Применение метода углеродного коэффициента при прогнозах нефтеносности
В.С. ВЫШЕМИРСКИЙ
Эмпирическим путем была установлена связь между величиной углеродного коэффициента ископаемых углей (процентное отношение нелетучего углерода ко всей органической массе угля) и нефтеносностью в том же районе отложений, близких по возрасту к угленосным (Д. Уайт). Позднее рядом геологов эта закономерность была детально изучена путем построения и анализа карт изовольв (линии равного углеродного коэффициента). Так, например, Э.Р. Лиллей [4] характеризует эту закономерность следующим образом. Углеродный коэффициент:
80-100 % -нефтяных и газовых месторождений нет;
70- 80 % -только месторождения сухого газа;
60- 70 % -легкие нефти с парафиновым основанием;
55- 60% -легкие нефти со смешанным основанием;
50- 55% -тяжелые нефти со смешанным основанием;
меньше 50% -асфальтовые нефти.
Предполагается, что в районах с высоким углеродным коэффициентом промышленные месторождения нефти и газа разрушаются вследствие сильного метаморфизма, а в районах с низким углеродным коэффициентом отложения испытали столь малые погружение и метаморфизм, что не было условий для широкого развития процессов нефтеобразования. Например, на Северо-Американской платформе подавляющее большинство нефтяных месторождений расположено в зонах, характеризующихся средними значениями углеродного коэффициента от 55 до 65%. Таким образом, разработанный эмпирическим путем метод углеродного коэффициента получил и некоторое теоретическое обоснование.
И.М. Губкин [3] считал закономерность, показанную выше, вполне реальной и оценивал метод углеродного коэффициента положительно, но в практике советских нефтяников этот метод распространения не получил. Последнее, вероятно, в значительной мере определяется тем, что до недавнего времени в СССР основной объем нефтепоисковых работ проводился в районах, почти лишенных выходов угля.
Насколько нам известно, в нашей литературе имеется одна работа [2], в которой рассматриваемый метод используется для прогнозов нефтеносности. Причем, в работе показана постоянно выдерживающаяся прямая связь между углеродным коэффициентом и плотностью пород, что дает возможность в первом приближении судить о пористости пород по величине углеродного коэффициента.
В настоящее время у нас нефтепоисковые работы проводятся на многих угленосных территориях, особенно в Сибири. Поэтому изучение углеродного коэффициента приобретает определенный интерес.
Следует, очевидно, согласиться с М.В. Абрамовичем в том, что в разных районах могут встретиться изменения углеродного коэффициента различного характера и поэтому связь между такими изменениями и пространственным распределением нефтяных месторождений должна доказываться для каждого района в отдельности. Однако прямая зависимость углеродного коэффициента от степени метаморфизма отложений сохраняется во всех изученных районах. Следовательно, получить надежные данные по относительному метаморфизму пород при помощи этого метода можно по любой угленосной территории.
С другой стороны, едва ли следует ожидать большие различия в значениях углеродного коэффициента, соответствующих благоприятным для нефтегазоносное™ условиям. Так, по всей Северо-Американской платформе и в прилегающих к ней складчатых областях эти значения практически одинаковые.
Примерно такими же они оказались и в Большом Донбассе. В работе В.В. Вебера [2] показано, что в центральной зоне Донбасса, бесперспективной на нефть, углеродный коэффициент превышает 64%, а в районе развития антрацитов - 92%. На северных и северо-западных окраинах Большого Донбасса, перспективных в газонефтеносном отношении, углеродный коэффициент колеблется от 50 до 60%, а по углям, поднятым из скважин Роменского нефтяного месторождения, он составляет в среднем 58,3%.
Есть основания полагать, что и для нефтегазоносных районов Сибири наиболее характерно значение углеродного коэффициента 55-65%. По нашим подсчетам, выполненным пока по небольшому количеству аналитических данных, взятых из опубликованных работ, в северной половине о. Сахалин средние значения углеродного коэффициента колеблются от 58 до 65%, в Минусинской впадине-от 56 до 65%, в Нордвик-Хатангском районе - от 53 до 60%. Все эти районы в той или иной степени нефтеносны.
Опираясь на изложенное, мы при изучении перспектив нефтеносности Приверхоянского краевого прогиба еще до получения промышленного притока газа в районе устья р. Вилюй наряду с общепринятой методикой использовали также и метод углеродного коэффициента. Благоприятные значения коэффициента отмечались по всему прогибу, а за его пределами - главным образом неблагоприятные. К настоящему времени нами собраны и обработаны все аналитические материалы (около 1500 проб) по ископаемым углям этой территории. В связи с этим появилась возможность построения карты изовольв и использования ее для прогнозов нефтеносности (см. рисунок).
