К оглавлению

О результатах геохимических исследований в скважинах

Обсуждение статьи Б.П. Жижченко (Геология нефти и газа, 1960, № 1).

Б.П. ЯСЕНЕВ

В 1957-1959 гг. на территории Туркмении ВНИГНИ были проведены исследования керна из бурящихся структурных и профильных скважин для получения геохимических характеристик мезо-кайнозойских отложений.

В западной Туркмении работы проводились в основном в зоне поднятий Аладаг-Мессерианского вала, о геологическом строении которого до последнего времени имелось мало сведений.

Крупным объектом исследования явились также Центральные Кара-Кумы, изучавшиеся по профилю структурно-поисковых скважин, проведенному от района Ашхабада на юге, через пустыню до Ташауза на севере.

Кроме того, исследовались юго-восточные Кара-Кумы, где изучался керн из структурных скважин, расположенных в различных частях этой территории.

При постановке исследований предполагалось, что полученные геохимические характеристики будут служить материалом для суждения о геохимических фациях изучаемых отложений. Определяли органический углерод в породах, содержание различных форм серы и железа, засолоненность пород, битуминозность и окислительно-восстановительный потенциал. Подробно изучался углеводородный состав газов в породах.

В юго-западной Туркмении наибольший объем работ проведен в районе Мадау на поднятиях Изат-Кули и Рустам-Кала, расположенных в Мессерианской зоне поднятий. На указанных площадях велось структурно-картировочное бурение, керн из скважин подвергался геохимическим исследованиям. В результате изучения газосодержания в керне удалось выделить участок на Изат-Кулийском поднятии с высоким содержанием углеводородных газов, приуроченных к сводовой части поднятия. Среднее количество углеводородного газа, приходящегося на 1 кг породы, достигает на этом участке 4-5 см³, тогда как в крыльевых частях, а также на участках, примыкающих к Изат-Кулийской площади, не превышает десятых долей кубического сантиметра на 1 кг породы. Газ в основном метановый. В тех скважинах, где концентрации углеводородных газов повышенные, отмечено незначительное количество тяжелых углеводородов этана и пропана. Участок с повышенным газосодержанием на Изат-Кулийском поднятии может быть рекомендован под разведку глубоким бурением.

Исследовательскими партиями ВНИГНИ за последние годы было обследовано до 20 поднятий как с выявленной нефтеносностью, так и не нефтеносных.

Во всех случаях в скважинах, вскрывших отложения, покрывающие залежи нефти и газа, отмечено повышенное содержание углеводородных газов. На пустых площадях и в законтурных скважинах отмечены низкие газосодержания, обычно не превышающие десятых долей кубического сантиметра на 1 кг породы. В поисковом значении указанных фактов не приходится сомневаться, поэтому вызывает недоумение статья Б.П. Жижченко, опорочивающая абсолютно все геохимические методы исследования. Б.П. Жижченко отмечает, что газосодержания в керне распределены обычно неравномерно и не зависят от положения исследуемого пласта по отношению к залежи. Действительно от одного образца керна к другому, от пласта к пласту газосодержания обычно меняются. Однако в этом ничего удивительного нет, так как существующие изменения связаны с тем, что сорбционная способность пород, вскрываемых скважиной, их газовая емкость различны и зависят в основном от литологического состава исследуемых пород. По этой же причине кривая по газовому каротажу всегда противоположна кривой по газометрии. Там, где на кривой по глинистому раствору максимальные газосодержания, по керну будут минимальные и наоборот. Происходит это потому, что рыхлые пески и песчаники при колонковом бурении, как правило, размываются и весь газ из них поступает в глинистый раствор, где и фиксируется затем на газокаротажной кривой. Плотные глины и карбонатные породы обычно почти полностью выносятся колонковой трубой, и потери из них газа за время подъема инструмента с забоя скважины и извлечения керна незначительны, поэтому кривая газометрии обычно отражает газонасыщенность плотных пород. Вместе с газокаротажной кривой они дают полную характеристику газонасыщенности вскрываемых скважиной пород. Таким образом, показания на кривой газометрии скважин в основном зависят от литологического состава пород, вскрываемых скважиной.

