ОПТИМИЗАЦИЯ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ВЫДЕЛЕНИИ НЕФТЕГАЗОГЕНЕРИРУЮЩИХ ТОЛЩ (на примере мезозойских отложений Алжирских Атласов)
В.М. Губницкий (Волжское отделение ИГиРГИ)
Проблема выделения нефтегазогенерирующих пород наиболее актуальна для территорий с малой и средней нефтегазогеологической изученностью, отличающихся сложным геологическим строением. К числу таких территорий, безусловно, относятся и земли Алжирских Атласов в Северо-Западной Африке. В отличие от сопредельной Северо-Африканской платформы (Сахара) с многочисленными нефтяными месторождениями в осадочной толще Атласов к настоящему времени выявлены лишь небольшие, единичные скопления нефтей и газов.
Атласские нефтегазоносные бассейны (НГБ) охватывают обширные пространства Северного Алжира и простираются в широтном направлении примерно на 950 км от Марокко на западе до центральных районов Туниса на востоке. Атласские НГБ приурочены к эпигерцинской платформе и частично - к альпийской складчатой области, а многочисленные нефте-, газо- и битумопроявления установлены в широком стратиграфическом диапазоне мезо- кайнозоя [1].
Теоретические основы выделения нефтегазогенерирующих пород в осадочном разрезе, заложенные в работах Н.Б. Вассоевича [2] и С.Г. Неручева [4], в дальнейшем продолжали разрабатываться А.Э. Конторовичем [3].
В геолого-геохимических исследованиях данного направления наметилось два взаимодополняющих подхода: первый опирается на массовые исследования пород, второй - на результаты детального изучения УВ-состава в специально подобранной серии битумоидов и нефтей.
На примере мезозойских отложений Восточных Атласов апробирована схема последовательного выделения нефтегазогенерирующих пород по комплексу геохимических параметров, т.е. с использованием обоих методических подходов.
Информационные критерии массовых исследований базируются на данных экстракции и пиролиза пород (метод Рок-Эвал), в том числе на данных концентрационного распределения органического углерода (Сорг) и хлороформенных битумоидов (ХБ) в осадочной толще пород. По результатам пиролиза массив первичной геохимической информации дополняется рядом показателей: нефтегенерационным потенциалом - РР, содержанием реализованных (свободных) - S1 и потенциальных (связанных с керогеном) - S2 УВ, индексом продуктивности - PI = S1/(S1+S2), максимальной температурой пиролиза - Тмах при пике S2 [5].
Для более надежной характеристики нефтегазогенерирующих пород целесообразно ввести дополнительный параметр - индекс содержания свободных УВ (ИСУ), определяемый в виде отношения концентрации свободных УВ к органическому углероду пород - S1/Сорг (β'). В отличие от водородного индекса (HI = S2/Copr) - своего рода пиролитического аналога битумоидного коэффициента (β) - параметр ИСУ позволяет оценить динамику генерации УВ материнской породой не косвенно (по снижению абсолютных значений β в процессе первичной миграции), а непосредственно - путем определения доли образовавшихся лабильных компонентов в ОВ нефтегазогенерирующих пород (β'). В коллекторских разностях пород повышенные значения ИСУ однозначно указывают на аккумуляцию дополнительных (эпигенетичных) УВ. Рекомендуемый параметр может успешно использоваться для сравнительного анализа нефтегазогенерирующих пород различного возраста и вещественного состава.
Статистическая обработка данных пиролиза пород с учетом показателей катагенеза ОВ (максимальной температуры пиролиза - Tmax, °С, индекса термальной преобразованности керогена - ИТП) позволяет получить надежные коррелятивы для выделения зон распространения нефтегазогенерирующих пород, реализовавших свой генерационный потенциал. При совместном использовании методов экстрации и пиролиза удается существенно расширить арсенал первичных геохимических показателей, отражающих особенности состава и эволюции органической компоненты пород.
По результатам анализа более 600 образцов пород из разновозрастных отложений мезозоя на первом, рекогносцировочном, этапе работ был выполнен следующий комплекс исследований: (Образцы пород были проанализированы в 1985-1991 гг. в алжирской нефтяной компании СОНАТРАК.)
проанализированы динамика распределения характеристических показателей и изменение их средних значений в разрезе мезозоя;
построены геохимические профильные разрезы субширотного и субмеридионального простираний, проходящие через поисковые скважины;
ориентировочно намечены стратиграфические интервалы (верхний - нижний мел, верхняя юра), представляющие интерес как зоны вероятного положения (ЗВП) материнских пород на территории Восточных Атласов.
