]. Таким образом, газоконденсатная область низменности отличается от нефтя­ной высокими концентрациями органических кислот и низким содержанием микроэлементов. Воды газовых месторождений апт-сеноманского нефтегазоносного комплекса по микрокомпонент­ному составу не отличаются от вод непродуктивных отложений (см. таб­лицу).

Отмеченные закономерности распределения микрокомпонентов в под­земных водах нефтегазоносных комплексов Западной Сибири позволили нам оценить перспективы отдельных районов, где бурением еще не выяв­лены промышленные запасы жидких УВ. По высокому содержанию орга­нических кислот и минимальным концентрациям микроэлементов нео-комские отложения Тобольского района на изученных объектах (Тоболь­ская, Сергеевская, Инжуринская и Кондинская площади) можно отнести к перспективным на газоконденсатные скопления. Микрокомпонентный состав апт-сеноманских (Туртасская площадь, скв. 1, интервал 1480— 1494 м) и верхнеюрских (Кондинская площадь, скв. 5, интервал 2505— 2509 м) отложений характерен для приконтурных вод нефтяных мес­торождений. На картах распределения Ti и Мn в подземных водах апт-сеноманского нефтегазоносного комплекса выделена большая терри­тория, включающая Нижневартовский район, часть Пур-Тазовской, Надым-Пурской и Ямальской нефтегазоносных областей, где можно ожидать открытия залежей нефти, по составу аналогичной нефти Русского месторождения. Следует также отметить, что большое ко­личество скважин на месторождениях и разведочных площадях пройдено без испытания апт-сеноманских отложений. Следовательно нефте­носность этих отложений может оказаться гораздо шире, чем выделенная на карте.

В настоящее время в нижне-среднеюрских отложениях северных районов открыто незначительное количество нефтегазоконденсатных залежей. Наличие высоких концентраций органических кислот при незначительных содержаниях Ti и Мп позволяет высоко оценить перспективы этих отложений на нефтегазоносные залежи. В Средне-обской нефтегазоносной области перспективны на нефть нижне-средне-юрские отложения на Мултановском, Нежданном, Пылинском, Пермя-ковском и Тагринском месторождения

С 1972 по 1988 г. на основании только гидрогеохимических критериев дана положительная оценка продуктивности 610 интервалам разреза на более чем 220 локальных поднятиях. Результатами последующего буре­ния гидрогеохимический прогноз наличия жидких УВ подтвержден открытием 135 залежей (из 137 дополнительно изученных объектов). На основании анализа результатов оценки нефтегазоносности гидрогеохими­ческим методом выявлено наличие трех вариантов: 1) первые поисковые скважины, давшие воду, пробурены за контуром залежи на расстоянии до 4 км; 2) первые поисковые скважины пробурены в пределах залежи, но при испытании из них получена вода; 3) скважины, давшие воду, на­ходятся на расстоянии более 4 км от открытой залежи, но недалеко от скважины имеются небольшие локальные поднятия, где возможно наличие углеводородных скоплений, еще не вскрытых бурением.

В целом эффективность раздельного прогноза УВ (нефть, конденсат) оказались на уровне 67%. Сравнительно низкая разрешающая способ­ность гидрогеохимических поисков при раздельном прогнозе (нефть, конденсат) объектов поисков обусловлена различными причинами. Их можно разделить на две группы: организационно-методические и геолого-геохимические.

К первой группе относятся: 1) качество отбора проб воды и сроки хранения проб воды до их анализа; 2) несовершенство методик анализа подземных вод; 3) использование для прогноза неполного комплекса гидрогеохимических критериев (отсутствие необходимого объема пробы воды или неоперативность отдельных видов анализа).




 

Ко второй группе относятся прежде всего: 1) различный размер орео­лов рассеяния для залежи с разными физико-химическими свойствами УВ и микроэлементным составом; 2) наличие нефтяных оторочек газоконденсатных залежей, часто не фиксируемых при опробовании поисково-разведочных скважин; 3) весьма слабая изученность связи между размера­ми ореолов рассеяния и геолого-геохимическими условиями залегания скоплений УВ; 4) неопределенность расстояния поисковой скважины от предполагаемой залежи и др.

При прогнозе в последние годы мы оцениваем объекты как про­дуктивные (наличие жидких УВ) и непродуктивные (пробы отобраны за пределами ореола рассеяния микрокомпонентов залежи и в "пустых" пластах), однако, с учетом сказанного выше, второй вид оценки является условным.

Вблизи газовых залежей по рассматриваемым показателям форми­руются ореолы рассеяния слабой контрастности, использование которых для прогноза не представляется возможным. Более информатив­ными здесь оказываются характеристики состава водорастворенных газов.

Выполненные исследования показывают, что информативность пока­зателей состава водорастворенного газа (в первую очередь содержания метана, его гомологов и их соотношения) в ряде случаев является высокой. Для неокомских отложений Широтного Приобья удается даже пост­роение уравнений — количественных критериев, с помощью которых можно вести диагностику интервалов разреза по характеру их насыще­ния [2].

В целом имеющиеся материалы позволяют оценить эффективность гидрогеохимического метода поисков жидких УВ как высокую и исполь­зовать его как в оперативном анализе, так и при составлении долго­срочных планов поисково-разведочных работ.

Литература

  1. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. М. Недра. 1976. 156 с.
  2. Нестеров И.И., Рыльков А.В., Григорьева Г.Ф. и др. Методика оценки нефтегазоносности локальных ловушек. М. Недра, 1988. 196 с.

Авторы: 

Тематические разделы: