CC BY
45
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОИСКА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО АДСОРБИРОВАННОЙ ФОРМЕ ГАЗА ПОРОД И ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АКВАТОРИЙ
Л.С. Кондратов (ФГУП ГНЦ РФ «ВНИИгеосистем»),
Л.М. Фокина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Во всех процессах формирования полезных ископаемых участвуют газы, содержание и компонентный состав которых могут использоваться как поисковые признаки.
Предложенная В.А. Соколовым [1] газовая съемка для поиска нефтегазовых месторождений была основана на исследовании газового поля по свободной форме газа пород. В пробах подпочвенных отложений определялись газы подземной атмосферы. Газы, находящиеся в самих породах [2] (адсорбированные, абсорбированные и капилярно-конденсированные), тогда не исследовались, так как не было способов их раздельного извлечения.
Эксперименты по определению в породах адсорбированной формы газа выполнялись по следующей схеме: разные типы пород (от солей до глин) растирались и разделялись просеиванием на три фракции: 0,25-0,5; 0,1-0,25 и менее 0,1 мм. Далее порошки пород помещались в стеклянные трубки со впаянными электродами, порода смачивалась водой низкой минерализации, и через эту систему пропускался 1 л газа метан-пропан-бутановой смеси. После этого система выдерживалась 5-7 суток с ежедневным замером милливольтметром на впаянных электродах разности потенциалов, в результате чего она стабилизировалась. Затем из системы «порода-вода-газ» извлекалась порода, ко -торая просушивалась при температуре 105 °С. Просушенная порода помещалась в реактор, продувалась аргоном, система герметизировалась и подвергалась нагреву до температур 150, 200, 250, 300, 350 °С. Выделяющийся из пород при этих режимах нагрева газ вводился в газовый хроматограф и анализировался. Газ, аналогичный составу напускного (СН4-С3Н8-С4Н10), для разных типов пород выделялся из них при нагреве в 200-250 °С. Среднее значение (225 °С) принято за режим выделения из пород газов адсорбированной формы (адс).
После термодесорбции газов адсорбированной формы при 225 °С нагрева реактора с породой производилась повторная операция, контролирующая термодесорбцию газа адсорбированной формы из породы. Далее реактор с породой помещался в эксикатор и выдерживался в нем 3-4 дня. Затем производилась новая термодесорбция газа из этой породы. Выделившийся газ характеризовался близкими к предыдущей термодесорбции уровнями концентраций УВГадс, но заметно отличался по составу, т.е. выделялся газ абсорбированной формы (из кристаллической решетки). Происходило самопроизвольное перераспределение газов породы: из кристаллической решетки минералов газ частично перемещался на их поверхность. Повторная термодесорбция через 4 суток позволила определить абсорбированную форму газа породы. Его состав существенно отличался от газа первой термодесорбции и характеризовался большей долей метана, низкими значениями непредельных гомологов метана и заметной обогащенностью изомерными компонентами УВГ.
Другой эксперимент заключался в ступенчатом нагреве пород от 100 до 900 °С. Из пород разной литологии и разных регионов выделялись повышенные концентрации газов при нагреве пород до 200, 400 и 700 °С. Состав газа для этих режимов термодесорбции существенно различался. При нагреве до 200 °С выделялись газы, обогащенные непредельными гомологами СН4, а при нагреве в 400 °С - обогащенные СН4 (до 90 %), его легкими гомологами и изомерными формами бутана и пентана. При нагреве до 700-800 °С из пород, по-видимому, выделяются газы капиллярно-конденсированной формы, в которых отмечаются низкие уровни концентраций УВГ и высокие кон -центрации Н2 и СО2.
Таким образом, принадлежащие породам газы находятся в трех формах: адсорбированной (газы размещены на поверхности минералов), абсорбированной (газы, находящиеся в кристаллической решетке минералов) и капиллярно-конденсированной (газы, находящиеся в тонких микротрещинах).
Последующие исследования показали, что наиболее удобной для выделения из породы и наиболее информативной является адсорбированная форма газа.
