Геохимические изменения над залежами УВ известны давно и используются при различных методах так называемого «прямого» поиска скоплений нефти и газа [9]. Так, практикуется разработанная В.С. Вышемирским для условий Западной Сибири «Газобиохимическая съемка по снежному покрову, основанная на определении проникновения газов, диффундирующих из продуктивных пластов к земной поверхности» (авт. свидетельство №269514). Исследованиями, выполненными ВНИИЯГГ, доказано, что практически над всеми месторождениями нефти и газа центральной части Западной Сибири, особенно крупными, существуют аномальные поля по различным группам геохимических показателей. Результаты работ позволили Е.В. Стаднику сделать вывод «… миграция УВ из залежей газа и нефти является объективным фактором, доказанным многочисленными теоретическими и экспериментальными исследованиями» [8, с. 3]. В результате рекогносцировочных газохимических (по иловым газам) исследований, выполненных в 1993–1995 гг. А.А. Неждановым (ЗапСибНИИГеофизика) в Прииртышье Уватского района юга Тюменской области, установлено, что «над месторождениями нефти формируются контрастные аномалии содержания тяжелых УВ в иловых газах рек, ручьев и болот …» [5, с. 237].
Ранее в Широтном Приобье успешно проведены газогеохимические исследования [2]. Они включали бурение через (1–2 км) скважин передвижной установкой (КГК-100), отбор проб и анализ УВ-газов. Комплекс работ (космофотонефтепрогнозных, геохимических и «традиционных» нефтегеологических) выполнен в 1986–1987 гг. на сургутском, варьеганском и вэнгапурском профилях (профили выбраны по результатам космодешифрирования). В 1986 году только на вэнгапурском профиле было пробурено 88 геохимических скважин и отобрано более 700 проб; на сургутском профиле – 40 скважин и более 300 проб. Газовый анализ выявлял содержание метана, его гомологов (этана, пропана и др.) раздельно для отложений туртасской свиты (палеоген) и четвертичных.
Собранный обширный лабораторно-аналитический материал, как это ни парадоксально, затруднил процедуру выявления геохимических признаков продуктивных залежей.
В частности, по метановой составляющей УВ-газов, определенных лабораторным (хроматографическим) анализом, сложно установить местоположение геохимической границы нефтяного месторождения даже на десятикилометровом отрезке профильного пересечения Быстринского промышленного скопления УВ-сырья (табл. 1). Так, в одном километре от его внешнего контура (геохимическая скв. 10) метана в песках четвертичных отложений зафиксировано на пределе возможности аналитического определения; в подстилающих их (на глубине около 80 м) туртасских глинах метана более чем в 20 раз выше. Через 4 км западнее (скв. 12, также в контуре месторождения) это метановое соотношение (глин и песков) становится противоположным (и трудно объяснимым). Еще через 2 км (скв. 13) метан в рассматриваемых глинах достигает «пикового» значения (408.49 ед.), в то время как лежащие выше пески по этому показателю так резко не выделяются. Пропановые признаки скоплений нефти также неоднозначны; превышения этого гомолога на расстоянии всего лишь в 2 км достигают 20 (в песках) и 400 (в глинах) крат (см. скв. 11,12 в табл. 1).
Таблица 1. Средние содержания метана и пропана (10–2 см3/кг) в керне геохимических скважин сургутского профиля (фрагмент)
Отмеченная «контрастность» исчезает только после соответствующей обработки результатов лабораторного анализа газовых проб. Статистическим анализом устанавливается: насыщенность метаном туртасских глин (среднее – 143.671 ед. измерения) в 4.27 раза выше, чем четвертичных песков; пропана в этих глинах (-0.05385 ед.) в 2.26 ниже, чем в песках (-0.1216 ед.). Предпочтительнее для геохимической характеристики продуктивных залежей первый показатель, как более контрастный. Однако более стабильным, более «спокойным» по количеству «ураганных» проб является пропан. В четвертичных песках доля этих «пиковых» значений составляет 4% (в туртасских глинах 10%); метан в глинах туртасской свиты ураганно фиксируется в 19% лабораторных анализов.
Тем самым выявлен основной (для сургутского профиля) критерий нефтепоиска методом геохимической съемки (до глубины около 100 м) – это содержание пропана в четвертичных отложениях, подстилаемых глинами туртасской свиты (другие аналитически фиксируемые гомологи метана оказались не столь устойчивыми).
