Одна из основных задач геохимических методов поиска нефти и газа - прогноз продуктивности объектов (скважин) и фазового состава залежей. Цель данного исследования - изучение изменений состава газа закрытых пор пород и соотношений между геохимическими показателями в отложениях, перекрывающих залежь на значительной высоте, в зависимости от характера насыщения продуктивного пласта на примере Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Решение данной проблемы имеет большое значение при выборе объекта испытания в скважинах глубокого бурения, а также для разработки критериев раздельного прогноза нефтегазоносности по результатам геохимического опробования.

Рассматриваемое месторождение структурно-литологического типа с известным положением контура нефтегазоносности. Оно находится на юго-восточном борту Непского свода. Здесь продуктивны пласты песчаников ярактинской пачки, залегающей в интервале глубин 2500-2650 м.

Для классификации скважин по виду насыщения были использованы пробы газа закрытых пор пород, полученные методом механической дегазации в вакуумной фрезерной дробилке [5] и пересчитанные на кубические сантиметры на килограмм по программе “Газы закрытых пор” [4].

Выполненные исследования позволили выявить определенные тенденции изменения состава газа в зависимости от положения скважин в контуре нефтегазоносности.

В первой снизу региональной покрышке (парфеновские доломиты, ангидрито-доломиты нижнемотской подсвиты), залегающей непосредственно над продуктивной ярактинской пачкой, от законтурных скважин к газовой части месторождения отмечено увеличение отношений STУ/CH₄; i-С₅/n-С₅; Sпред/Sнепред, процентного содержания азота и, наоборот, уменьшение С₂/С₃, i-C₄/n-C₄ и процентного содержания гелия и водорода.

В доломитах среднемотской подсвиты(вторая покрышка), расположенных на100-200 м выше продуктивного пласта, эта тенденция сохраняется. В известняках осинского горизонта усольской свиты (на350-400 м выше продуктивного горизонта) вышеуказанные соотношения остаются без изменений, несмотря на его частичную непромышленную нефтегазонасыщенность (нефтегазопроявления во время бурения,“выпоты” нефти в керне).

Выявленные тенденции колебания ( табл. 1 ) количественных и качественных показателей газов закрытых пор пород для трех разновозрастных комплексов отложений свидетельствуют о диффузии УВ из залежи в пределах Ярактинского месторождения. Но эти данные не позволяют провести четкие границы между группами скважин водяного, нефтяного, водонефтяного и газового насыщения из-за отсутствия значимых числовых различий между исходными величинами компонентов.

Поскольку изучаемый геохимический объект гетерогенный вследствие действия различных факторов (палеогеографических условий, литологического состава пород, структурно-тектонических условий их залегания, динамики геохимических процессов на разных стадиях развития этого объекта), для его изучения был использован метод главных компонент. Выбор этого метода обусловлен спецификой и особенностями геохимического поля концентраций, а также тем кругом задач, решить которые он позволяет; Это выявление не только скрытых, но и объективно существующих закономерностей (тенденций), определяемых воздействием внутренних и внешних причин, описание изучаемого процесса меньшим числом компонент, чем число первоначально взятых признаков, классификация результатов наблюдений.

Метод главных компонент широко известен и неоднократно рассматривался с различных точек зрения для решения геологических задач [2, 6].

Геохимические данные, пересчитанные в одних единицах измерения, имеют существенную особенность - абсолютная разность между ингредиентами достигает шести-семи порядков. Поэтому необходимо исключить из рассмотрения абсолютные величины концентраций и перейти при описании структуры признакового пространства к относительным дисперсиям измеряемых показателей. Для этого перед применением метода главных компонент, использующего ковариционную матрицу, предлагается проводить нормировку показателей делением каждого на свое среднее значение.

Для интерпретации главных компонент использовались дендрограммы, полученные по методу кластер-анализа R-типа с эталонами, где в качестве последних выступают главные компоненты. На дендрограммах наглядно видна иерархия группирования исходных геохимических показателей по величинам и знакам парных коэффициентов кореляции с главными компонентами [1]. Выделение компактных групп в пространстве главных компонент проводилось по графическому распределению точек на плоскости P₂OP₁.

При описании генетической природы выделенных классов применялось иерархическое группирование исходных геохимических показателей методом кластер-анализа R-типа. На дендрограммах иерархии взаимосвязи геохимических показателей выделенных классов точек опробования наглядно видны различия их равновесных взаимосвязей.

Классификация геохимических объектов разработана на основании трех ранее описанных, разновозрастных выборок карбонатных пород по 20 скважинам, вскрывшим ярактинскую пачку на исследуемом месторождении. По нижнемотским доломитам, ангидрито-доломитам парфеновского горизонта была взята выборка из 156 точек, по среднемотским доломитам из 44, по известнякам усольской свиты из 62.