Исследование газов адсорбированной формы пород и донных осадков проведены почти по всем материкам и океанам. Везде отмечается преобладание в газах углекислоты, которая обычно составляет 50-80 % от всех исследуемых газов (СО2, N2, О2, Н2, УВГ (С1-С5)). Минимальные доли из исследованных газов фиксируются для Н2 и УВГ (менее 1 %). Для азота характерен стабильный уровень концентраций - около 35 см3/кг (около 20 %), кислород также характеризуется стабильными значениями концентраций в пределах 4-8 см3/кг (около 2-5 %). Концентрации СО2адс варьируют в диапазоне 50-300 см3/кг и более, а Н2адс и УВГадс - соответственно 10-0,05 и 5-0,03 см3/кг.
Для исследования развития газового поля по разрезу литосферы использована наиболее глубо -кая скважина (СГ-3), пробуренная на Кольском п-ве до 12 066 м (рис.1).
Другая сверхглубокая скважина - СГ-1 (Саатлинская), пробуренная в Азербайджане до глубины около 8,5 км, вскрыла почти 3 км осадочных и 4,5 км изверженно-метаморфических пород фундамента (базальты-андезиты-дациты). Кроме того, авторы исследовали распределение адсорбированных газов и по разрезу скважины Б-61 (Барсуки) в Белоруссии, которая с 2300 до 3300 м вскрыла разрез, состоящий из терригенно-карбонатных пород, а с глубины 3300 до 4000 м - из грано-диоритов. Таким образом, было исследовано распределение адсорбированных газов по тысячеметровой толще осадочных пород и по 700-метровому разрезу пород фундамента. При этом на глубине около 3200 м в терригенных отложениях нижнего девона (Д1) имеется нефтегазовая залежь. Появилась возможность проследить особенности распределения адсорбированных газов по разрезу осадочных отложений и пород фундамента при наличии залежи УВ на глубине около 3200 м. Исследования распределения газов по разрезу проведены еще по нескольким десяткам глубоких скважин в разных регионах [3], которые позволили установить общий характер распределения адсорбированных газов по разрезу литосферы до глубины в 12 км.
В разрезе литосферы отмечается [3] волновой характер распределения газов по породам фундамента. В породах осадочного чехла фиксируется аномальное проявление газов в зоне контакта пород фундамента и осадочного чехла. Причина в том, что газы, «с трудом пробирающиеся» через изверженно-метаморфические породы фундамента (как правило, высокой плотности и слабой проницаемости), поступая в осадочный чехол, имеют возможность широко «растекаться» по породам нижнего этажа разрезов осадочного чехла. Это обеспечивает длительность контакта газа с породой и, следовательно, создает увеличение концентраций адсорбированных газов в них. Далее газ постепенно продолжает «всплывать» вверх по разрезу, его энергетический потенциал постепенно ослабевает, что обеспечивает все более длительный контакт газа с породой. Вследствие этого уровень кон -центраций адсорбированных газов по разрезу постепенно увеличивается, и в средней части разреза осадочного чехла он достигает своего максимума, а затем постепенно падает, так как основная масса газов уже адсорбировалась породами разреза. В подпочвенном горизонте происходит новое аномальное проявление газов, так как газогеохимический барьер почвенного слоя замедляет миграцию оставшихся глубинных газов.