Помимо благоприятных, хотя и весьма неравнозначных по разрезу мезозоя абсолютных значений большинства критериев (генерационного потенциала, индекса продуктивности и др.), активизация процессов генерации УВ в выделенных интервалах подтверждается широкими колебаниями ИСУ и битумоидного коэффициента.
На диаграммах (рис. 1) отчетливо прослеживаются различия в составе и степени преобразования ОВ юрских и меловых пород (В тексте приведены максимальные значения геохимических параметров.).
Породы верхней юры и нижнего мела в целом характеризуются пониженной концентрацией и низким РР. Содержание свободных (S1) и связанных (S2) УВ, как правило, не превышает 0,03 и 0,10 кг УВ/т породы соответственно, что вызвано реализацией низкого генерационного потенциала юрских нефтегазогенерирующих пород. Значенияиндекса свободных УВ β' не превышают 1,2. Лишь в отдельных, сантиметровых, прослоях аргиллитов неокома-баррема концентрация Сорг эпизодически повышается до 0,3-0,6 %. За исключением этих локальных прослоев признаков массового накопления аллохтонных битумоидов в юрских породах не установлено. Генерация УВ в меловых породах происходила за счет ОВ смешанного типа, отлагавшегося в прибрежно-морских условиях.
В породах нижней части верхнего мела заметно улучшается весь комплекс параметров ОВ. Так, Сорг и РР глинистых известняков туронского яруса достигают 4-8 % и 40-46 кг УВ/т породы соответственно. Органическое вещество сеноман-турона отличается повышенным водородным индексом (200-600 мг УВ/г Сорг), начальным для нефтегазообразования уровнем катагенеза. При этом значения ИСУ возрастают до 2-16 %.
В центральных и северных районах Восточных Атласов ОВ верхнего мела преобразовано до начальных стадий мезокатагенеза (МК1-2) - “нефтяное окно”, а ОВ юры и нижнего мела - до стадии генерации газоконденсатов и жирных газов (МК4-5). В южных районах уровень эволюции ОВ соответствует: в меловых отложениях - стадии протокатагенеза (ПК2-3), в верхнеюрских - переходной стадии от прото- к мезокатагенезу.
В стратиграфическом разрезе верхнего мела (сенона) повышенные значения (2,0-2,6 %) и РР (6-15 кг УВ/т породы) встречены в породах коньякского яруса. Уровень преобразованности ОВ соответствует переходной стадии от прото- к раннему мезокатагенезу. В отложениях кампана и Маастрихта максимумы Сорг и РР снижаются до 1,4 % и 4,7 кг УВ/т породы соответственно. Пониженный уровень эволюции ОВ (Тмах = 420-435 °С) позволяет рассматривать верхнемеловые отложения в качестве потенциально нефтематеринских лишь в районах их максимального погружения. По геохимическим показателям (β = 16-83, β' =6-29) признаки аккумуляции УВ фиксируются в коллекторах верхнего мела.
Глинистые и глинисто-карбонатные разности пород кайнозоя в целом отличаются достаточно благоприятными количественными параметрами: Сорг = 0,5-1,5 %; РР = 0,5-9,0 кг УВ/т породы. В то же время пониженный уровень преобразования ОВ не позволяет относить отложения палеогена к категории нефтепроизводивших. Реализация нефтегазогенерационного потенциала третичных отложений возможна на более погруженных участках к югу от рассматриваемой территории.
На втором этапе работ детальные геохимические исследования проведены в форме послойной корреляции битумоидов и нефтей по УВ-составу в узких стратиграфических интервалах ранее намеченных зон вероятного положения материнских пород. По сравнению с первым этапом массив информации здесь заметно сокращается ввиду сложности получения хорошо подобранной коллекции каменного материала и трудоемкости выполнения самих анализов. В то же время именно на данном этапе исследований анализ генетических связей в системах ОВ - ОВ, ОВ - нефть позволяет в предварительно намеченных интервалах разреза (ЗВП) достаточно уверенно локализовать прослои собственно нефтегазоматеринских пород.
Корреляция выполнена с использованием графиков молекулярномассового распределения н-алканов С12-С35 и с учетом отношения изопреноидов состава C19 и С20 (П и Ф). Уровень катагенеза УВ-систем оценивался с помощью показателя, определяемого в виде отношения суммы прислана и фитана к сумме нормальных гепта- и октадекана - (П+Ф)/(н-С17+н-С18).
На рис. 2 показана направленность изменения состава изопреноидов и н-алканов в подобранной коллекции верхнемеловых пород и нефтей. Коллекция представлена образцами, отобранными в широком гипсометрическом интервале (1600-3400 м) разрезов двух близ- расположенных скважин, что позволяет рассматривать район их размещения в качестве геохимического полигона для обширного южногоучастка Восточных Атласов. Автохтонные битумоиды глинисто-карбонатных пород верхнего мела весьма разнообразны по составу.
