Основные результаты комплексного биогеохимического изучения третичных отложений Центрального и Восточного Предкавказья
Б. П. ЖИЖЧЕНКО
C 1954 г. Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным нефтяным институтом (ВНИГНИ) проводились биогеохимические исследования третичных отложений центрального и восточного Предкавказья. Всего было изучено 15 скважин, из которых 10 пробурено ВНИГНИ специально для поставленных исследований.
Основные виды геохимических исследований - электрический и газовый каротаж, анализ газов из кернов, изучение люминесцентно-битуминологической и химико-битуминологической характеристик образцов, а также определение в них величин окислительно-восстановительного потенциала Eh и концентрации водородных ионов рН - проведены в большинстве скважин.
Исследуемые скважины располагаются в основном на структурах, содержащих газовые (Североставропольская) или нефтяные (Датыхская) залежи, а также на структурах, не содержащих их (Невинномысская, Надзорненская). Кроме того, были исследованы скважины, расположенные вдали от антиклинальных структур (у сел. Марьины Колодцы в Минераловодском районе и в сел. Ташла у г. Ставрополь).
Результаты бактериологических исследований
В результате бактериологических исследований, проведенных В.Л. Мехтиевой и Г.А. Могилевским, выяснилось, что в образцах содержится разнообразная микрофлора. Наличие в образцах глинистых пород разнообразной микрофлоры, сохранившейся еще со времени накопления осадков в водоемах, мало вероятно по следующим причинам. Все изучаемые осадки проходили во время диагенеза сероводородную стадию. Следовательно, породы, образовавшиеся из них, могут содержать только анаэробную микрофлору и при том лишь ту, которая может существовать в условиях сероводородного заражения.
Кроме того, установлено, что образцы пород, взятые из той части инструмента для подъема образцов, которая вбуривалась в породу без промывки глинистым раствором, не содержат микрофлоры.
Затем выяснено, что разнообразная микрофлора, например в Датыхской скважине, обнаружена даже в хадумской свите, которая в миоплиоценовое время находилась на глубине свыше 4 тыс. м, где температура, несомненно, превышала 100° С.
Все эти факты позволяют утверждать, что все исследованные образцы in situ микрофлоры не содержали, а обнаруженная в них микрофлора занесена глинистым раствором, который проникал в мельчайшие трещины, образующиеся в породе при ее разбуривании.
Этот вывод подтверждается еще и следующими фактами. При изучении плотных известняков и доломитов, не растрескивающихся при бурении, микрофауны не обнаружено. Как показали исследования Г.А. Могилевского по распределению метан-, пропан-, гептан- и водородокисляющих бактерий, нередко при повторном изучении одного и того же образца, проведенном через несколько месяцев, состав перечисленных бактерий изменялся. При повторных исследованиях в одних образцах количество тех или иных бактерий увеличивалось или уменьшалось, в других обнаруживали бактерии, отсутствующие в них при первичном анализе, в третьих не находили бактерий, обнаруженных в них при первичном анализе. Следует отметить, что при проведении исследований не установлено зависимости между содержанием метан-, пропан- и гептанокисляющих бактерий и содержанием в тех же образцах свободного метана, этана и более тяжелых углеводородных газов (рис. 1, 2, 3).
Все это свидетельствует о том, что не только поверхностная бактериальная съемка, но и исследования бактерий из образцов разведочных скважин никаких материалов для суждения о наличии нефтяных или газовых залежей дать не могут.
При этом следует подчеркнуть, что всеми приведенными материалами не опровергается возможность развития микрофлоры в пластах, в которых происходит циркуляция нефти и воды. Следовательно, здесь речь идет лишь о глинистых породах, в которых предполагается сохранение бактерий еще со времени формирования этих пород в водоемах. Необходимо помнить, что только эти породы изучают при бактериологических исследованиях для выявления нефтяных и газовых месторождений, так как пористые породы, в которых возможна циркуляция вод и нефтей, могут содержать микрофлору, занесенную в них нефтью и водой из других пластов и часто даже из очень отдаленных районов.
Иного мнения придерживается Г.А. Могилевский. В его статье «О применении водной биохимической съемки при поисках нефти и газа», опубликованной в журнале «Советская геология», № 11 за 1958 г., указывается, что наличие в пластовых водах бактерий, особенно пропанокисляющих, может свидетельствовать о наличии на глубинах ниже исследуемых водоносных пластов газонефтяных месторождений. Наличие указанных бактерий в водоносных горизонтах Г.А. Могилевский объясняет тем, что под ними располагаются газонефтяные залежи, из которых углеводороды мигрируют вверх, обогащая водоносные горизонты, где и развиваются бактерии, окисляющие углеводороды.