При этом происходит постепенное изменение состава газа для УВГ (С1-С5) и соотношений СО2, ^, О2, Н2 - хроматографическое разделение компонентов при миграции и изменение состава газа за счет воздействия на адсорбцию физических полей литосферы. Далее миграционные газы проникают в почвенный слой, где участвуют в химико-физических процессах почв, и в частично переработанном виде выходят в атмосферу. В атмосфере земли по сравнению с ее подземной атмосферой существенно уменьшаются доли СО2, УВГ и Н2, а доли N и О2 резко возрастают. При отборе из атмосферы этих газов на искусственный сорбент обнаруживаются газы в соотношениях, близких к таковым в подпочвенных отложениях. Поэтому представление о газах атмосферы Земли, которое имеется только по свободной их форме, не полное. Если проанализировать газы, собранные на искусственные сорбенты (циолит и др.) на разных высотах атмосферы, то их кон -центрации и соотношения по разным высотам окажутся разными. При этом газы, взятые в пределах нефтегазоносных районов, значительно отличались от тех, что не в нефтеносных районах. Такое же явление зафиксировано при сравнении газов свободной формы при извержениях вулканов и газов пеплов (как сорбент) современного извержения вулкана Горелого (Камчатка). В пеп-лах наибольшие концентрации зафиксированы по СО2адс (105 см3/кг - 70 %), а ^адс и О2адс соответственно составили 38 см3/кг (25,6 %) и 5 см3/кг (3,5 %). Для Н2адс и УВГадс получены наименьшие
сг-з
!р І зр І 5р І ( ер | ірО%(%СН,от8УВГ^
1
Гг
Кривые контрастности компонентов УВГ^. пород зон разреза относительно УВГ№ условного фона (глубина 8808 м - зона V)
100 %
50%
N. С02 ЕЬ PH
Гистограммы состава УВГ,ДС по зонам разреза СГ-З
Зоны
100
10
1
100
50
10
5
1
1
I
Б ¿V И| і
Л
* Ц/
к'І а, \
ш\ и
1 (уел. фон - зона V)
1 (уел. фон - зона V)
Гл. 370 м УВГ - 1,75 см7кг
Гл. 1800 м УВГ -12,96 см7кг
Гл. 3940 м УВГ -2,05 см7кг
Гл. 6479 м
УВГ - 0,3145 см3/кг
Гл. 8808 м
УВГ - 0,0681 см7кг
Гл. 10920 м УВГ -2,19 см7кг
Рис. 1. Распределение газохимических показателей поля адсорбированных газов пород по разрезу Кольской сверхглубокой скв. СГ-З
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
концентрации (Н2адс - 0,2 см3/кг (0,15 %), УВГадс - 1,15 см3/кг (0,8 %)), однако концентрация УВГадс оказалась достаточно высокой по сравнению с встречающимся уровнем концентраций УВГадс в породах, т.е. содержание УВГадс в пеплах вулкана Горелого почти на порядок выше тех значений, которые обычно встречаются в породах литосферы.
Как уже отмечалось выше, в распределении адсорбированных газов по разрезу скв. СГ-3 наблюдается волновое развитие газового поля (рис.1). Наиболее высокие уровни концентраций УВГадс и СО2адс, а также значения БЬ (в шУ) зафиксированы в горизонах II и VII (соответственно 1800 и 10920 м). Состав УВГадс этих горизонтов однотипен (последовательное уменьшение долей гомологов СН4 от легких к тяжелым). Это хорошо видно как по гистограммам состава УВГадс (% содержания компонентов УВГадс), так и по кривым контрастности компонентов УВГадс относительно их кон -центраций по отношению к условно принятому фону (газы V горизонта СГ-3). При этом наибольшие контрастности отмечаются для СН4, С3Н8, ІС4Н10, ІС5Н12 (пики на кривых контрастности), которые полностью повторяются для газов горизонтов VII и II. Такой характер кривых контрастности указывает на миграцию газов из нижних этажей разреза (зона VII) в верхние (зона П-Ш) в растворенном в водах состоянии (рис.1). Для зон IV, V, VI отмечается состав УВГадс, характеризующий миграцию газов в газах с парами воды. Для этих газов фиксируется выравнивание долей газовых ком -понентов с одновременным возрастанием долей непредельных гомологов СН4. Для всего разреза характерны значения рН более 8,5, что указывает на преобладание щелочных условий, и только в горизонте II значения рН составляют 7,3 (нейтральная среда). Однотипная характеристика состава УВГадс по VII и II зонам разреза СГ-3 указывает на вертикальную миграцию глубинных флюидов (газов) от какого-то глубинного источника.
По разрезу другой сверхглубокой скважины СГ-1 (Саатлинская, Азербайджан) в породах фундамента отмечается волновое распределение концентраций УВГадс с диапазоном концентраций от 0,5 до 0,05 см3/кг, т.е. в пределах порядка. В нижней части осадочного чехла концентрации УВГадс достигают значений около 0,5 см3/кг. При этом все зоны разреза по СГ-1 имеют однотипный состав УВГадс. Осадочные отложения горизонта «С» и трахит-базальты толщи «А» и «Б» фундамента имеют один и тот же состав УВГадс.
