К оглавлению

УДК 550.84

Структура ореолов рассеяния газов над залежами углеводородов (На примере

месторождений Иркутской области.)

В. П. ИСАЕВ, Е. П. КОСТЮЧЕНКОВА (ИГУ), В. В. ПАВЛЕНКО (ВостСибНИИГГиМС)

Основным элементом геохимического поля осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов (НГБ) следует считать газовое поле, представленное в основном рассеянными газами пород, растворенными в воде и нефти, а также свободными газами залежей [3-5,9].

Рассеянные газы есть в любой точке осадочного бассейна, а их количество и состав зависят прежде всего от количества и качества исходного РОВ и степени его катагенной преобразованности. Эта органическая составляющая пород создает первичный газовый фон в осадочном разрезе бассейна. В процессе геологического развития НГБ под действием различных физических и физико-химических процессов происходит перераспределение скоплений рассеянных газов в направлении их выравнивания, что приводит, с одной стороны, к формированию нормального геохимического поля, а с другой - к концентрированию в виде залежей и месторождений, в результате чего образуются аномальные геохимические поля, представленные как самими скоплениями УВ, так и ореолами рассеяния газов вокруг них (над ними).

Важное значение в геохимии рассеянных газов приобретает изучение ореолов рассеяния УВ из залежей, которые можно рассматривать как индикаторы залежей. Такие исследования проводились и ранее в основном с использованием газового состава законтурных вод. Вертикальное распространение ореолов рассеяния газов над залежами изучено слабее. Зафиксировать ореолы рассеяния газов из залежей можно на хорошо изученных бурением месторождениях, используя результаты газокернового опробования и газового каротажа. Для суждения о структуре ореолов рассеяния газов над залежами нефти и газа нами использованы материалы газометрии глубоких скважин, т. е. анализы газов, извлеченных способом термовакуумной дегазации из дискретных проб бурового раствора. Было обработано более 5000 анализов компонентного состава газов по Ярактинскому газонефтяному и Братскому газоконденсатному месторождениям. Кроме того, использованы данные и по другим месторождениям юга Сибирской платформы. В каждой пробе газа определяли общую газонасыщенность, содержание горючих газов и углекислоты (см³/л), а также метана, этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и водорода (%).

При обобщении полученных материалов установлено четкое возрастание концентраций горючих газов, в частности УВ, вниз по разрезу. Так, на Ярактинском месторождении (табл. 1) в подсолевых отложениях содержание метана больше, чем в надсолевом комплексе, в 24 раза, на Братском месторождении - в 9 раз, а водорода, наоборот, всегда минимально в нефтегазосодержащих отложениях. Подобная закономерность достаточно четко проявляется и на других изученных месторождениях и разведочных площадях. В продуктивных интервалах разрезов коэффициент сухости Кс рассеянных газов, как правило, выше, а соотношение гомологов метана близко по составу к свободным газам залежей.

Газовое поле перспективных отложений наиболее сильно дифференцировано, особенно в районах месторождений. Детальное изучение состава рассеянных газов продуктивных интервалов разреза (табл. 2) показывает, что в нефтегазоносных пластах содержание УВГ, как правило, выше, чем в породах покрышек.

Для изучения пространственных закономерностей изменения состава рассеянных газов в пределах месторождений были построены геолого-геохимические профильные разрезы и карты. В результате установлено, что ореолы рассеяния над залежами нефти и газа характеризуются специфическим строением.

На Ярактинском месторождении газонефтяная залежь приурочена к ярактинскому песчаному пласту, залегающему непосредственно на кристаллическом фундаменте. Залежь неантиклинальная, пластовая, литологически ограниченная вверх по восстанию пласта. В пределах месторождения (рис. 1, А) фиксируются два ореала рассеяния УВГ: один над плоскостью ГНК, несколько смещенный в сторону газовой части залежи (ореол-1), другой в районе ВНК над областью законтурных вод (ореол-2). Оба ореола достаточно контрастно прослеживаются до траппового силла, залегающего на породах осинского горизонта в низах усольской свиты, т.е. протяженность интенсивной вертикальной миграции УВ составляет 500-600 м. В районе скв. 14 и 18, где мощность траппов минимальна и они, возможно, нарушены вследствие дислокации соленосных отложений усольской и бельской свит, вертикальный поток УВГ прорывается в вышележащие образования. Над площадью распространения нефтяной части фиксируется глубокий минимум концентраций УВГ. Сравнение ореолов по концентрации гомологов метана показывает, что ореол-2 контрастнее ореола-1 в 3-4 раза.

