К оглавлению журнала

 

УДК 661.7:550.4:550.812.1

©Е.С. Ларская, 1990

Использование геохимии органического вещества для нефтегазопоисковых целей

Е.С. ЛАРСКАЯ (ВНИГНИ)

На базе всесторонних исследований в области геохимии ОВ и его битумных и УВ-компонентов в 30-е годы были созданы методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, базирующиеся на данных химических и физико-химических исследований рассеянного и концентрированного нефтяного и битумного вещества, углеводородных и кислых газов пород и вод.

На первых этапах (19251950 гг.) становления геохимических методов объектом их исследования были верхние 50 м осадочного чехла, в пределах которых методами газовой (В.А. Соколов, 1929 г.), газокерновой (Г.А. Могилевский, 1954 г.), микробиологической съемки, газового (М.В. Абрамович, 1933 г.) и люминесцентно-битуминологического (Н.А. Шлезингер, 1939 г.; В.Г. Мелков и В.Н. Флоровская, 1944 г.) каротажа делалась попытка выявить наличие нефтяных и газовых УВ в нижележащей осадочной толще.

С 50-х годов стали изучать строение ОВ и его компонентов, процессы генерации, эмиграции, миграции и аккумуляции жидких и газообразных УВ, трансформации состава нефтей, взаимное влияние углеводородных и неуглеводородных систем. Этот этап длился почти до конца 70-х годов и завершился становлением лабораторных исследований вплоть до молекулярного и атомного уровней, выработкой методик оценки масштабов нефтегазогенерации, а в связи с этим и объемно-генетического метода (ОГМ) оценки ресурсов нефти и газа бассейна или крупного нефтегазоносного региона (К.Ф. Родионова, 1967 г.).

На современном этапе начались поиски аномальных черт скоплений УВ, связанных с миграцией, а главное, аккумуляцией УВ в пластах-коллекторах всего разреза осадочного чехла. Они были направлены на детальные исследования состава нефтей, конденсатов, кислых и УВ-газов, рассеянных и концентрированных битумов, жидких и газообразных УВ в породах и водах, отличающихся по разным параметрам от генерационного фона нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Существенное место занимают и исследования трансформаций минеральной части пород под влиянием мигрирующих или аккумулированных УВ.

Наряду с “прямыми” геохимическими методами, успешно развиваемыми в МНТК, окончательно оформилось направление, ориентированное на выявление нефтегазоносности, прогноз фазового состояния флюидов в залежах по указанной выше информации по коллекторским и экранирующим породам самого опоисковываемого комплекса и контактирующих с ним толщ.

Прогресс в области применения ОГМ для определения ресурсов нефти и газа бассейнов связан в основном с фундаментальными исследованиями процессов генерации и эмиграции УВ на разных этапах литогенеза осадочных пород. К настоящему моменту в СССР (В.А. Успенский, С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, А.Э. Конторович, О.П. Четверикова, А.А. Ивлев, И.И. Нестеров и др.) созданы приемы определения важнейшего параметра ОГМ коэффициента эмиграции (kэ), или выхода УВ из ОВ в процессе его катагенеза. Величина Кэ, рассчитанная разными способами, различается обычно в допустимых пределах.

Определение Кэ требует наличия обширной аналитической информации, отсутствующей обычно в новых районах (или горизонтах), поэтому во ВНИГНИ [5] для экспрессного осуществления объемно-генетических оценок прогнозных ресурсов были рассчитаны средние значения и пределы колебания Кэ применительно к различным типам и подтипам ОВ и стадиям катагенеза, которые могут быть использованы на практике при оценке ОГМ ресурсов малоизученных территорий и разрезов. Были рассчитаны также коэффициенты, характеризующие удельные количества УВ, эмигрировавших из НГМП разного фациально-литологического облика, которые в совокупности с литолого-фациальными картами дают возможность достаточно экспрессно оценить плотности и суммарные массы эмигрировавших из толщи УВ, т. е. получить исходные параметры ОГМ.

