К оглавлению журнала

  

УДК 550.84(470.41)

© Н.Ф. Булыгина, Е.С. Смеркович, И.В. Колокольникова, 1993

Результаты применения геохимических методов поиска нефти в Татарстане

Н.Ф. БУЛЫГИНА, Е.С. СМЕРКОВИЧ, И.В. КОЛОКОЛЬНИКОВА (ТатНИПИнефть)

В связи с сокращением запасов и ресурсов нефти на востоке Татарстана актуальным становится вопрос определения перспектив нефтеносности на западе республики. Структурным бурением и сейсморазведкой в Западном Татарстане выявлено порядка 180 локальных поднятий [2]. Оценка их нефтеносности перед постановкой глубокого бурения существенным образом повысила бы рентабельность поисково-разведочных работ. Поэтому с 1989 г. в республике ведутся опытно-методические работы по оценке применимости геохимических методов для выявления перспектив нефтеносности. Целями исследований являлись: определение принципиальной работоспособности метода; выявление оптимальных глубин геохимического зондирования, в том числе опорных геохимических горизонтов; влияние битумных залежей на геохимическую информативность. Работы проводились на участках с доказанной нефтеносностью в отложениях нижнего и среднего карбона – Междуреченский, Гаринский, Южно-Гаринский, Ржавецкий (Ново-Шешминское месторождение); Чавал-Башинский (Мельниковское месторождение); Южно-Черемуховский, Черемуховский, Круглый (Черемуховское месторождение); Южно-Ржавецкий, Сульчебашский, Ивинский (Ивинское месторождение). На последних четырех участках исследования были осложнены сплошным распространением битумов в сакмарском ярусе. На схеме (рисунок) показаны общие контуры нефтеносности участков исследований.

Отбор геохимических проб (керна) производился в интервале 20–300 м, т. е. преимущественно из пермских отложений и, в отдельных скважинах, из гжельского яруса среднего карбона.

Определялись газовые, а также битуминологические показатели нефтеносности. Наибольшая информативность получена по газовым показателям, включающим общее содержание углеводородов (УВ) в породе, а также групп (С2 – С4) и (С5 – С6). Определялось также содержание гелия. Битуминологические показатели, изученные на ряде участков, слабо увязываются с продуктивностью недр из-за довольно высокого содержания рассеянных битумоидов во всех изученных отложениях.

Оценка результатов производилась по коэффициенту контрастности, представляющему собой отношение полученного значения газового показателя к его фоновой величине. Последняя определялась по анализу керна с заведомо непродуктивных участков, а также расчетным путем [3]. В таблице представлены значения среднего содержания УВ компонентов по интервалам разреза скважин, средние фоновые и максимальные фоновые значения по горизонтам, а также коэффициенты контрастности. Сравнение проводилось по одновозрастным отложениям, чтобы избежать влияния сорбционных свойств различных литологических групп пород (на изучаемой площади горизонты геохимического зондирования литологически выдержаны). В таблице приведены данные только по горизонтам, наиболее ярко отражающим продуктивность недр, а для сравнения – по отложениям, вскрытым во всех скважинах участка.

Южно-Гаринский участок обследован по керну 2-х структурных скважин. Керн отбирался из отложений нижнего горизонта нижнеказанского подъяруса и уфимского яруса. По отложениям нижнеказанского подъяруса, представленным глинами известковистыми и известняками глинистыми, продуктивность недр геохимическими методами не выявляется, хотя скважины пробурены на контуре и внутри контура нефтеносности. Содержание УВ на уровне фонового. Изучение газов из керна уфимских отложений, представленных глинистыми алевролитами и песчаниками, позволило проследить влияние продуктивности недр. Так, во внутриконтурной скв. 14468 содержание УВ компонентов более, чем в два раза превышает фоновое, а по общему количеству УВ среднее по скважине превышает и максимальное фоновое значение, что в геохимии является серьезным аргументом в пользу нефтеносности недр.

Таким образом, из двух горизонтов геохимического зондирования только один на данном участке позволяет выявить продуктивность недр. Причины “неработы” отдельных горизонтов могут быть связаны с обводненностью пластов на данном участке в результате его пониженного гипсометрического положения, не заметным на первый взгляд изменением литологического состава пород, приводящим к снижению сорбционных способностей. В настоящее время проводятся специальные работы по изучению этого вопроса.

Ржавецкий участок изучен двумя геохимическими скважинами, расположенными на расстоянии 600 и 300 м от контура нефтеносности. По обеим отмечается аномалия: по отложениям нижнего (скв. 14 497) и верхнего (скв. 14 508) горизонта нижнеказанского подъяруса. Последний сложен терриге иными, песчано-глинистыми породами, частично загипсованными. В обеих скважинах изучены отложения среднего горизонта нижнеказанского подъяруса, сложенные мергелями и известняками глинистыми. В скв. 14 497, удаленной от контура на 600 м, геохимической аномалии не наблюдается, а по скв. 14 508, находящейся на расстоянии 300 м от контура, четко фиксируется продуктивность недр. Коэффициенты контрастности по группам геохимических показателей составляют 3,3; 3,8; 44,2 (см. таблицу).