Поскольку Ярактинское месторождение относится к неантиклинальному типу и, следовательно, ГВК и ГНК не замкнуты, положительные аномалии УВГ, фиксирующиеся в перекрывающем залежь разрезе, имеют в плане полосчатое строение в основном между внутренними и внешними контактами нефте- и газоносности. Причем ореол-2 смещен в сторону законтурных вод. Такое довольно сложное строение вертикального ореола над газонефтяной залежью может быть объяснено тремя причинами: 1) неоднородностью покрышки, 2) различными термодинамическими условиями фазовых равновесий пластовых флюидов в различных участках залежи, 3) тепловыми эффектами.

Не исключая возможности влияния неоднородности покрышки, авторы отдают предпочтение двум последним факторам. Масштабы диффузионного массопереноса и соответственно размеры и строение ореола рассеяния УВГ зависят в значительной мере от условий фазовых равновесий флюидальной системы. Растворимость газов в пластовых нефтях и водах месторождения при одинаковых температурах и давлениях различна. Ранее [7, 8] были установлены закономерность в характере изменения газонасыщенности нефтей этого месторождения и значения давления насыщения (упругости) растворенных газов в зависимости от положения относительно контура ГНК.

Для пластовых нефтей и вод месторождения характерна общая тенденция к уменьшению их газонасыщенности и снижению давления насыщения (упругости) растворенных газов по мере удаления от свободной газовой фазы. Газонасыщенность нефти изменяется от 200 в зоне ГНК до 70 м³/м³ в зоне ВНК, давление насыщения соответственно от 26 до 17 МПа. Аналогичная закономерность отмечается и в законтурной водонасыщенной зоне. Высокоминерализованные воды в зоне ВНК имеют предельную газонасыщенность (1 м³/м³) и упругость водорастворенного газа, равную пластовому давлению (26 МПа). По мере удаления от залежи газонасыщенность вод резко падает - до 0,4 м³/м³ в 4 км от ВНК. В целом как нефти, так и пластовые воды месторождения в современных термобарических условиях оказываются недонасыщенными газами, поэтому они являются как бы ловушками, препятствующими рассеиванию газов. В результате над полем распространения нефтяной оторочки фиксируется снижение концентрации УВГ. Над зонами контактов, где отмечаются предельное насыщение и перенасыщение воды и нефти за счет постоянно протекающих процессов растворимости газов, сопровождающихся экзотермическими эффектами, возникают условия, способствующие проникновению газов вверх по разрезу. По данным А.С. Анциферова [1], приконтурные воды месторождения характеризуются повышенными напорами (на 2-3 МПа) и температурами (на 3-5 °С) по сравнению с газовой частью залежи. Аномальное тепловое поле над законтурными водами может образоваться в результате экзотермических реакций окисления УВ и, возможно, деятельности микрофлоры. Все эти причины обусловливают интенсивный конвективно-диффузионный массоперенос УВГ вверх по разрезу.

Совершенно иной характер распределения полей концентраций имеют неуглеводородные компоненты рассеянных газов. Углекислый газ образует в перекрывающих отложениях вокруг месторождения четкую кольцевую аномалию (см. рис. 1, Б) с максимумом концентраций в зоне ВНК. Несомненно, формирование аномально высоких концентраций СО₂ по периферии залежи в рассеянных газах связано с окислительно-восстановительными превращениями в результате окисления УВ залежи при их взаимодействии с окружающей средой. В области законтурных вод эти процессы протекали наиболее интенсивно. Поэтому концентрация СО₂ здесь на порядок выше, чем над скоплениями нефти и газа. По водороду в отложениях нижнемотской подсвиты (см. рис. 1, В) намечается отрицательная аномалия с минимумом концентраций над газовой частью залежи. Вероятно, это объясняется геохимическим антагонизмом метана и водорода [2].