Это положение Г.А. Могилевского прежде всего опровергается им же приведенными материалами о водной микробиологической съемке, например в Затеречной равнине Северного Кавказа, а также безусловно неверным теоретическим обоснованием значения этой съемки, которое исходит из предположения о наличии вертикальных диффузионных потоков углеводородов, которых не существует.
Результаты газокерновых исследований
При детальном изучении содержания свободных газов в кернах скважин, которое было проведено группой сотрудников ВНИГНИ под общим руководством Б.П. Ясенева, получены интересные и важные данные.
Пласты, слагающие даже такое мощное (почти чисто метановое) газовое месторождение, как Североставропольское, содержат не только метан, но этан и более тяжелые углеводороды. При этом нередко количество углеводородных газов более тяжелых, чем метан, превышает количество метана (см. рис. 1).
Какой-либо зависимости между количеством и составом свободных углеводородных газов в отдельных пластах и положением их относительно газовой залежи не наблюдается. Это свидетельствует о том, что количество и состав газов в отдельных пластах определяется геохимической обстановкой их формирования, а не положением относительно залежи. Правильность этого положения подтверждается хотя бы сравнением содержания газов в кернах из Рыздвяной скв. 4, пробуренной на куполе Североставропольской антиклинали, и Невинномысской скв. 1, пробуренной на куполе Невинномысской антиклинали, в которой никакой залежи не обнаружено (см. рис. 1 и 3).
Значительно большее количество свободных углеводородных газов в кернах Невинномысской скв. 1 и особенно более тяжелых чем метан легко может быть объяснено различной геохимической обстановкой формирования даже одновозрастных отложений в Североставропольском и Невинномысском районах.
Наряду с этим следует отметить, что значительно меньшее содержание свободных углеводородных газов в кернах Русской скв. 5 (см. рис. 2), пробуренной на южном крыле Североставропольской антиклинали, по сравнению с содержанием их в кернах рядом расположенной Рыздвяной скв. 4 не может быть объяснено различием геохимической обстановки формирования слоев, вскрытых в этих двух скважинах, так как слишком мало расстояние между ними и слишком литологически сходны их разрезы. Эти факты дают основание полагать, что увеличение количества свободных газов в кернах Рыздвяной скв. 4 по сравнению с содержанием их в кернах Русской скв. 5 объясняется миграцией углеводородных газов вверх по восстанию пластов. Этим же фактом можно объяснить и относительно большее количество углеводородных газов, отмечаемых газовым каротажем в Рыздвяной скв. 4 по сравнению с Русской скв. 5. При этом отметим, что количество углеводородных газов, отмечаемых газовым каротажем, отражает содержание их в разбуриваемых пластах и не зависит от наличия или отсутствия на глубине газовой залежи. Об этом свидетельствует отмечаемое газовым каротажем большое количество тяжелых углеводородных газов над чисто метановой залежью, например в скважинах Североставропольской антиклинали, а также гораздо большее количество углеводородных газов, фиксируемых газовым каротажем в скважинах, пробуренных в куполе антиклиналей, в которых газовая залежь отсутствует (например, в Невинномысской антиклинали - см. рис. 3).
Интересно, что как в Русской скв. 5, так и в Рыздвяной скв. 4 относительно большое количество углеводородных газов появляется примерно с середины нижнесарматских отложений. Так как в районе Североставропольской антиклинали обнажается верхняя часть нижнего сармата, то можно предположить, что дренируемые в любом районе пласты всегда будут содержать меньшее количество углеводородных газов по сравнению с пластами, перекрытыми более молодыми образованиями, даже если эти пласты формировались в одинаковой обстановке и, следовательно, должны были бы содержать сходные, приблизительно одинаковые количества углеводородных газов.
Из всего изложенного следует, что диффузии углеводородных газов от залежи к поверхности не существует или она не может быть установлена современными методами изучения углеводородных газов в кернах и при проведении газового каротажа.
Наряду с этим можно утверждать, что миграция газов по пласту существует и пласты, залегающие в куполе антиклинальных структур, содержат большее количество углеводородных газов, чем пласты, залегающие в тектонически пониженных местах, но при условии, что в обоих районах они формировались в одинаковой геохимической обстановке. Сделанные выводы свидетельствуют о том, что какой-либо научной базы под так называемой газовой разведкой нефтяных и газовых месторождений не существует.