Применение метода углеродного коэффициента к Приверхоянскому прогибу усложняется двумя обстоятельствами. Во-первых, здесь наряду с гумусовыми углями широко распространены и сапропелитовые. Во-вторых, угольные пласты встречаются в разных частях разреза от пермской системы до третичной.
Сапропелитовые угли изменяются при метаморфизме в том же направлении, что и гумусовые, но в меньшей степени [5], что обусловливает их низкий углеродный коэффициент. Причем он колеблется в очень широких пределах даже на одном и том же месторождении. В связи с этим пока невозможно использовать для прогнозов нефтеносности данные по сапропелитовым углям и прилагаемая карта построена только по гумусовым углям.
Угли различного возраста в одном и том же районе характеризуются разными значениями углеродного коэффициента. У углей из более древних отложений, претерпевших большее погружение и большее количество тектонических фаз, углеродный коэффициент выше, чем у сравнительно молодых углей того же района. Это можно видеть и на нашем материале. Например, в северной части Верхоянского хребта у палеогеновых углей углеродный коэффициент составляет в среднем 55-56%, а у верхнепермских- около 80%; в нижнем течении р. Оленек у пермских углей углеродный коэффициент составляет 60%, а у меловых -50% и т.п. Следовательно, для сравнительной оценки возможной нефтеносности разных районов необходимо пользоваться данными по углям из какого-то одного стратиграфического комплекса.
Применительно к Приверхоянскому краевому прогибу наиболее удобны верхнеюрские и нижнемеловые угли, поскольку они широко распространены по всему прогибу и в прилегающих частях платформы. Желательно было бы построить отдельные карты изовольв по верхнеюрским и нижнемеловым углям. Однако разделение их в таблицах анализов, заимствованных у разных исследователей, во многих случаях невозможно. Вследствие этого и учитывая, что и те, и другие угли залегают в единой угленосной серии и характеризуются весьма близкими (там, где это можно видеть) углеродными коэффициентами, мы построили общую карту, причем в большей части ее преобладают материалы по нижнемеловым углям. Исключение составляет нижнее течение р. Оленек, где использованы верхнемеловые угли, и единичные точки, нанесенные в районе г. Олекминск по верхнеюрским углям.
Как видно из карты, вся территория Приверхоянского прогиба, а также Лено-Хатангской впадины, имеющей много общих черт с Приверхоянским прогибом в отношении мезозойского развития, характеризуется благоприятными (в смысле поисков нефти) значениями углеродного коэффициента от 50 до 65% и несколько выше.
При движении в глубь платформы углеродный коэффициент снижается. Так, на р. Тюнг он составляет в среднем 41,4%, севернее г. Олекминск- 46,6% и северо-западнее - 33%. Причем три последние цифры получены по верхнеюрским углям, т.е. более древним, чем основная масса углей краевого прогиба, использованных при построении карты. Естественно, что если бы сравнение производилось по совершенно одновозрастным углям, различие в углеродном коэффициенте углей краевого прогиба и внутренних областей платформы было бы выражено еще резче.
С переходом от краевого прогиба к складчатой области углеродный коэффициент резко возрастает. Правда, здесь нет возможности сравнивать одновозрастные угли. Однако достаточно показательно уже то, что углеродный коэффициент верхнепалеогеновых углей северной оконечности Верхоянского хребта такого же порядка, как и у нижнемеловых углей прилежащей части краевого прогиба, у верхнемеловых углей Зырянского месторождения он составляет в среднем 68,5%, а у верхнепермских углей Верхоянского хребта 80%, нередко даже 96%.
Таким образом, Приверхоянский краевой прогиб, занимающий по степени дислоцированности и метаморфизма мезозойских отложений промежуточное положение между платформой и складчатой областью, характеризуется также промежуточными значениями углеродного коэффициента. Показательно, что и в пределах самого прогиба углеродный коэффициент закономерно возрастает с приближением к складчатой области, что вполне согласуется с увеличением мощности и дислоцированности мезозойских отложений в том же направлении.
Величина углеродного коэффициента изменяется также и по простиранию прогиба, заметно повышаясь в крайней юго-восточной части его (до 68,9%) и на Китчанском выступе (северо-восточнее устья р. Вилюй) - до 66,8%. Причем оба эти района отличаются от других частей прогиба значительно большей дислоцированностью пород.