Об этом свидетельствует и проделанное нами сопоставление содержания органического углерода в породах с содержанием углеводородных газов в районе Изат-Кули. Оказалось, что в керне с высокой газонасыщенностью встречается как низкое, так и высокое содержание органического углерода, поэтому связывать повышенное газосодержание в керне с геохимической обстановкой, как это делает Б.П. Жижченко, нет оснований.

Средняя или общая газонасыщенность всего разреза в скважине зависит от ее положения относительно залежи и структуры. То обстоятельство, что структуры одной и той же провинции с одинаковым разрезом, но одна с залежью, а другая пустая, резко отличаются по газосодержанию их разрезов, несомненно свидетельствует о наличии вертикальной миграции газа. А приуроченность высокого газосодержания пород к сводовым частям структуры (при отсутствии нарушений и в симметричных складах) свидетельствует о наличии боковой миграции.

Стремление одних геологов все явления, связанные с формированием залежей и их рассеиванием, объяснять исключительно боковой миграцией, других же - только вертикальной, могут привести к ошибкам. В природе встречаются оба явления.

При изучении газонасыщенности пород, слагающих складки с несоответствием структурных планов с залежами только в нижних этажах, наибольшая газонасыщенность пород обнаруживается в сводовых частях верхнего структурного плана.

Непосредственно над залежью в этих случаях в верхних слоях обнаруживается низкое содержание газа, так как он, мигрируя из залежи в вышезалегающие отложения, скапливается затем в сводовой части уже верхнего структурного плана, не соответствующего нижнему. Другими словами, существуют и вертикальная и боковая миграции. Поэтому попытка Б.П. Жижченко все объяснить одной боковой миграцией несостоятельна.

На профиле структурных скважин Ашхабад - Серный Завод, проведенном через Центральные Кара-Кумы, керн изучался почти во всех скважинах, вскрывших отложения неогена, палеогена и мела. Геологическое строение этой области показано на рис. 1. Профиль проходит через Прикопетдагский прогиб, по южному склону Центрального Кара-Кумского свода, захватывая и этот последний. Во всех скважинах, пробуренных в южной части профиля, установлено очень низкое содержание углеводородных газов, не превышающее 0,06 см³ на 1 кг породы. В скв. 22 среднее содержание углеводородов резко возрастает, составляя уже около 2 см³ на 1 кг породы. Такие же повышенные газосодержания, выражающиеся уже не в сотых и тысячных долях, а в целых кубических сантиметрах на 1 кг породы отмечены и в скв. 10, 11, 4 (Серный Завод), расположенных к северу от скв. 22.

Наиболее высокие показания, появившиеся почти с устья, были получены в скв. 125, расположенной на самом своде и давшей газовый фонтан из нижнего мела. Средние газосодержания в этой скважине составляют около 5 см³ на 1 кг породы.

Высокое среднее содержание углеводородов, начиная со скв. 22 и к северу от нее, получено за счет резкого возрастания этих показателей в отложениях палеогенового возраста и ниже.

В надпалеогеновой толще газосодержания в породах такие же низкие, как и в южной части профиля. Некоторое повышение их значений в отложениях палеогена заметно уже в скв. 2, расположенной южнее скв. 22. Таким образом, район, находящийся примерно в 100 км от Ашхабада по направлению к Серному Заводу, по геохимическим показателям отнесен к перспективным в отношении нефтегазоносности и должен быть подвергнут глубокому разведочному бурению. Изучение различных форм серы и железа в породах на профиле Ашхабад - Серный Завод показало, что в районе Изганта в южной части профиля в отложениях неогена резко преобладает окисное железо над закисным. Другие показатели также характеризуют геохимическую обстановку как окислительную. В северной части профиля в скв. 22, начиная с казганчайской свиты и ниже, закисное железо сильно преобладает над окисным. Появляется заметное количество пиритного железа, значения pH пониженные.