Невольно возникают вопросы, почему же некоторые геологи-нефтяники считают, что газовая разведка (поверхностная или газокерновая) является мощным методом обнаружения нефтяных и газовых месторождений и могут ли, например, газокерновые исследования принести известную пользу при разведке нефтяных и газовых месторождений?
Представление ряда геологов-нефтяников о том, что даже поверхностная газовая съемка может дать ценный материал при разведке нефтяных и газовых месторождений, как известно, базируется на том, что при этой съемке выявляются участки с повышенным содержанием углеводородных газов. Это факт как будто неоспоримый, но он объясняется не диффузией углеводородных газов от нефтегазовых месторождений к поверхности, а тем, что в местах с повышенным содержанием углеводородных газов залегают дренированные пласты коренных пород, которые содержат значительное количество углеводородных газов. Эти газы, мигрируя, насыщают вышележащие породы.
Поскольку размыв коренных пород происходит чаще всего на антиклинальных поднятиях, в направлении которых, как уже отмечалось, происходит миграция углеводородных газов, то именно на куполах антиклинальных структур отмечается повышенное их содержание.
Следовательно, газовая съемка, ничего не давая для выявления местонахождения нефтяных и газовых залежей, может способствовать выяснению геологического строения изучаемой территории, например обнаружению структур антиклинального типа. Однако материалы, полученные газовой съемкой, трудно правильно, а главное однозначно интерпретировать и вряд ли они могут быть целесообразно использованы.
Конечно, более интересные материалы получаются при изучении содержания углеводородных газов в кернах разведочных скважин. Сравнивая содержание этих газов в одних и тех же пластах, пройденных разведочными скважинами, можно в ряде случаев составить представление об их относительном положении на разведываемой структуре. Это, конечно, можно сделать лишь при условии, что геохимическая обстановка формирования сравниваемых пластов была одинакова на всей разбуриваемой площади.
Самый же факт выявления пластов, содержащих значительное количество свободного углеводородного газа, особого интереса не представляет. В самом деле, что нам, например, дает материал, показывающий, что в Невинномысской структуре (см. рис. 3) почти во всех пластах содержится очень большое количество углеводородных газов? Да, в сущности - ничего. Больше того, основываясь на этом факте, можно сделать совершенно неправильный вывод о гораздо большей перспективности на нефть или газ Невинномысской структуры по сравнению с Североставропольской, в которой глины, слагающие эту структуру, содержат значительно меньшее количество свободных углеводородных газов.
Следует отметить, что практикуемое изучение при проведении газокерновой съемки не только свободного газа, но и «ущемленного», т. е. содержащегося только в закрытых порах, а также сорбированного совершенно непонятно. Так, углеводородные газы следует изучать лишь при каких-то специально поставленных исследованиях.
Из всего изложенного не следует, однако, делать вывод, что даже поверхностная газовая съемка ничего или очень мало может дать полезного. Так, с ее помощью возможно в ряде случаев проследить разрывы, по которым газ из газоносных свит поступает в перекрывающие их наносы; на основании выходов углеводородных газов на поверхность по разрывам можно судить о наличии на глубинах газоносных отложений, но и эти возможности газовой съемки очень ограничены. Так, например, невозможно прослеживать разрывы, если они перекрыты мощной и широко распространенной по площади толщей конгломератов, невозможно составить представление о том, с какой глубины или вернее с каких отложений поступает горючий газ по разрывам, имеются ли на глубине промышленные скопления углеводородных газов.
Результаты битуминологических исследований
Многочисленные люминесцентно-битуминологические и химико-битуминологические исследования, проведенные Э.Д. Гемпелевич, Т.А. Ботневой и А.А. Ильиной, показали, что характер органического вещества отражает геохимическую обстановку формирования пластов, в которых оно содержится. Каких-либо критериев для выявления газоносных или вернее газопроизводящих, или же нефтепроизводящих свит получить не удалось, несмотря на то, что изучали элементарный и компонентный составы битума, отношение хлороформенного экстракта к спирто-бензольному, отношение С/Н. Кроме того, битумы исследовали методом инфракрасной спектроскопии.
Нужно отметить, что методом инфракрасной спектроскопии битумы исследуются еще очень мало и, возможно, в дальнейшем некоторые виды битуминологических исследований могут установить изменение органического вещества в зависимости от его миграции, а не условий седиментации. Это дало бы возможность различать нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие свиты. Нужно, однако, всегда иметь в виду, что миграция органического вещества начинается еще в ранней стадии диагенеза, и поэтому в природе не могут быть встречены породы, в которых фоссилизирующееся вещество полностью сохранилось, или же породы, содержащие только принесенное извне органическое вещество.