При исследовании газового поля по разрезу скважины на площади Барсуки (Б-61) в Белоруссии даже при наличии в разрезе осадочного чехла нефтегазового месторождения (глубина около 3200 м) фиксируется однотипный состав УВГадс по всему вскрытому скважиной разрезу. Так, в горизонтах I (фундамента), IV (терригенные отложения под месторождением нефти ~3200 м) и IX (над месторождением нефти ~2600 м) отмечается один и тот же состав УВГадс. При этом следует обратить внимание и на общий характер распределения газов по разрезу: первая аномалия (горизонт IV) УВГадс размещается в зоне контакта осадочных отложений с породами фундамента, а вторая (горизонт IX) -почти в средней части разреза осадочного чехла.
Для самых глубинных зон литосферы пока можно иметь представление только по составу газов глубинных (мантийных зон) Земли. Конечно, в мантийной части Земли газовых молекул еще нет, имеются лишь отдельные атомы. Когда флюиды попадают в более высокие зоны, где давления и температуры позволяют атомам углерода, водорода, кислорода и т.д. вступать в соединения, образуются молекулы Н2, О2, СО2, Н2О, СН4, С2Н4 и т.д. Этот же процесс происходит и при извержениях вулканов. В данном случае речь идет о составе газов адсорбированной формы в пеплах и лапиллях современного извержения вулкана Горелого (Камчатка). При этом обнаружено, что наиболее высокий уровень концентраций УВГадс и СО2адс в пеплах фиксируется над кальдерой вулкана с уменьшением их уровней (СО2 и УВГ) на удалении 8 км в северо-западном направлении и в 8-10 км - в юговосточном. Почти однотипное распределение УВГадс и СО2адс по линии профиля, пересекающего вулкан, указывает на их, возможно, единый генезис. При выполнении в ГЕОХИ РАН РФ пиролизного анализа по этим пеплам была получена та же картина распределений 83 (СО2) и 81+82 (УВГ), что и по результатам определения в этих же пробах пеплов газов адсорбированной формы. Все это однозначно указывает на принятие адсорбированных газов исследователями ГЕОХИ за результат пиролиза органического вещества породы, в которой ОВ нет. В УВГадс пеплов отмечаются повышенные содержания непредельных компонентов (около 85 %) и ярко выраженная тенденция нарастания их долей в ряду от легких (С2Н4) к тяжелым (С4Н8). Доля СН4адс в УВГадс составляет всего 6 %. Легкие гомологи метана (С2Н6 и С3Н8) составляют только 0,7 %, а доля С4Н10 и С5Н12 (тяжелые гомологи) без
изомеров - 1,5 %. Доля изомерных соединений составляет 2,3 %. К такой характеристике газа адсорбированной формы пеплов близки газы пород фундамента, что указывает на последовательные изменения состава УВГ при миграции из глубин Земли к ее поверхности (для глубинных зон литосферы характерна малая доля СН4, высокая доля непредельных (~ 80 %), а доля тяжелых гомологов почти в два раза превышает долю легких гомологов).
Выше по разрезу литосферы (в осадочном чехле) нарастает доля СН4 (до 30 %) и понижается доля тяжелых гомологов, т.е. наблюдается эффект хроматографического разделения УВГ при их миграции. Это хорошо видно по осредненным данным состава УВГ пород фундамента, осадочного чехла и приповерхностных подпочвенных отложений. Следует отметить, что в пеплах вулкана Горелого зафиксированы невысокие концентрации СО2адс, Н2адс и О2адс по сравнению с их содержаниями в породах литосферы. Однако уровень концентраций УВГадс пеплов заметно выше средних значений УВГадс в породах литосферы (соответственно 1,2 и 0,1 см3/кг - различие на порядок). Это обстоятельство позволяет утверждать, что на глубинах литосферы, где температурный фактор позволяет атомам связываться в молекулы, должны иметь место высокие уровни концентраций УВГ тяжелого состава со значительным преобладанием непредельных гомологов. Выше по разрезу литосферы в УВГадс увеличивается доля СН4 и понижается доля непредельных гомологов, что установлено по газам сверхглубоких скважин.