Выявленные особенности структуры ореолов рассеяния газов над Ярактинской залежью прослеживаются и на других месторождениях Иркутской области и Красноярского края, следовательно, они являются общими и не зависят от геологического строения месторождений. Братское газоконденсатное месторождение, например, представляет собой пластовую сводовую залежь, приуроченную к парфеновскому горизонту песчаников, обладающих неравномерными коллекторскими свойствами. На продольном геолого-геохимическом профильном разрезе (рис. 2, А) отчетливо фиксируется аномалия по метану, приуроченная к зоне ГВК на северной периклинали складки. Имеющиеся материалы позволяют предполагать ореол рассеяния газов и на южной оконечности залежи в зоне внешнего контура ГВК. Аналогичный характер распределения концентраций в разрезе месторождения имеют и гомологи метана. В плане УВГ образуют по периферии месторождения прерывистую кольцевую аномалию. По углекислому газу и водороду (см. рис. 2, Б, В) фиксируются отрицательные аномалии, прослеживаемые как в самом продуктивном пласте, так и в вышележащем комплексе пород.

В продуктивных рифейских отложениях на Куюмбинском месторождении (Красноярский край) среднее содержание УВГ в скв. 1, из которой получен промышленный приток газа, 0,074 %, а в скв. 14, вскрывшей ВНК, 0,26 %, т.е. в 3,5 раза больше. Это соотношение сохраняется и в породах покрышки. На расстоянии 250 м по вертикали от продуктивного пласта среднее содержание УВГ над центром залежи 0,05, а над ВНК 0,173 %, т. е. в 3,5 раза больше.

Детальное изучение особенностей структуры газового поля в нефтегазоносных районах и главным образом ореолов рассеяния над залежами нефти и газа открывает большие возможности для локального прогноза нефтегазоносности на количественной основе. Реальной предпосылкой для этого являются эмпирически установленные различия в содержании рассеянных газов пород и их составе в пределах месторождения и на расстоянии от него (табл.3), в продуктивных и непродуктивных интервалах (см. табл.1).

Разрезы продуктивных и непродуктивных скважин, как правило, различаются по концентрации и составу УВГ в несколько раз, особенно по нефтегазоносным толщам. Так, на Куюмбинском месторождении в нефтегазоносных рифейских отложениях среднее содержание УВГ в продуктивных скважинах (1, 2,12, 14) составляет 1,28 %, а в непродуктивных (5, 10, 13, 15) 0,31 %, т.е. в 4 раза меньше. В породах покрышки (катангская свита) этот показатель снижается в первом случае в 7 раз, во втором только в 2 раза.

Подсчет среднего содержания УВ по 2165 анализам в рассеянных газах подсолевых отложений Ботуобинского НГР показал, что на перспективных площадях оно повышается в 30 и более раз.

Приведенные примеры, а также работы других авторов [6, 11] показывают, что материалы газометрии глубоких скважин позволяют достаточно объективно оценить газонасыщенность разреза и изучить состав рассеянных газов. Поскольку скопления УВ всегда сопровождаются повышенным содержанием УВГ и низкими концентрациями Н₂ и СО₂ в рассеянных газах, можно разработать газогеохимические критерии нефтегазоносности на количественной основе.

Выводы

1. По данным газометрии глубоких скважин над залежами нефти и газа надежно фиксируются ореолы рассеяния газов.

2. Наиболее высокие концентрации рассеянных УВГ приурочены к продуктивным интервалам разреза. Кроме того, последние характеризуются повышенными значениями Кс, закономерным убыванием количества индивидуальных УВ в спектре гомологов метана, пониженным содержанием СО₂ и низким Н₂ как по данным газового каротажа, так и по материалам изучения газов закрытых пор.

3. Максимальное рассеяние газов наблюдается над ВНК и ГНК, причем над приконтурными водами в зоне ВНК поле концентраций УВГ в 3-4 раза контрастнее, чем над ГНК. Минимальный массоперенос УВГ (или даже его отсутствие) отмечается над продуктивным пластом, насыщенным нефтью.

4. Углекислый газ образует поля аномально высоких концентраций по периферии залежей вследствие активно протекающих здесь окислительно-восстановительных превращений. Непосредственно над залежами его содержание минимально или в пределах фона.