Установление граничных значений параметров НГМП [2] позволило определить пространственное положение источников промышленных скоплений УВ НГМТ и перейти от качественной их характеристики к количественной. Был предложен [2] комплекс количественных значений показателей НГМТ и очагов нефтегазообразования. Это позволило обоснованно говорить о характере и направленности миграции, формирующей залежи, что важно при определении стратегии поисков.

Были разработаны методика слежения миграционных и аккумуляционных процессов в земной коре и оценки размера потерь жидких УВ или непроизводительного расхода НГМТ, способ расчета масштаба транзитных явлений [3], устанавливающих возможность формирования залежей нефти и газа в тех или иных геологических условиях [5]. На этой базе был создан вариант ОГМ, с помощью которого возможно в первом приближении оценить ресурсы зоны нефтегазонакопления и локального участка.

Апробированный в ряде регионов СССР прогноз фазового состояния УВ в залежах с генетических позиций делается Т. А. Баженовой, В.А. Скоробогатовым, Ю.И. Корчагиной, И.В. Высоцким и Б.А. Соколовым и другими [4] на основе реконструкций количественных соотношений жидких и газообразных УВ, эмигрирующих на разных этапах из НГМТ, данных о характере вертикальной и территориальной зональности нефтегазогенерации, миграции и аккумуляции, в упрощенном варианте на информации о количестве и степени катагенетической преобразованности сингенетичного ОВ. Несомненную пользу для решения этой задачи приносит выявление принципиально нефте- и конденсатоносных комплексов, которое базируется на анализе [5] распределения и особенностях состава миграционного остаточного битума (ХБАМ) и масштабов транзитных явлений в коллекторах опоисковываемого комплекса региона (зоны). Выявленные автором показатели применимы в основном для сингенетично-продуктивных комплексов, а не для зон и локальных объектов, залежи которых сформированы за счет вертикальных перетоков. Кроме того, возможно, что степень достоверности такого “дистанционного” прогноза нефте- и газоносности комплексов несколько снизится в зоне жестких термодинамических условий из-за неадекватности их воздействия на рассеянные и концентрированные формы эпибитумов и изменения фазового состояния первичных залежей.

Эмпирическое изучение особенностей распределения и состава сохранившейся в керне части нефти и конденсата в продуктивных толщах разнотипных залежей ряда нефтегазоносных провинций СССР позволяет считать [5], что содержание ХБА из коллекторских пород, доля УВ в составе ХБА, молекулярно-массовое распределение н-алканов, соотношение парафиновых и нафтеновых структур в метано-нафтеновой фракции (МНФ) и степень цикличности ароматических УВ специфичны в пластах-коллекторах, не содержащих скоплений ХБАМ, включающих непромышленные концентрации ХБАМ (коэффициент нефтенасыщения с поправкой на потери менее 30 %), промышленные скопления нефти (легкой, средней, тяжелой, в том числе окисленной, биодеградированной или осерненной) и газоконденсата [4]. По пиролитическим данным, полученным на приборе Рок-Эвал, продуктивные карбонатные и терригенные коллекторы в газоконденсатных и газонефтяных залежах характеризуются высокими значениями следующих параметров: 1) содержание УВ-битума (S1), 2) индекс нефтяной продуктивности (S1/S1+S2), где S2 содержание смол и асфальтенов), 3) коэффициент битума (bS1) и аномально низкие значения Tmax (по сравнению с сингенетичным ОВ). Наличие в нефтенасыщенных коллекторах вязкого битума снижает величину параметров S1/S1+S2 и bS1, повышает Tmax, но S1 остается высоким.