Исследовав особенности развития газового поля по разрезу литосферы, можно заключить, что газовое поле Земли формируется, главным образом, за счет всплывающих к дневной поверхности глубинных флюидов. К этому следует добавить, что накопленные от различных источников в породах газы при погружении их до глубин с критическими для адсорбированных и абсорбированных форм газа температурами и давлениями (высокие температуры и давления) начинают покидать породы и всплывать вверх по разрезу вплоть до дневной поверхности. Эти потоки термодесорбированных газов включаются в общий поток глубинных флюидов и вместе с газами-продуктами метаморфизма ОВ пород участвуют в формировании газового поля литосферы. При таком допущении следует ожидать, что на структурах разных порядков должны проявляться контуры этих структур повышенными уровнями концентраций газов.
Исследование газового поля по донным отложениям акваторий территории, охватывающей Евразию по условному профилю с северо-запада на юго-восток - от северной части Шпицбергена (часть Гренландского моря), через Норвежское, Баренцево, Печорское, Карское моря (северо-западное обрамление Евразии), по внутренним морям - Белое, Балтийское, Черное, Каспийское (внутренние акватории) и по юго-восточному обрамлению Евразии - в пределах Японского и Охотского морей, показало увеличение почти на порядок концентраций УВГадс и Н2адс на бортовых зонах этой над-порядковой структуры. При этом состав УВГадс этих акваторий почти однотипен [4]: непредельные компоненты нарастают от легких к тяжелым, а предельные - от тяжелых к легким. Увеличение кон -центраций УВГадс и Н2адс на ее бортовых зонах указывает на наличие «глубинного дыхания» Земли.
Если взять другую надпорядковую структуру - Восточно-Европейскую платформу, по линии профиля поперечного сечения структуры (от Калининграда, через Москву, к Нижнему Тагилу), то обнаруживается центрально-кольцевая аномалия УВГадс. Такую же картину распределения УВГадс можно наблюдать по профильному сечению А-Б Прикаспийской впадины (структуры меньшего порядка). В пределах Прикаспийской впадины (в центральной ее части) площадная газовая съемка на Кушумском своде (структуре III порядка) снова выявляет сводово-кольцевую структуру аномалии УВГадс на этом объекте (рис. 2).
Важным моментом, указывающим на существование «глубинного дыхания» Земли, формирующего газовое поле литосферы, является однотипное распределение УВГадс по разным уровням разреза, например на территории Восточно-Сибирской платформы. Профиль, проходящий от Норильска к Байкалу, представляет уровни концентраций УВГадс по породам приповерхностных отложений, средним значениям по осадочному чехлу и по породам фундамента. По всем трем уровням наблюдается кольцевая аномалия УВГадс сквозного типа, т.е. аномалии УВГадс по приповерхностным отложениям, осадочному чехлу и фундаменту располагаются в одних и тех же зонах - по бортам Восточно-Сибирской платформы.
Сводово-кольцевые и кольцевые аномалии разных показателей нефтегазоносности, наблюдаемые на нефтегазовых месторождениях, - обычное явление, так как на фоновое газовое поле УВГадс,
Распределение УВГЩ0 по профилю на Русской платформе (1-1)
Рис. 2. Центрально-кольцевая структура распределения УВГадс приповерхностных отложений на структурах разного порядка
Н2адс, СО2адс накладываются дополнительные порции газов, поступающие от нефтегазовых залежей наиболее активно по приконтурным зонам, где существуют ослабленные зоны в породах из-за изгибов пластов на границах структуры.
Рассмотрим особенности развития газового поля УВГадс и различных критериев нефтегазонос-ности на Старо-Ключевском нефтегазовом месторождении Оренбургской области. Структура вытянута в северо-северо-восточном направлении и почти по середине разделена разрывом на два участка: в северном - скважины с водой, а в южном - с нефтью. Аномалии УВГадс и другие нефтегазопоисковые показатели на Старо-Ключевской площади оконтуривают южную часть структуры, где обнаружены нефтегазовые скопления, а для «пустой» северной ее части аномалий УВГадс и показателей нефтегазоносности не наблюдается (рис. 3). Следовательно, на фоновое поле накладываются мигранты от залежей, главным образом, в зонах их ограничений (разрывы, перегибы пластов).