Привлекая карту изовольв для оценки перспектив нефтеносности, следует учитывать, что, возможно, нефтематеринские (и нефтеносные) нижне- и среднеюрские отложения, имеющие большую мощность, испытали погружение и метаморфизм большие, чем верхнеюрско-нижнемеловая угленосная серия, по углям которой построена данная карта. Судя по единичным образцам нижнеюрских углей Китчанского выступа, углеродный коэффициент у них колеблется от 65 до 70%, а у верхнеюрских углей он на тех же участках составляет 60-65%. Плотность у нижне- и среднеюрских пород по всему прогибу больше, чем у верхнеюрских и меловых. Вполне очевидно, что если бы можно было построить для прогиба карту изовольв по нижне- и среднеюрским углям, то углеродный коэффициент повсюду был бы заметно выше (вероятнее всего, на 5-7%), чем на нашей карте.
Это положение вполне увязывается со всеми известными здесь проявлениями нефти и газа. Так, в районе устья р. Вилюй из нижней юры получен промышленный приток газа, а углеродный коэффициент нижнемеловых углей составляет в среднем только 59,2%. В южной части Нордвик-Хатангского нефтеносного района углеродный коэффициент нижнемеловых углей колеблется от 52 до 55%, тогда как тип нефти, полученной из пермских отложений, свидетельствует о большем метаморфизме, соответствующем значению углеродного коэффициента 55-60 %.
Используя карту изовольв по верхнеюрским и нижнемеловым углям с учетом большей метаморфизованности нижне- и среднеюрских отложений, следует полагать, что последние обладают наибольшими перспективами на нефть во внешней (приплатформенной) зоне Приверхоянского прогиба и в краевой части платформы. Часть прогиба (и Лено-Хатангской впадины), заключенная между складчатой областью и изовольвой 60%, по-видимому, малоперспективна, поскольку метаморфизм нижне- и среднеюрских отложений (а в Лено-Хатангской впадине - пермских), очевидно, соответствует углеродному коэффициенту выше 65%.
В газоносном отношении, вероятно, перспективна вся территория упомянутых прогиба и впадины. Однако, если учесть снижение пористости пород в сторону возрастания углеродного коэффициента, наиболее перспективной окажется все же приплатформенная часть прогиба, поскольку здесь больше вероятности встретить хорошие коллекторы. Для Нордвик-Хатангского района эта закономерность подтверждается разведочными данными. Здесь все физические свойства пермских коллекторов улучшаются в южном направлении, т.е. в сторону снижения углеродного коэффициента нижнемеловых углей.
По углеродному коэффициенту уже сейчас можно сделать некоторые предварительные замечания о перспективах на нефть складчатой области северо-востока СССР. Поскольку коэффициент верхнемеловых углей Зырянского месторождения составляет в среднем 68,4%, а палеогеновых углей бухты Сого только 55- 56%, не исключена возможность того, что в некоторых межгорных впадинах этой области имеются отложения, метаморфизованные не настолько сильно, чтобы в них нельзя было ожидать скоплений нефти и еще вероятнее - газа.
Изложенные выше материалы по Приверхоянскому прогибу, конечно, не могут иметь самостоятельного значения при прогнозах нефтеносности. Однако они хорошо увязываются со всеми другими данными, и использование метода углеродного коэффициента в общем комплексе нефтепоисковых работ (на первой стадии их) может принести некоторую пользу, особенно в отношении обширных, пока еще недостаточно изученных, но в значительной части угленосных районов Сибири. Очевидно, уже сейчас было бы полезно иметь карты изовольв по разным горизонтам на всю территорию Сибири. Аналитического материала для этой цели по большинству районов вполне достаточно.
ЛИТЕРАТУРА
1. Абрамович М.В. Поиски и разведка залежей нефти и газа. Гостоптехиздат, 1948.
2. Вебер В.В. Проблема нефтеносности Донецкого бассейна. Гостоптехиздат, 1945.
3. Губкин И.М. Учение о нефти, ОНТИ, 1932.
4. Лиллей Э.Р. Геология нефти и природного газа. ОНТИ, 1938.
5. Радченко О.А. Современные представления о генезисе нефти и процессах ее преобразования и разрушения. Сб. «Памяти акад. И. М. Губкина». Изд. АН СССР, 1951.
Саратовский государственный университет
Рисунок Карта изовольв северо-западной Якутии.
1-контуры геоструктур; 2 - изовольвы по верхнеюрским и нижнемеловым углям; 3 - углеродный коэффициент на отдельных участках за пределами изовольв; 4 - складчатая область северо-востока СССР; 5 - Приверхоянский краевой прогиб; 6 - Лено-Хатангская впадина; 7 -Сибирская платформа.