Установлено также [5], что неколлекторские породы, входящие в состав коллекторского пласта (глины, первичноплотные нетрещиноватые карбонаты, мергели, глинистые алевролиты и т. д.), как правило, содержат ХБАМ в 1015 раз меньше, чем нефтенасыщенные коллекторы, а доля УВ в ХБА неколлекторов в 1,5 раза меньше, чем в ХБА коллекторов. Поэтому использование таких показателей, как концентрация ХБАМ3 породы) или плотность содержания ХБАМ (тыс. т/км2) и доля УВ в ХБА, наиболее эффективно при условии, что геохимическому исследованию будут подвергнуты все породы предполагаемого коллекторского пласта, а не только “плотняки”, остающиеся после отбора образцов на петрофизические свойства.

С помощью количественных битумных показателей на изученных объектах возможно прямое определение наиболее благоприятных для перфорации участков разреза; по разрезу первой же скважины в пределах продуктивного пласта выявляются наиболее нефтенасыщенные прослои, отбиваются кровля и подошва продуктивного пласта, граница газовой и нефтяной части в сложных залежах.

Для выявления продуктивных пластов Н.Д. Гуляевой, О.А. Арефьевым и Н.Г. Матлошинским [4] были использованы также коэффициенты окисленности и ароматичности битумов, определяемые с помощью ИКС, характер концентрационного распределения и количественные соотношения между индивидуальными УВ различных гомологических рядов.

Определение параметров “битуминологического прогноза наличия продуктивных пластов в разбуриваемом комплексе по характеру ореолов рассеяния битумов и УВ над залежами, проведенное на ряде месторождений [5], выявило, во-первых, повсеместную информативность показателей концентрации ХБАМ и доли УВ в составе ХБА, во-вторых, влияние генерационного поля покрышек, являющихся одновременно НМП, на состав и долю УВ в ХБА. Не менее сильное влияние на состав УВ непродуктивной части разреза оказывает современное состояние залежи. На этапе расформирования газонефтяных залежей путем сквозной вертикальной миграции через покрышки даже при небольшом содержании ХБАМ (до 3 кг/м3) в породах пачек, разделяющих продуктивные пласты, доля УВ в ХБА достигает 6075 %, в их составе доминируют метано-нафтеновые УВ, среди которых до 70 % парафинов; нефтяной состав имеют и циклические УВ. Это один тип ореола рассеяния. Другой, более распространенный, тип характеризуется несколько меньшим (на 10 %) содержанием УВ в ХБАМ, чем в I типе, при существенно меньшей роли в их составе парафинов и малоциклических УВ. Спецификой типа является более “благородный” состав УВ в ХБАМ ореолов рассеяния по сравнению с ХБАМ и нефтями продуктивных пластов.

Разработана методика [5] установления численных значений битумных показателей применительно к сочетанию продуктивный пласт ореол (ложная покрышка). Использование ее в совокупности с литолого-фациальными и сейсмостратиграфическими данными дает возможность прогноза нефтегазоносности локальных объектов до бурения.

В ряде провинций установлены и апробированы принципы и методы прогноза зон нефтегазонакопления по наличию регионально-зональных аномалий битумного фона, в частности по появлению повышенных концентраций ХБАМ (Е.Ф. Кадунене, О.К. Зданавичус, 1980 г.). Такой прогноз делается на основе анализа имеющегося банка битуминологических данных с использованием принципа аналогий.

Прогноз нефтегазоносности осуществляется на базе установленной на изученных территориях удельной нефтегазопродуктивности НГМП той или иной фациальной принадлежности, фациальной зональности подсолевых палеозойских толщ в аспекте представлений о геодинамическом развитии региона, моделях битумонасыщения месторождений, принятых за эталоны.

Геохимия нефти и газа имеет в своем арсенале ряд параметров и численных показателей (Г.П. Былинкин, Г.И. Тимофеев и М.П. Кулиним, 1987 г.), позволяющих с высокой степенью надежности определять по первым пробам извлеченного на поверхность нефтегазового флюида его фазовое состояние в залежи, а также, по В.И. Горшкову и П.В. Ткачеву [4], прогнозировать наличие нефтяной оторочки у газоконденсатных залежей.