На тектонически и литологически экранированном Красносельском нефтяном месторождении в Белоруссии фиксируется аномалия УВГадс, которая соответствует контуру нефтегазоносности этой площади. Сводово-кольцевые аномалии УВГадс зафиксированы на нефтяном месторождении ЮжноАлександровское (рис. 4), а также на ряде других нефтегазовых месторождений (рис. 5).
При более детальном исследовании газового поля на нефтегазовых месторождениях обнаружилось, что более контрастные аномалии тяжелых гомологов СН4 характерны для приконтурных участков структуры, а для сводовой ее части - большие контрастности по СН4 и его легким гомологам.
Подобные аномалии кольцевого и сводово-кольцевого типа на нефтегазовых месторождениях фиксируются и на нефтегазовых скоплениях в акваториях.
При выполнении газогеохимических съемок в акваториях наряду с измерениями адсорбированных газов донных отложений целесообразно исследовать и ионно-адсорбированные газы придонных вод, что позволяет более уверенно разбраковывать поисковые площади. Понятие ионно-адсорбированной формы газа введено Л.С. Кондратовым. Речь идет об удержании в электромагнитном поле ионов газообразных и даже жидких углеводородных молекул, которые могут быть выделены из воды при ее выпаривании. Ионы с «облаком» ионно-адсорбированных молекул газов в процессе выпаривания воды приближаются и, соединяясь, образуют кристаллики соли (например, ионы Ка+ и С1", соединяясь, образуют соль КаС1). Свежие поверхности кристаллов соли адсорбируют на свои поверхности те газы и жидкие молекулы углеводородов, которые до этого момента находились в облаках ионно-адсорбированной формы. Далее с этих кристалликов, по той же методике, как и для пород, из сухого остатка выпаренной жидкости термодесорбируются газы. Высокая по точности и чувствительности информация об ионно-адсорбированных газах вод позволяет решать не только нефтепоисковые и природоохранные задачи, но и помогать при контроле утечек из нефтегазопроводов в акваториях. Например, при сравнении ионно-адсорбированных газов в водах р. Урал и Черная в районе Оренбургского нефтегазового месторождения обнаруживаются заметные различия. На территории Оренбургского месторождения у р. Черная размещен Оренбургский газоперерабатывающий завод. Измеренные в р. Черная концентрации ионно-адсорбированных газов (УВГи-адс и СО2и-адс) составляют соответственно 8,12* 10-4 и 7,51 см3/л. В р. Урал, в которую впадают воды р. Черной, до ее впадения (выше по течению) концентрации УВГи-адс и СО2и-адс составляют со-ответвенно 2,85*10-4 и 0,97 см3/л, а в той же р. Урал (ниже по течению) после впадения в нее вод р. Черной концентрации УВГи-адс и СО2и-адс составили соответственно 4,78*10-4 и 1,3 см3/л, т.е. концентрации ионно-адсорбированной формы в р. Урал увеличились в 1,7 и 1,3 раза соответственно. В водах р. Черной концентрации ионно-адсорбированных УВГи-адс и СО2и-адс в 3 и 8 раз выше их концентраций, чем в р. Урал выше по течению.
Проведение газогеохимических съемок по адсорбированным газам пород с целью поиска нефтегазовых месторождений целесообразно вести поэтапно: рекогносцировочные, зональные и детальные работы. В качестве примера ведения зональных и детальных газовых съемок можно привести результаты работ в Калининградской области в районе р. Шешуны. На объекте выполнены сейсмические работы, позволившие построить по кровле ордовика структурную карту, на которой выявлены три поднятия: Горинское, Северное и В. Горинское. Зональная газовая съемка на этой территории позволила по характеру структуры и составу (УВГадс) газового поля определить эту территорию как перспективную на выявление нефтегазовых месторождений. На структурах Горинская, Северная и В. Горинская без учета результата газовой съемки проведено разведочное глубокое бурение, в
ЧГ|
Поля юнцентраций Н," ем’/хг I I >0.75 ^0^43
Н 0.5-°,751 | о, 1 -од Ст.