5. Водород в рассеянных газах перекрывающего комплекса образует над залежами поля аномально низких концентраций, что обусловлено его расходом на процессы гидрирования в залежах.

6. Над залежами антиклинального типа по УВГ формируются положительные зонально-полосчатые аномалии, по углекислому газу - кольцевые положительные, а по водороду - отрицательные. Над антиклинальными залежами аномалии по всем компонентам кольцевые положительные, по водороду отрицательные.

7. Контрастные ореолы рассеяния с преимущественно кольцевым характером аномальных полей сохраняются до первого регионального литологического барьера (мощные толщи каменных солей, глин, пластовые тела траппов). Выше по разрезу ореолы рассеяния могут испытывать инверсию, в результате чего кольцевой эффект по УВГ исчезает, а по неуглеводородным компонентам, как правило, сохраняется.

8. Над продуктивным полем месторождения в рассеянных газах преобладает метан по сравнению с газами непродуктивного поля. Над нефтяным насыщением продуктивного пласта газы жирнее, чем над газовым.

9. Основные показатели локального прогноза месторождений нефти и газа, по материалам геохимии рассеянных газов,- высокие значения общей газо- насыщенности и содержания УВ, заметное преобладание концентраций метана над его гомологами, пониженное содержание углекислого газа и низкое водорода. Наличие таких геохимических характеристик рассеянных газов в изучаемом разрезе в сочетании с зональным и кольцевым характером аномалий - довольно надежный поисковый критерий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Анциферов А.С. Гидрогеологические особенности залежей нефти и газа юга Сибирской платформы.- В кн.: Геологические условия и методические особенности поисков залежей нефти и газа на Сибирской платформе (Тез. докладов). М., 1981, с. 136-138.

2. Исаев В.П. Геохимические особенности рассеянных газов осадочных пород.- В кн.: Теория и методика геохимических поисков залежей нефти и газа на Сибирской платформе. Иркутск, 1982, с. 5-18.

3. Комплексный анализ данных геохимических поисков месторождений нефти и газа. Под ред. Л.М. Зорькина, А.В. Петухова. М., Недра, 1981.

4. О комплексном использовании поисковых критериев при решении задач нефтепоисковой геохимии / В.С. Антоненко, В.А. Ванюшин, Л.М. Зорькин, А.В. Петухов.- Изв. вузов. Сер. Геол. и разв., 1974, № 10, с. 50-56.

5. О природе «кольцевых» физико-химических аномалий в осадочном чехле / Л.М. Зорькин, Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов и др.- Докл. АН СССР, 1978, т. 243, № 2, с. 477-480.

6. Оценка перспектив нефтегазоносности венд-кембрийских отложений центральной части Иркутского амфитеатра методом газометрии глубоких скважин / А.Н. Терещенко, А.П. Соколов, В.И. Трифонов и др.- В кн.: Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа. М., 1983, с. 145-147.

7. Павленко В.В., Бронников В.А. Влияние залежей нефти и газа на газонасыщенность пластовых рассолов в Иркутском амфитеатре.- В кн.: Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири (Тез. докладов). Иркутск, 1974, с. 78-80.

8. Павленко В.В., Бронников В.А. Водорастворенные газы терригенных отложений венда Иркутского нефтегазоносного бассейна.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1975, № 12, с. 23-27.

9. Петухов А.В. Основные элементы структуры поля концентраций углеводородных газов.- Докл. АН СССР, 1977, т. 233, № 2, с. 475-478.

10. Принципы региональной оценки перспектив нефтегазоносности юго-запада Якутии по геохимическим данным / В.П. Исаев, В.Д. Дорохин, В.И. Королев, В.Ф. Лузин.- В кн.: Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР (Тез. докладов). Якутск, 1983, с. 73-77.

11. Терещенко А.Н. Перспективы нефтегазоносности Ангаро-Ленской ступени по данным газометрии глубоких скважин.- В кн.: Теория и методика геохимических поисков залежей нефти и газа на Сибирской платформе. Иркутск, 1982, с. 130-143.