По данному показателю стало возможным связывать интенсивность космофотоаномалий (КФА) с насыщенностью этим гомологом приповерхностных образований над залежами нефти. Так, в геохимических скважинах, пробуренных в землях, космографически выраженных как фон для нефтеперспективных КФА, среднее содержание пропана составляет 0.00673 ед. Слабые по интенсивности КФА «характеризует» двукратное превышение рассматриваемого геохимического фона (-0.01347 ед. С3Н8). Среднеинтенсивные КФА геохимически имеют почти 4-кратное (в 3.6 раза) такое превышение. В землях, закартированных КФА высокой интенсивности, установлено 14-кратное повышение пропанового фона. В землях, дешифрируемых по ярким фотоаномалиям, это превышение достигает 63 крат: среднее содержание пропана в четвертичных отложениях (по 8 скважинам КГК-100) составляет 0.4246 ед. изм. (10–2 см3/кг).
На расположенном в 250 км северо-восточнее геохимическом профиле получен более значительный фактический материал (только геохимических скважин 88). Здесь фоновое содержание (0.00866 ед.) пропана в четвертичных песках в 1.3 раза выше, чем на сургутском профиле. Более отчетливо коррелируется связь аномалий в содержаниях метана, пропана с контурами месторождений, с «дебитностью» 60 скважин глубокого бурения (четыре группы) и нефтеперспективными КФА (четыре группы), отдешифрированными до геохимических работ.
Более важен результат сопоставления итогов газовой (на глубинах около 100 м) съемки с установленной (при глубоком бурении) «дебитностью» закартированных земель, распознаваемых и на космических снимках [3]. В частности (рис. 1), на вэнгапурском профиле установлено:
в бедных по нефтенасыщенности (группа Г) землях содержание С3Н8 всего лишь в два раза выше фонового (как на сургутском профиле);
насыщенность пропаном земель с прогнозируемой (по КФА) и установленной (при испытаниях скважин) средней «дебитностью» (группа В) превышает его фон (среднее содержание С3Н8 в «пустых» землях, равное 0.00866×10–2 см3/кг) в четыре раза; такая же кратность зафиксирована на рассмотренном выше геохимическом профиле;
земли группы Б – высокой «дебитности» характеризует шестикратность превышения фона пропана (на сургутском профиле – 14 крат);
в пределах земель группы А – с предполагаемой и фактической богатой «дебитностью» (более 50 м3/сут) пропан превышает свой фон в 17 раз (для сургутских земель
— 63).
Рис. 1. Пропановая характеристика (по кратности фона С3Н8 в керне геохимических скважин) установленной (глубоким бурением) и прогнозируемой (по космофотоаномалиям) “ дебитности” земель на вэнгапурском геохимическом профиле. Составил А.Л. Клопов по результатам обработки материалов ЗапСибНИГНИ (лабораторный анализ УВ — газов в керне геохимических скважин) и ТКГРЭ (бурение и описание керна скважин).
Подобную газовую характеристику практически невозможно получить при обычной, стандартной процедуре обработки результатов профильных геохимических работ. «Вэнгапурский» опыт привлечения отмеченной съемки в комплекс несейсмических методов нефтепрогнозирования показывает необходимость «деликатного» обращения с результатами анализов УВ-газов и осторожной геологической интерпретации высоких и, тем более, «ураганных» геохимических аномалий.
На юге Тюменской области в 1990–1991 гг. выполнено дистанционное нефтепрогнозное изучение (масштаб 1:200000) малоперспективного, по геолого-геофизическим данным, Вагай-Ишимского района. Результаты космодешифрирования оказались положительными. Район рекомендовался для геохимической, в первую очередь, съемки, в том числе по снежному покрову.
Южно-Голышмановская площадь была детализирована до масштаба 1:50000 с привлечением материалов аэрофотосъемки. Аэро- и космографический «портрет» этих земель оказался сложным. Здесь не только выявлены дистанционные следы возможно нефтеносных залежей, которые разделены на отмеченные выше группы прогнозируемой нефтенасыщенности. Отчетливо проявилась сеть линейных элементов, отождествляемых с разрывами сплошности глубоких горизонтов. Впервые закартированы фотоаномалии, отображающие, по мнению исполнителя дешифрирования, газонасыщенные залежи. Кроме того, выявлено несколько небольших зон и участков, аэрокосмофотоизображение которых интерпретируется неуверенно; они отнесены в группу земель с неясным насыщением. Результаты дистанционных исследований позволили заключить, что Южно — Голышмановская площадь весьма перспективна для обнаружения промышленных скоплений не только нефти, но и газа.