□□о^од □□ <»,1
I 103-0.4
Пол»жонценграций СО", см/кг ^И>500 | ¡200-250
1Ж>-500М 150-200 Ст.
% УВГ от суммы газов |
Поля значений %УВГ от суммы газов, % И I >030 I 10,10-0,15 I 10.20-0,30 0.05-0, ш Ст.
□□о,15-ода | | -<0.05
ЕЬ |
Поля ювцетраций КЬ, тУ
I | >100 | 140-50
| |70-100
I |б0-70
Рис. 3. Результаты геохимических и тектоно-динамических исследований на Старо-Ключевской площади нефтегазового месторождения, Оренбургская область
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.
I > 0,05
¡0,05-0,1 |
10,1-0,15
] 0,15-0,2
] 0,2-0,3
| <0,3
— _3800 изогипсы кровли межсолевых сгшожений (Л) _ разрывы 40 о 655
контур нефтегазоносности
грашща литологического экрана
граница литологического экрана
Поля концентрации УВГ1:. в пхЮ“1 см3/кг
>8000 4000-8000
2000-4000
1000-2000
<1000
Рис. 4. Распределение УВГ в приповерхностных отложениях на Ю. Александровском и Красносельском нефтяных месторождениях Белоруссии
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
Акжарское месторождение (Прикаспийская впадина)
Поля концентраций УВГ^ в см3/кг
■ >10И«[р]<2 ^
I Ш\ 5-7 2-3 |С2 I контур нефтеносности
Г-2
ф скважина нефтегазовая
СН, ОД QH, С3Н.
СД ІОД, иод. с,н. юд, Nci,;0
Месторождение Тенгиз (Прикаспийская впадина)
Поля концентраций УВГ№ впхЮ4 см3/кг
| > 40000 | |15000-20000 Н 2500-5000
|3000(М0000 I 110000-15000 ^<2500
120000-30000 I 15000-10000 | с? I кошур нефтеносности
21 №№ точки опробовакш 64^0 концентрация УВГ^
Липовское месторождение (Саратовская область)
Поля концентраций УВГ^ в пх1(Ґ см3/кг
[И> 12000 I 11500-3000 І I < 500
Н 6000-12000 И1000“1500 ЕЕЗ разрывы
□ 3000-6000 Ш 500-1000 [Ç2] Геф^епоснос™ В”
Месторождение ІСичик-Бель (Ю. Таджикистан)
Поля концентраций УВГИИ пхЮ4 см3/кг
□ <5°° 500-1000 1000-1500 □
500-1000 1000-1500 I_______11500-2000 I________12000-3000 3000-4000 |_
I 567 I №№ точки опробования 1 279 концентрации УВГад, nxlO-4 см3/кг€
Рис. 5. Развитие поля УВГадс на нефтегазовых месторождениях разных регионов
результате которого на Горинской структуре в скв. 1 и 2 обнаружена нефть, а в скв. 3 (Северная структура) и 4 (В. Горинская структура) ее не обнаружили. Результаты газогеохимической съемки указали на то, что в Северной структуре не должно быть нефтегазовых скоплений, а в пределах
В. Горинской структуры пробуренная скв. 4 находится близко к приконтурной зоне возможного нефтегазового скопления. По газогеохимическим показателям аномалийные проявления указывали на то, что несколько восточнее от скв. 4 должно располагаться нефтегазовое скопление. Пробуренная здесь скв. 5 дала нефть.
Таким образом, Горинский участок Калининградской области по результатам проведенной здесь газогеохимической съемки (адсорбированная форма газа пород подпочвенных отложений) может быть иллюстрацией выполнения непроизводительных затрат, которые могли бы не иметь места при учете результатов газогеохимической съемки (можно было бы не производить бурение скв. 3 и 4 и не выполнять плотную сеть геофизических работ, особенно в районе северной части территории).