Наряду с этим нами установлена [5] возможность определять наличие двухфазных систем в залежи, отбивать переходную между ними зону и нефтяную оторочку по динамике и характеру изменения содержания и состава ХБАМ в разрезе продуктивных пластов, доле его в межзерновом пространстве пород. Эта возможность базируется на эмпирически и теоретически обоснованных различиях значений указанных параметров в кернах, характеризующих нефтяную и газоконденсатную части залежи. Так, в газовой части вторичных газоконденсатных месторождений с низким (до 100 г/м3) выходом стабильного конденсата признаком существования нефтяной оторочки служит наличие пропластков с высоким (более 1 %) содержанием ХБАМ смолисто-асфальтенового состава, разделенных породами с концентрациями ХБАМ от 0,01 до 0,2 % и содержанием в нем свыше 60 % УВ.

В газовой части вторичных, не подвергшихся гипергенным процессам газоконденсатных залежей с оптимальным и высоким количеством стабильного конденсата в газе признаком существования нефтяной оторочки является постепенное возрастание вниз по разрезу концентрации ХБАМ в целом за счет его нефтяной части (части битума, не связанной с выпадением конденсата) от следов до 0,2 % при стабильно высоком (более 50–60 %) содержании УВ.

Граница с оторочкой проявляется в скачкообразном возрастании концентрации ХБАМ (до 0,5– 2 %), содержании в нем УВ (до 70 %) и сохранении их на этом уровне в значительной толщине нижележащего разреза. Подошва оторочки (ВНК) фиксируется по резкому падению концентрации ХБАМ и количества в нем УВ, при наличии переходной водонефтяной зоны в разрезе ее фиксируются резкие колебания содержания и состава ХБАМ. Наличие переходной газоконденсатнонефтяной зоны фиксируется по довольно резким колебаниям количества ХБАМ (от 0,3 до 12 %) с высоким содержанием УВ.

Геохимия располагает также рядом информативных показателей для прогноза содержания стабильного конденсата в опоисковываемых газоконденсатных залежах. Одним из косвенных показателей прогноза является соотношение жидких и газообразных УВ, продуцируемых в очагах НГО, с учетом термобарической обстановки в очагах и зонах аккумуляции, региональных закономерностей изменения фазового состояния УВ в известных залежах региона или зоны нефтегазонакопления.

Для прогноза содержания конденсата в первичных газоконденсатных залежах был предложен также расчетный метод [5], базирующийся на данных о содержании ХБАм, его составе и составе конденсатов, на величине коэффициентов потерь конденсата и остаточных нефтяных флюидов при подъеме керна, пластовых условиях и свойствах коллектора.

В последние годы были проведены исследования [1, 4, 5] в области использования геохимических показателей для определения характера флюидонасыщенности и флюидопроницаемости экранирующих залежи пород, т. е. качества и геометрических параметров ложных и истинных покрышек, определяющих, в известной мере, механизм формирования и степень сохранности залежей, прогноз заполненности опоисковываемых ловушек УВ-флюидами.

В качестве основных показателей указанных свойств покрышек использованы особенности содержания ХБАМ и состава ХБА в породах, перекрывающих и подстилающих залежи. Условно выделены четыре категории покрышек (по концентрации ХБАМ), проанализированы особенности применения геохимических показателей в терригенных и карбонатных экранах, нефте- и газоносных комплексах. Обнаружены проявления битуминозности покрышек, позволяющие судить об этапах формирования, расформирования или стабильно устойчивом режиме залежей, а также количественные показатели границы между нефтеносным пластом и “ложной” (при отсутствии последней истинной) покрышкой.