В районе скв. 14 497 по отложениям P2kz12 аномалии нет, но по нижележащим – Pgkz11 – она выделяется по группе (С2 – С4). В данном случае более глубоко залегающие отложения лучше улавливают влияние удаленной залежи нефти. С приближением к залежи, как и с увеличением глубины геохимического зондирования, количество УВ газов и паров повышается, что характерно для прямой геохимической аномалии преимущественно диффузионного типа [1].

Южно-Ржавецкий участок изучен двумя скважинами, расположенными на расстоянии 1 км и 300 м от контура нефтеносности. Пробы отбирались из отложений казанского яруса. Наибольшие контрастности получены по нижнему горизонту верхнеказанского подъяруса, сложенному песчано-глинистыми породами с прослоями гипса и доломита. Скв. 14 448, удаленная от контура на расстояние 1 км, имеет показания на нефтеносность недр по группе С2 – С4, среднее содержание по скважине превышает фоновое в 5,8 раза; скв. 14 482, расположенная в 300 м от контура, имеет четкие показания на продуктивность недр по всем группам газовых показателей. Здесь также с приближением к залежи растет контрастность геохимических показателей. Скв. 14 448 фиксирует продуктивность недр, скорее всего, благодаря наличию благоприятных путей миграции для газов с глубины, о чем свидетельствует повышенное в два раза содержание гелия в этой скважине.

Участок Круглый изучен шестью геохимическими скважинами: четырьмя законтурными и двумя внутриконтурными. По всем скважинам в различных горизонтах казанского яруса отмечается геохимическая аномалия, причем, по законтурным даже интенсивнее. Содержание гелия в скв. 14 505 в 6 раз превышает фоновое.

При сравнении изменений геохимических параметров с приближением к залежи по отложениям, вскрытым во всех скважинах (Р2kz21), аномалия отмечается только в трех, даже внутриконтурная скв. 14 450 по этим отложениям не “сработала”. На данном участке выявляется кольцевая аномалия, когда по законтурным скважинам более интенсивно и четко отражается продуктивность недр, чем по внутриконтурным.

Нефтеносность Сульчебашского и Ивинского участков четко фиксируется геохимическими методами по неглубокозалегающим отложениям татарского яруса и верхнеказанского подъяруса. Аномалии очень четкие и более контрастные по законтурным скважинам – кольцевые.

Таким образом, четыре продуктивных участка: Круглый, Южно-Ржавецкий, Сульчебашский и Ивинский, расположенных в зоне развития сакмарских битумов, отличаются геохимическими аномалиями кольцевого типа. Зависит ли форма аномалии от наличия перекрывающих битумов или обусловлена только расположением более проницаемых участков осадочной толщи, предстоит выяснить в ходе дальнейших исследований.

Нефтеносность Чавал-Башинского участка Мельниковского месторождения четко фиксируется по всем трем геохимическим скважинам. Причем более четко и интенсивно – по более глубокозалегающим отложениям и по мере приближения к залежи. Здесь наблюдается прямая геохимическая аномалия.

Междуреченский и Гаринский участки изучены по керну татарского яруса и среднего горизонта нижнеказанского подъяруса, но в отличии от Чавал-Башинского участка, здесь продуктивность недр по отложениям P2kz12 не фиксируется, возможно, из-за обводненности пласта в данном районе. Влияние залежи нефти здесь прослеживается по отложениям татарского яруса и верхнего горизонта нижнеказанского подъяруса. В целом геохимические исследования в районе данных участков надо признать малоинформативными по причине неудачного выбора горизонтов геохимического зондирования.

Два участка, Южно-Черемуховский и Черемуховский, изучены по керну более глубокозалегающих отложений: сакмарского яруса нижней перми и гжельского яруса верхнего карбона. Отложения представлены плотными карбонатными породами. С приближением к залежи в обоих случаях прослеживается увеличение содержания УВ компонентов. Высокие контрастности отмечаются только по внутриконтурным скважинам. На обоих участках наблюдается прямая аномалия преимущественно диффузионного типа. Отложения сакмарского яруса, хотя регионально битуминозны, на изучаемой площади при газогеохимическом зондировании показали невысокие результаты. Отмечено, что пробы, интенсивно насыщенные битумом, при термовакуумной дегазации отдают меньше легких УВ, чем образцы без битума.

Выводы

1. На площади исследований все изученные нефтеносные участки отмечаются геохимическими аномалиями по керну с глубины 20–300 м.