В районе Изганта отложения неогена характеризуются резко окислительной обстановкой, неблагоприятной для образования и сохранения нефти. В районе скв. 22 восстановительная обстановка в казганчайской свите, миоцене и палеогене свидетельствует об условиях, благоприятных для сохранения нефти. Таким образом, геохимические показатели подтверждают выводы, сделанные по газосодержанию в керне, о возрастании перспектив нефтегазоносности по данному профилю от скв. 1 Изгант к скв. 22.

Сказанное о наличии окислительной обстановки в скв. 1 Изгант справедливо лишь для верхней части третичных отложений. Примерно с глубины в 2000 м, т.е. в палеогене, наблюдается смена окислительной обстановки восстановительной, что в свою очередь свидетельствует о неблагоприятных условиях лишь для неогена, но отнюдь не для всего разреза этого района.

В юго-восточной части Туркмении на ряде площадей, где проводилась газометрия скважин, в настоящее время поставлено разведочное бурение. В скв. 1 Карачоп, давшей газовый фонтан с глубины 761 м из сенонских отложений, высокое содержание газа в керне отмечалось с глубины 470 м в датском ярусе. Средние концентрации газа в меловых отложениях равны 3-4 см³ на 1 кг породы.

Полученные показатели газосодержания в керне на Карачопе, видимо, можно считать отвечающими газонефтяным месторождениям. Особый интерес приобретает район Кушки, так как в скв. 30 здесь газопоказания только немного ниже, чем в Карачопе, и можно предполагать, что скважина находится в приконтурной части залежи.

Высокое газосодержание в керне получено и в скв. 5 Мары, начиная с палеогеновых отложений. Средние концентрации газа превышают 2 см³ на 1 кг породы, т. е. соответствуют значениям, получаемым обычно над газонефтяными залежами. Поэтому перспективы этой площади должны оцениваться положительно.

На графике (рис. 2) нанесены кривые разгонки углеводородных газов, полученных из нефти и из попутного газа Кум-Дагского нефтяного месторождения.

На этом же графике показана кривая разгонки газа, полученного из керна скв. 4 Камышылджа, а также из скв. 30 Кушка и скв. 10 на профиле Ашхабад - Серный Завод. Следует отметить большое сходство между кривой разгонки паров нефти и кривой из керна скв. 4 Камышылджа. Кроме того, кривые разгонки газа из скв. 10 и 30 совершенно одинаковы с кривой попутного газа Кум-Дагского месторождения.

Резкая разница в приведенных кривых позволила при исследовании указанных скважин сделать предположение, что в Камышылджа имеется залежь нефти, так как в керне очень много тяжелых углеводородов. Кривые скв. 30 Кушка и скв. 10 Ашхабадского профиля позволяют предполагать наличие скорее чисто газового или газонефтяного месторождения. В настоящее время, как известно, в Камышылджа открыто нефтяное месторождение, в Кушкинском районе (Карачоп) - газовое.

По первому опыту пока рано по кривой разгонки делать какие-либо выводы, однако несомненно, что изучение детального состава сорбированного породой газа позволит решать многие вопросы, возникающие при поисковых работах на нефть и газ.

ВНИГНИ

Рис. 1. Схематический геологический разрез по линии Ашхабад - Серный Завод по данным газометрии скважин (составили З.А. Абдулаев, В.Н. Ахмадеева, Г.А. Габриэлянц и другие).

1 - линия нарушения; 2 - условные границы по сейсмическим данным; 3 - среднее суммарное содержание углеводородов по стратиграфическим горизонтам; Q + N₂^ap-четвертичные и апшеронские отложения; N₂^ak- акчагыл; N_1-2^kz - казганчайская свита; N₁ - нижний неоген; Pg - палеоген; Cr₂^sn2 - верхний сенон; Cr₂^sn1 - нижний сенон; Сr₂^t - турон; Cr₂^cm - сеноман; Сr₁ - нижний мел; Pz - палеозой.

Рис. 2. Сравнительные данные анализов газа на приборе ХТГ.

1 - скв. 10, профиль Ашхабад - Ербент; 2 - скв. 30, Кушка, глубина 374,6-376,55 м (керн); 3 - скв. 279, Кум-Даг, глубина 1494 м (попутный газ); 4-скв. 3, Камышылджа, глубина 955- 962 м (керн); 5 - Кум-Даг (пары нефти).