Битумоиды кампан-маастрихта (образцы 1,1') с ОВ смешанного типа отчетливо обособляются на графике (см. рис. 2). На фоне повышенного отношения П/Ф (1,25-1,70) фиксируется несколько отчетливых максимумов нечетных н-алканов в высокомолекулярном диапазоне - н-С25, н-С27, н-С29 и н-С31. Определенное снижение доли растительно-гумусовых компонентов в ОВ нижнего кампана и сантона (образцы 2, 3) подтверждается пониженными значениями отношения П/Ф (0,9-1,0) и заметным снижением концентрации высокомолекулярных н-алканов С23-С32.
В битумоидах, выделенных из глинистых известняков турона, заметно снижается концентрация УВ изопреноидного типа. В отдельных пропластках турона, на глубине 3000 м (образец 4) и 3200-3400 м (образцы 5, 6), характер распределения н-алканов варьирует. Степень расхождения по отношению П/Ф и содержанию одноименных УВ н-С12-н-С35 заметно снижается при сопоставлении нефтей из меловых отложений с автохтонными разностями битумоидов турона на глубине 3200 и 3400 м. В пробах нефтей (образцы 7, 8) из разновозрастных интервалов мела отношение П/Ф изменяется в узких пределах - от 2,0 до 2,2.
Результаты проведенных исследований, выполненных с использованием комплекса геохимических критериев, показывают, что на исследуемой территории нефтегазогенерирующими являются сеноман-туронские глинистые известняки. Нефтегазогенерационный потенциал нефтегазогенерирующих пород эпизодически повышается до 40-46 кг УВ/т породы, а содержание Сорг - до 5-8 %.
Данная серия битуминозных известняков имеет ограниченное распространение по площади и разрезу верхнего мела, что подтверждается существенными различиями между максимальными и средневзвешенными значениями геохимических критериев в отложениях верхнего мела. В скважинах, пробуренных в 70-110 км к югу, материнские породы в данном стратиграфическом интервале уже не выделяются.
Таким образом, оптимальное сочетание массовых и детальных геохимических исследований позволяет достаточно уверенно выделять зоны развития нефтегазогенерирующих пород в осадочной толще. Концентрация поисковых работ в зонах распространения материнских пород с первоочередным опробованием коллекторов в одновозрастных и стратиграфически смежных интервалах разреза, несомненно, повысит успешность их проведения.
Литература
1. Алиев М.М., Аит Лаусин H., Сейфуль-Мулюков Р.Б. Геология и нефтеносность Алжирских Атласов. - М.: Недра, 1971.
2. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1967. - № 1. - С. 137-142.
3. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения // Теоретические региональные проблемы геологии нефти газа. - Новосибирск, 1991. - С. 29-44.
4. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969.
5. Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И., Виноградова Т.Л. Термические методы изучения органического вещества в нефтегазопоисковой геологии. - М., 1989. - 59 с. - (Обзор, информ. / ВИЭМС. Сер. Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа).
© В.М. Губницкий. 2003
As an example of Mesozoic deposits of Algerian Atlas, a scheme of successive isolation of oil-generating rocks with the use of a complex of mass and detailed geochemical studies was realized.
The first, regional-reconnaissance stage of works tentatively fixes the stratigraphic intervals (Upper-Lower Cretaceous, Upper Jurassic) which are of interest as zones of probable position of source rocks.
At the second stage, detailed geochemical studies were conducted with the purpose of layered correlation of bitumoids and oils by HC composition within limited stratigraphic intervals. Correlation using the graphs of molecular-mass distribution of С12-Сз5 n alkanes and with regard to C19 iso/C2o iso ratio, shows that within the territory under study, Senomani- an-Turonian clayey limestones are oil-generating.
Concentration of prospecting works in zones of oil-source rocks distribution with primary testing of reservoirs in coeval and stratigraphically adjacent intervals of the sequence will by far increase their efficiency.
Рис. 1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОВ МЕЗОЗОЙСКИХ ПОРОД ВОСТОЧНЫХ АТЛАСОВ (НА ВРЕЗКЕ СХЕМА ТЕРРИТОРИИ АЛЖИРСКИХ АТЛАСОВ)
1 площадь атласских НГБ (по Алиеву М.М. и др., 1971)
Рис. 2. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТЕЙ И ОВ МЕЛОВЫХ ПОРОД
1 хлороформенные битумоиды; 2 нефти; 3 зона расхождения и содержании н-алканов; П пристан (изо-С19), Ф фитан (изо-С20)