Установлено [1, 4, 5], что битуминологические показатели с высокой точностью отбивают границы продуктивных пластов по первой скважине, а при наличии материалов по нескольким скважинам дают возможность построить объемную модель залежи, в том числе определить гипосометрию кровли, подошвы, ГНК, ГКВ, ВНК, переходных зон. В пределах нефтяных залежей битумный каротаж, проведенный по керну, отобранному в соответствии с требованиями ГКЗ, дает возможность с высокой точностью дифференцировать разрез продуктивного пласта и весь объем залежи на части (пропластки, линзы), содержащие разные удельные массы и объемы ХБАМ и (с поправкой на потерю при подъеме керна) нефти в пластовых условиях и имеющие разные значения коэффициента нефтенасыщенности.

Для оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов были разработаны [5] приемы разделения аналитически определяемых удельных масс ХБАМ на конденсатную и нефтяную составляющие. С помощью битумного каротажа воссоздается полная (послойная) картина остаточной нефтенасыщенности пласта.

Из далеко не полного обзора состояния и результативности геохимических исследований следует, что получаемая с их помощью информация необходима при поисках и разведке нефтяных и газовых скоплений.

Эта же информация необходима при прогнозе фазового состояния и качества УВ-флюидов в залежах, в том числе наличия нефтяной оторочки в газоконденсатных залежах и примеси кислых газовых компонентов. Особо значительной является их роль при выявлении и оценке запасов сложнопостроенных залежей с резкой изменчивостью коллекторских свойств продуктивных пластов.

По-видимому, настало время вводить такие параметры, как количество ХБАМ и удельное содержание нефтяных флюидов в удельном и суммарном объемах залежей, построенные по геохимической информации модели флюидонасыщения, в комплекс обязательных параметров и построений при оценке запасов.

К сожалению, в настоящее время в СССР геохимические методы используются в практических целях весьма слабо. Одна из причин этого заключается в том, что различные методы геохимических исследований слабо состыкованы между собой во времени, по объектам и не являются обязательной составной частью геологоразведочного процесса. Другая причина наша, увы, техническая отсталость. В СССР геохимия по сравнению с геофизикой и с мировым уровнем геохимических исследований при поисках нефти и газа находится на уровне ручного трудоемкого и малопроизводительного процесса. Из-за этого геологическая служба неохотно берет геохимические методы на вооружение. Отсюда большинство из предлагаемых методов и показателей не выходит за пределы стадии “обкатки опытных моделей” в руках их создателей и не становится на промышленные рельсы.

Можно было бы смириться с таким положением и продолжать уповать только на геофизику, но чем сложнее разрез, чем глубже залегают продуктивные горизонты, чем сложнее коллекторы и т. д., тем менее однозначными становятся геофизические прогнозы. Для интерпретации геофизических данных все более необходимыми становятся данные прямого определения масс и состава УВ-флюидов, содержащихся в пластах, которые могут быть получены только геохимическими методами. Наличие пропущенных продуктивных горизонтов даже на небольших глубинах указывает на то, что корректировка материалов ГИС данными геохимии актуальна для всего разреза осадочного чехла. Большое разнообразие геохимических методов и показателей прогноза нефтегазоносности не является лишним хотя бы потому, что процесс нефтегазообразования и формирования залежей является многокомпонентным и многофакторным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология.М.: Недра.– 1984.
  2. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М.: Недра.– 1983.
  3. Ларская Е.С. Методика расчета количества миграционного рассеянного битума // Труды ВНИГНИ. М.– 1983.
  4. Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации // Тезисы докл. Всесоюзн. совещ. Изд. Саратовск. ун-та.– 1987.
  5. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / Е.С. Ларская, В.Д. Ильин, О.П. Четверикова и др. // Труды ВНИГНИ. М. Вып. 256.– 1987.

Abstract

The main stages in the development of applied geochemistry are considered and the analysis of its present-day state is provided. The list of basic exploration problems which can be solved through the use of geochemical information on organic matter, oil-gas fluids, waters, and the mineral part of rocks is presented. More attention has been focused on ways to employ bituminological data for identifying oil- and gas-bearing units, formations, structures, and pool geometrization, as well as for prognostic evaluation of the petroleum potential of zones and local objectives.