2. Наиболее надежным методом геохимических исследований является газовый. Битуминологический метод на площади работ практически не дает полезной информации по причине высокого содержания рассеянных битумоидов по всему изученному разрезу.

3. Залежи, расположенные под обширными полями пермских битумов, на площади работ выявляются в виде кольцевых геохимических аномалий, когда по законтурным скважинам контрастность параметров выше, чем по внутриконтурным.

4. При выборе горизонта геохимического зондирования необходимо учитывать, что один и тот же горизонт даже на соседних участках по-разному отражает продуктивность недр. На изученной площади особое внимание привлекает татарский ярус, как залегающий сразу под четвертичными отложениями и давший объективную информацию о продуктивности недр практически во всех скважинах, где он был изучен, и отложения нижнеказанского подъяруса.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бордовская М.В., Гаджи-Касумов А.С., Карцев А.А. Основы геохимии, геохимические методы поисков, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа.– М.: Недра, 1989.

2. Геологическая оценка перспектив нефтегазокосности и обоснование геологоразведочных работ в Западной Татарии / Р.X. Муслимов, Н.С. Исхакова, С.Ю. Ненароков и др.– Альметьевск: Татнефть, 1990.

3. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений / О.В. Барташевич, Л.М. Зорькин, С.Л. Зубайраев и др.– М.: Недра, 1980.

Abstract

Investigations at revealed fields of Tatarstan are carried out for working out the method of local structures petroleum potential evaluation by geochemical methods. Gas, bitumen, microbiological methods are tested as well as thermomagnatic differential analysis of the core from the Permian deposits. The gas method happened to be the most effective, microbiological analysis shows good results, differential thermomagnatic analysis is perspective and needs further study. Large areas of the Permian bitumen, located under oil pools, don't influence considerably at geochemical investigations results. Inconstancy of sorption features of rocks from the same horizont is marked, what makes difficult to choose the guide geochemical horizont.

Результаты газового геохимического анализа

Скважина (число проб)

Горизонт

УВ

C2-C4

С5– С6

среднее по скважине

фоновое/ макс. фоновое

Коэфф. контрастности

среднее по скважине

фоновое/макс. фоновое

Коэфф. контрастности

среднее по скважине

фоновое/ максимальное фоновое

Коэфф. контрастности

Южно-Гаринский участок

14489 (11)

P2u

14,8

17,5/ 31,9

0,8

3,8

2,2/ 7,9

1,7

–

–

–

14468 (4)

P2u

38,4

17,5/ 31,9

2,2

5,2

2,2/ 7,9

2,3

–

–

–

Ржавецкий участок

14497 (15)

P2kz12

24,3

19,7/ 46,5

1,2

5,4

5,2/ 17,6

1,0

0,15

0,6/ 6,0

0,2

(1)

P2kz11

81,8

82,4/ 221,9

1,0

29,7

11,0/ 29,7

2,7

14,5

46,9/ 145

0,3

14508 (5)

P2kz13

30,3

7,3/ 12,9

4,1

9,4

0,7/ 2,2

12,2

1,3

0,0001/ 0,001

1878,5

(8)

P2kz12

65,2

19,7/ 46,5

3,3

19,9

5,2/ 17,6

3,8

28,7

0,6/ 6,0

44,2

Южно-Ржавецкий участок

14448 (13)

P2kz21

7,4

5,7/ 11,8

1,3

1,3

0,2/ 0,8

5,8

–

–

–

14482 (8)

P2kz21

14,2

5,7/ 11,8

2,5

1,5

0,2/ 0,8

- 6,6

–

–

–

Круглый участок

14505 (7)

P2kz23

19,3

8,0/ 15,9

2,4

2,6

0,9/2,4

3,0

–

–

–

(6)

P2kz21

9,1

5,7/ 11,8

1,6

0,17

0,2/ 0,8

0,7

–

–

–

14478(7)

P2kz22

56,0

7,2/ 17,8

7,7

7,3

1,0/2,7

7,2

-

–

–

(13)

P2kz21

15,6

5,7/ 11,8

2,1

0,4

0,2/ 0,8

1,9

–

–

–

14524 (2)

Pzkz22

35,1

7,2/ 17,8

4,8

6,2

1,0/2.7

6,1

–

–

–

(11)

P2kz21

9,8

5,7/ 11,8

1,7

0,8

0,2/ 0.8

3,8

–

–

–

14442 (8)

P2kz21

9,1

5,7/ 11,8

1,6

0,1

0,2/ 0,8

0,7

–

–

–

(4)

P2kz13

20,4

7,4/ 12,9

2,7

3,4

0,7/ 2,2

4,4

0,0002

0,00001/ 0,001

17,0

14450 (7)

P2kz23

12,5

8,0/ 15,9

1,6

2,9

0,9/ 2,4

3,2

–

–

–

(5)

P2kz21

10,4

5,7/ 11,8

1,8

0,1

0,2/ 0,8

0,5

–

–

–

14471 (13)

P2kz21

15,6

5,7/ 11,8

2,7

0,9

0,2/ 0,8

4,0

–

–

–

(6)

P2kz?