Наряду с газогеохимической съемкой на Горинском участке в пределах В. Горинской структуры проведено исследование газового поля по разрезу скв. 5. Выявились особенности развития газового поля от поверхности до пород фундамента. Как ранее отмечалось, в разрезе должны выделяться три аномалийные зоны - УВГадс, Н2адс, СО2адс - и отдельные газогеохимические показатели.
В. Горинское месторождение нефти размещается в кембрийских песчаниках (Э2). В нижней части разреза на контакте пород фундамента и осадочного чехла (под нефтяным месторождением) выявляется первая аномалия УВГадс и Н2адс, но не фиксируется аномалия СО2адс. Вторая аномалия (почти в средней части разреза) отмечается в триасовых отложениях как по УВГадс и Н2адс, так и по СО2адс. Третья аномалия в подпочвенных отложениях проявилась по УВГадс и Н2адс, а по СО2 не выявилась. Нефтеносность разреза фиксируется по низким значениям коэффициента Н2/УВГ, а также по зеркальному отображению распределения значений СН4адс и УВГадс (%) с характерным эффектом повышенных значений УВГадс (%), сопровождающихся понижениями значений коэффициента СН4 (%). Таким образом, в разрезе нефтеносной площади фиксируются те же эффекты (коэффициенты неф-тегазоносности), которые установлены для площадных съемок по подпочвенным отложениям.
Таким образом, фактор повышенных концентраций УВГадс не является определяющим при выявлении нефтегазовых месторождений. Для этой цели более важное значение имеет структура газового поля и особенности состава газа на исследуемом объекте.
В заключение следует отметить, что главным источником формирования газового поля литосферы является «глубинное дыхание» Земли. В формировании структуры газового поля литосферы первостепенное значение имеют разрывные нарушения. Определенную роль в формировании газового поля играют и нефтегазовые скопления.
Фоновое газовое поле может существенно менять уровни концентраций газов в зависимости от удаленности от наиболее мощных зон проникновения в приповерхностные отложения флюидов «глубинного дыхания» Земли. Поэтому для выявления зон скопления углеводородов по газогеохимическим критериям необходимо этапное ведение работ. На начальном этапе необходимо исследовать особенности развития фонового поля адсорбированных газов и разделить территорию исследования на зоны с разным уровнем фоновых концентраций и однотипным составом газа. Для них производится расчет фоновых концентраций по каждому компоненту газа. Только после этих работ можно переходить к оценке нефтегазоносности поисковой площади, так как предложенное выявление фона для участка территории позволит использовать ряд тонких показателей качественной характеристики газового поля, как, например, кривых контрастности компонентов УВГадс, отдельные соотношения компонентов (СО2^2, Н2/УВГ, К2/О2 и др.), развитие полей с повышенными значениями коэффициента УВГадс (%) от суммы газов и СН4адс (%) от УВГадс и др. Использование тонких качественных характеристик газового поля и его структуры позволит обеспечить достоверную оценку нефтегазоносности объекта.
Полученные результаты исследования газового поля позволяют систематическое проведение газовой съемки по адсорбированным газам пород подпочвенных отложений для всей Земли. Это приведет к значительному сокращению непроизводительных объемов высокозатратных работ (глубокое бурение, сейсмические и др. работы) и более быстрому получению информации по размещению зон с возможными нефтегазовыми скоплениями.
Список литературы
1. Соколов В.А. Геохимия газов земной коры и атмосферы / В.А. Соколов. - М.: Недра, 1966.
2. Комаров В. С. Адсорбенты и их свойства / В.С. Комаров. - Минск: Наука и техника, 1977.
3. КондратовЛ.С. Газовое поле литосферы / Л.С. Кондратов // Геоинформатика. - 2006. - № 3. -С.126-133.
4. Кондратов Л.С. Особенности развития газового поля и нефтегазоносность северных акваторий / Л.С. Кондратов, Л.М. Фокина // Геологическое строение и нефтегазоносность арктических районов Западно-Сибирской мегапровинции и сопредельных районов. - М.: ВНИИГАЗ, 2008. -
С.121-139.