На всех выборках были получены по две главные компоненты, суммарная изменчивость которых 80-87 %. Результаты исследования пород осинского горизонта приведены в табл. 2 .

Интерпретация их показывает, что на всех разновозрастных выборках первая главная компонента характеризуется повышенным содержанием всех углеводородных газов, вторая - соотношением между легкими УВ (C₁H₄, C₂H₄, С₃Н₈), водородом и ТУ. Графически это показано на дендрограммах на примере пород осинского горизонта ( рис. 1 ).

Для газовых скважин точки имеют высокие значения первой главной компоненты (P₁), для нефтяных - невысокие, они очень мало отличаются от значений для законтурных скважин и характеризуются вместе с ними отрицательными величинами Р₁. Одна из причин этого - очень малая газонасыщенность нефти (120-160 м³/м³) на Ярактинском месторождении.

На графиках в системе главных компонент четко выделяются три множества ( рис. 2 ).

Для доломитов парфеновского горизонта нет ясного разделения проб нефтяных и законтурных скважин (влияние диффузии), но по мере удаления от продуктивного пласта по вертикали классификация становится достаточно четкой вследствие отсутствия в разрезе других продуктивных горизонтов со значительными притоками нефти и газа.

Рассматривая корреляционные связи по иерархическим дендрограммам кластер-анализа R-типа ( рис. 3 ), необходимо отметить тесную связь между бутанами и пентанами во всех трех полученных классах на уровне 0,9-0,8. Группировки остальных признаков четко различаются по структуре связей каждого из рассматриваемых классов. В первой группе проб из газовых скважин гелий, водород, метан образуют отдельную подгруппу и не имеют значимой корреляционной связи с ТУ. Во второй группе проб из нефтяных скважин подгруппа гелия и водорода сохраняется на уровне 0,6 статистически значимой связи, куда входит и бутилен. В третьей группе проб из непродуктивных скважин обширная подгруппа азота, метана, углекислого газа, этана, пропана, бутана, пентана не имеет статистически значимой связи с водородом и непредельными УВ.

Наличие тесной связи гелия с водородом и метаном в группах проб из продуктивных скважин свидетельствует о миграционном потоке от залежи [5].

Анализ полученных решений позволяет вывести пределы для числовых значений главных компонент при различном насыщении на Ярактинской площади.

Газ: P₁>l; нефть: 2<P₁<0,5, 0,5< P₂<2; законтурные скважины: Р₁<-2, Р₂<- 0,5.

Разработанную классификацию подтверждают значения основных геохимических показателей ( табл. 3).

Дифференциация скважин по типу насыщения проводилась после распознавания точек опробования, относящихся к этим скважинам.

Скважина считалась непродуктивной или продуктивной (газовая, нефтяная) в зависимости от преобладания в ней точек соответствующего класса.

1. Гусев В.А. Кластер-анализ. Алгоритмы и программы (информационный бюллетень). М., 2(34), 1980.
2. Крамбейн У., Кауфман М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов. М., Наука, 1973.
3. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа. М., ВНИИЯГГ, 1975.
4. Роль осадочных пород в распределении рассеянных углеводородных газов. Под ред. проф. Старобинца И.С. М., Недра, 1976.
5. Самсонов В.В. Иркутский нефтегазоносный бассейн. Иркутск, Иркут. кн. изд-во,1975.
6. Факторный анализ в геологии / М.Д. Белонин и др. М., Недра, 1971.

Таблица 1

Средние значения количественных и качественных показателей состава газа закрытых пор пород в зависимости от местоположения скважин в контуре нефтегазоносности

* Газ+вода

** Нефть+вода

Таблица 2

Результаты факторного анализа

Таблица 3

Значения основных соотношений углеводородных компонентов в выделенных группах I - III

(осинский горизонт)

Рис. 1. Дендрограммы корреляционных соотношений главных компонент и компонент состава газа в известняках осинского горизонта усольской свиты по данным кластер-анализа R-типа.

а - эталон, первая главная компонента P₁;, б - эталон, вторая главная компонента P₂

Рис. 2. Графики вычисленных значений главных компонент.

а - доломиты, ангидрито-доломиты нижнемотской подсвиты (парфеновский горизонт); б - доломиты подошвы среднемотской подсвиты; в - известняки усольской свиты (осинский горизонт); группа проб из скважин: I - непродуктивных и законтурных, II - нефтяных, III - газовых

Рис. 3. Дендрограммы корреляционных соотношений в группах I-III по данным кластер-анализа R-типа