27,8

7,3/ 12,9

3,7

1,9

0,7/ 2.2

2,5

–

–

–

Сульчебашский участок

14405 (2)

P2t

13,2

2,5/ 6,1

5,2

19,6

0,25/ 0.96

19,6

–

–

–

(12)

P2kz23

17,6

8,0/ 16,0

2,2

5,9

0,8/ 2,4

6,7

–

–

–

(4)

P2kz21

24,9

5,7/ 11,8

4,4

20,4

0,2/ 0,8

90,4

–

–

–

14403 (11)

P2kz23

18,1

8,0/ 15,9

2,2

8,4

0,8/ 2.4

9,5

–

–

–

(5)

P2kz21

13,9

5,7/ 11,8

2,4

1,8

0,2/ 0,8

8,1

      

Ивинский участок

14368 (3)

Р2kz21

106,8

5,7/ 11,8

18,6

3,6

0,2/0.8

15,9

–

–

–

14303 (12)

P2kz21

111,6

5,7/ 11,8

19,5

0,8

0,2/ 0,8

3,9

-

    

Чавал-Башинский участок

14685(7)

P2t

1,6

2,5/ 6,1

0,6

0,1

0,9/0,2

0,6

0,3

0,008/ 0,2

39,3

(10)

P2kz12

146,8

19,7/ 46.5

7,4

27,0

5,2/ 17,6

5,1

99,2

0,6/ 6,0

153,1

14687 (2)

P2t

19,3

2,5/ 6,1

7,6

2,4

0,2/ 0,9

9,7

14,7

0,008 /0,21

1754,7

(8)

P2kz12

393,2

19,7/ 46,5

19,8

41,3

5,2/ 17,6

7,8

317,3

0,6/ 6,0

489,4

14686 (8)

P2kz12

733,8

19,7/ 46,5

37,1

79,8

5,2/ 17,8

15,2

604,1

0,6/ 6,0

931,7

Южно-Черемуховский участок

14689 (2)

P1s

3,8

4,1/ 15,0

0,9

0,9

0,3/1.5

0,6

–

–

–

14 691 (6)

P1s

9,9

4,1/ 15,0

2,4

0,6

0,3/ 1,5

1,7

      

Черемуховский участок

14726 (4)

C3g

6,6

9,0/ 16,8

0,7

0,6

1,1/3.0

0,5

–

–

–

14727 (5)

C3g

14,2

9,0/ 16,8

1,5

2,1

1,1/ 3,0

1,9

~

~

~

14729 (15)

C3g

17,1

9,0/ 16,8

1,9

2,9

1,0/ 3,0

2,8

      

Междуреченский участок

14850 (8)

P2kz12

19,8

19,7/ 46,5

1,0

6,0

5,2 17,6

1,1

0,6

0,6/ 6,0

0,9

14783 (5)

P2kz12

33,2

19,7/ 46,5

1,7

10,8

5,2 17,6

2,1

0,3

0,6 /6,0

0,4

1*815 (4)

P2t

13,0

2,5/6.1

5,2

9,3

0,25 1,0

37,2

–

~

––

(6)

P2kz12

15,8

19,8/ 46,6

0,8

2,5

5,2 17,7

2,5

0,2

0,6 /6,0

0,4

14813 (2)

P2t

8,7

2,5/ 6,1

3,5

1,4

0,25/0.96

5,8

-

-

-

(16)

P2kz12

27,9

19,8/ 46.5

1,4

7,9

5,2/ 17,7

1,5

0,7

0,6 /6,0

1,1

14784 (10)

P2kz12

17,6

19,8/ 46,5

0,9

4,6

5,2/ 17,7

0,9

1,1

0,6/ 6,0

1,8

Гаринский участок

14796 (3)

P2kz13

9,6

7,4/ 12,9

1,3

3,1

0,7/2,2

4,0

–

–

–

(19)

P2kz12

17,8

19,8/ 46,6

0,9

5,6

5,2/ 17,7

1,1

0,9

0,6/6.0

1,5

Схема района геолого-геохимических исследований:

1 – общий контур нефтеносности; 2 – скважины с отбором керна на геохимический анализ. Нефтеносные участки: I – Чавал-Башинский (Мельниковское месторождение), II – Южно-Черемуховский, III – Черемуховский, IV – Круглый, V – Южно-Гаринский, VI – Ржавецкий, VII – Междуреченский, VIII – Гаринский (Ново-Шешминское месторождение), IX – Южно-Ржавецкий, X – Сульчебашский, XI – Ивинский (Ивинское месторождение)