Таблица l Характеристика рассеянных газов осадочного разреза Ярактинского месторождения по результатам газометрии скважин

Литолого-стратиграфические комплексы	Содержание горючих газов в буровом растворе, см^3/л	Состав горючих газов, %			Кс	Число данных
		СН4	Гомологи метана	H2
Надсолевой (терригенный)	0,58	0,15	0,43	0,28	0,35	132
Солевой (галогенно-карбонатный)	2,45	1,84	1,11	0,21	1,66	1 202
Подсолевой (карбонатно-терригенный)	7,28	3,62	5,25	0,07	0,69	1 505

Таблица 2 Содержание УВ и водорода в рассеянных газах пород продуктивного пласта и покрышек Братского месторождения

Часть разреза	Содержание горючих газов, см^3/л	Содержание, %			Kc	Число данных
		CH4	С2Н6-С6Н14	H2
II покрышка (среднемотская подсвита)	2,18	1,30	1,31	0,30	1,0	50
I покрышка (нижнемотская подсвита)	2,82	2,52	1,62	0,27	1,6	50
Продуктивный пласт (парфеновский горизонт)	12,56	5,81	2,56	0,21	2,3	141

Таблица 3 Содержание рассеянных УВГ в терригенных отложениях Ярактинского месторождения в зависимости от характера насыщения продуктивного пласта

Часть разреза месторождения	Среднее содержание УВГ, %
	Законтурные воды на удалении от ВНК:			ВНК	Нефть	ГНК	Газ	Зона отсутствия коллектора
	26 км (скв. 2, СМ)	4 км (скв. 1 СМ)	1 км (скв. 3,4 СМ)	скв. 9	скв. 10, 41	скв. 13, 20, 21	скв. 14, 15, 18, 19, 22	1 км от контура залежи (скв. 12)	на удалении 2-3 км от контура залежи (скв. 24, 28)
Перекрывающий комплекс (подсолевые отложения)	1,76 (31)	46,21 (46)	6,31 (142)	26,61 (82)	1,82 (101)	5,99 (154)	11,07 (272)	7,72 (67)	1,71 (87)
Продуктивный горизонт (ярактинская пачка)	2,91 (4)	Нет данных	9,23 (19)	13,92 (14)	4,56 (11)	11,64 (39)	14,36 (75)	3,99 (12)	0,90 (7)

Примечание. В скобках указано число данных.

Рис. 1. Геолого-геохимический профиль распределения концентраций гомологов метана (А) и геолого-геохимические карты распределения содержаний углекислого газа (Б) и водорода (В) в перекрывающих газонефтяную залежь отложениях нижнемотской подсвиты (Ярактинское месторождение).

1 - изолинии концентраций; насыщение продуктивного пласта: 2 - вода, 3 - нефть, 4 - газ; скважины: 5 - продуктивные, 6 - непродуктивные; 7 - траппы; 8 - породы фундамента; геохимические зоны распределения концентраций гомологов метана, %: 9 - менее 0,48, 10 - 0,48-1,92, 11 - 1,92-23,4, 12 - более 23,4, 13 - изогипсы кровли ярактинской пачки, м; 14 - скважины (в числителе номер, в знаменателе значение геохимического показателя); 15 - тектоническое нарушение; 16 - граница зоны отсутствия коллектора; линии: 17 - ВНК, 18 - ГВК, 19 - ГНК; геохимические зоны распределения содержаний СО₂, см³/л: 20 - менее 2, 21 - 2-10, 22 - более 10; то же водорода, %: 23 - менее 0,05, 24 - 0,05-0,1, 25 - более 0,1

Рис. 2. Геолого-геохимический профиль распределения концентраций метана (А) и геолого-геохимические карты распределения содержаний углекислого газа (Б) и водорода (В) в перекрывающих газоконденсатную залежь отложениях парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты (Братское месторождение).

Геохимические зоны распределения концентраций метана, %: 1 - менее 2, 2 - 2-5, 3 - более 5; скважины глубокого бурения (в числителе номер, в знаменателе значение геохимического показателя): 4 - продуктивные, 5 - с притоком воды, 6 - сухие; 7 изогипсы кровли парфеновского горизонта, м; 8 - линия ГВК; 9 - контур объекта АТЗ; геохимические зоны распределения содержаний СО₂, см³ /л: 10 - менее 5, 11 - более 5,5; то же, водорода, %: 12 - менее 2,5, 13 - более 2,5; остальные уел. обозн. см. рис. 1