В заключение рассмотрим вопрос о значении битуминологических исследований при разведке нефтяных и газовых месторождений.
Тот факт, что до настоящего времени еще не найдено надежных критериев для выявления газопроизводящих, нефтепроизводящих, а также нефте- и газоматеринских отложений, свидетельствует о том, что руководствоваться данными битуминологической характеристики пород для оценки перспективности территории для поисков нефтяных или газовых залежей пока очень рискованно. Чтобы в этом убедиться, достаточно хотя бы вспомнить битуминологическую характеристику верхнемеловых известняков Северного Кавказа, пашийских слоев восточных районов и других образований, которые по битуминологической характеристике согласно существующим представлениям не могут рассматриваться ни как нефтематеринские, ни как нефтепроизводящие, хотя в них обнаружены крупные месторождения нефти. Тот факт, что битуминологическая характеристика отдельных пластов определяется геохимическими условиями их формирования, а не положением их относительно нефтяных или газовых залежей, в чем легко убедиться, сравнив битуминологическую характеристику отложений, развитых в Датыхском, а также Невинномысском и Североставропольском районах, свидетельствует о невозможности использовать результаты битуминологических исследований для разведки нефтяных и газовых залежей. Несостоятельность этого геохимического метода разведки, как газовых, так и нефтяных месторождений, может быть теоретически обоснована прежде всего отсутствием улавливаемого потока углеводородов от залежей нефти и газа к поверхности и подтверждена многими примерами из практики люминесцентно-битуминологических съемок и исследований кернов скважин, пробуренных в самых разнообразных условиях относительно положения нефтяных и газовых залежей.
Результаты изучения величин рН и Eh
Определение концентрации водородных ионов (величины рН) и окислительно-восстановителыюго потенциала (величины Eh) в образцах пород представляет значительный интерес, так как, зная эти величины более определенно, можно судить о геохимической обстановке. в которой отлагались изучаемые породы. Нужно, однако, отметить, что в результате многочисленных исследований величин рН и Eh, произведенных В.Г. Савичем в сухих и смоченных образцах, не выявлено какой-либо закономерности в их распределении ни в зависимости от состава органического вещества и его количества в породах, ни даже от литологических особенностей глин. Не обнаружено какой- либо связи между величиной рН или величиной Eh и от наличия или отсутствия как газовой, так и нефтяной залежи.
В связи с этим можно сделать вывод, что изучение величин рН и Eh пока ничего конкретного не может дать для разведки нефтяных и газовых месторождений, а стратиграфическое значение результатов изучения рассматриваемых величин пока также выяснить не удалось.
Заключение
Приведенный в статье материал свидетельствует о том, что условия седиментации - основной фактор, определяющий как битуминологическую, так и газовую характеристику глинистых пород. То же самое можно сказать об окислительно-восстановительном потенциале и концентрации водородных ионов. Бактерии в коренных породах отсутствуют и заносятся в них глинистым раствором в процессе бурения. Поэтому вести какие-то исследования по изучению бактерий в образцах пород бесполезно.
Каких-либо изменений в характеристике пород, залегающих даже непосредственно над нефтяной или газовой залежью, установить не удается, что свидетельствует об отсутствии ощутимого потока углеводородов от залежи к поверхности. Из этого следует, что все виды геохимических разведок нефтяных и газовых месторождений, в основе которых лежит выявление изменений содержания газов в породах, битуминологической характеристики их и т. д., под влиянием потока углеводородов от нефтяной или газовой залежи к поверхности не имеют основания, потому что такого потока углеводородов не существует.
ВНИИ Газ
Рис. 1. Рыздвяная скв. 4.
1 - тяжелые углеводородные газы; 2 - метан; 3,4, 5 и 6 - соответственно метан-, пропан-, гептан- и водородокисляющие бактерии; содержание бактерий <20: 7 -гептанокисляющих, 8 - водородокисляющих, 9 - пропанокисляющих, 10 - метанокисляющих; 11 - содержание тяжелых углеводородных газов <0,05 см3 на 1 кг породы; 12 - содержание метана <0,05 см3 на 1 кг породы; 13 - интервалы разреза, в которых не было обнаружено каких-либо бактерий; 14 - общее содержание тяжелых углеводородных газов и метана <0,05 см3 на 1 кг породы
Рис. 2. Русская скв. 5.
Условные знаки см. в подписи к рис. 1.
Рис. 3. Невинномысская скв. 1.
Условные знаки см. в подписи к рис. 1.