Положительную нефтепрогнозную оценку южноголышмановские земли получили и по данным выполненных в 1991 году гравимагнитных исследований (масштаб 1:50000) и геохимической (по снежному покрову) съемки.
Отмеченными примерами не заканчивается перечень районов Западной Сибири, где успешно применены прямые (по В.А. Соколову, 1933) геохимические методы поисков нефти и газа. В последние годы становится заметнее тенденция роста геохимических работ на южных территориях с неустановленной нефтегазоносностью. Вместе с тем увеличиваются и проблемы оценки эффективности этих исследований на уровне локального прогноза.
Переоценка вспомогательных или дополнительных в нефтегазопоисковом процессе методов, какими являются геохимические, приводит к тому, что нередко по результатам съемок, особенно детальным, даются, а производственниками принимаются рекомендации на постановку глубокого бурения. Такие случаи отмечены в Новосибирской, Томской, Курганской областях, где рассматриваемые методы сейчас применяются наиболее широко.
Геохимическая съемка в любом виде традиционно относится к легким методам. Она достаточно проста по технологии исполнения, т.к. основная задача съемки сводится к отбору проб (снега, ила, керна) и измерению содержания в них различного рода компонентов — легких и тяжелых фракций УВ, микроэлементов и других составляющих. Далее, исходя из распределения аномальных значений искомых элементов по площади исследования, строятся прогнозные карты потенциальных ресурсов.
Геохимические съемки относятся к разряду мобильных, экологически чистых и недорогих методов (на порядок дешевле сейсморазведки). Наряду с несомненными достоинствами геохимического метода, у него есть и существенные недостатки:
Во-первых, интерпретация выявленных аномалий, аномальных зон и участков может быть ошибочной, т.к. довольно трудно определить пороговые значения, характеризующие залежь или месторождение УВ.
Во-вторых, — сложность точного определения планового положения аномалий или аномальной зоны относительно источника их возникновения. В природных помехах значительна роль тектонических нарушений (они регистрируются на территории исследования другими методами — сейсморазведкой, потенциальными полями, аэрокосмофотодешифрированием). Вместе с тем, большое влияние на поверхностное распределение легких УВ оказывают подземные воды; они, по условиям массопереноса, формируя ореолы рассеяния, могут создавать ложные (а не нефтегазоперспективные) аномалии.
В-третьих, — недоучет техногенного фактора, особенно УВ-загрязнения. Оно с каждым годом играет все более значимую роль не только вблизи населенных пунктов и транспортных магистралей центральной и южной частей Западной Сибири, но и в относительно чистых отдаленных районах Крайнего Севера. Выявление под снежным покровом таких «грязных» мест при геохимической съемке весьма проблематично.
Для юга Тюменской области, в частности для Вагай-Ишимской впадины, все вышеперечисленные проблемы геохимических съемок также характерны.
В качестве примера комплексной интерпретации потенциальных полей и аэрокосмодешифрирования с привлечением результатов геохимической съемки по снежному покрову приводится Южно-Голышмановский профиль – сейсмический профиль – ПР-5 (рис. 2).
Рис. 2. Сопоставление результатов геохимической съемки (по снежному покрову) с данными гравимагниторазведки и аэрокосмодешифрирования. Южно-Голышмановский профиль. Составил А.М. Ванисов (1,2 — графики содержаний гомологов метана, взятых: с каталога (1), с карты (2); 3 — пункты отбора и номера геохимических проб; 4 — пункты гравимагнитных наблюдений; 5–7 — результаты обработки геофизических данных по методике “ ГОНГ”: положительные аномалии (5), относительно отрицательные аномалии, предположительно связанные с УВ-залежами (6), кривая Т с элементами обработки (7); 8–10 — распространение земель, прогнозируемых по аэрокосмодешифрированию: нефтенасыщенными (8), газонасыщенными (9), с неясным насыщением (10); 11 — дизъюнктивные нарушения, по данным: гравиразведки (Гр), магниторазведки (М), сейсморазведки (С) и аэро-космодешифрирования (К); 12 — рекомендуемые скважины глубокого бурения.)
На графике поля силы тяжести, обработанном по нестандартной методике локального прогноза «ГОНГ» [1, с. 36], выделяются отрицательные аномалии, предположительно вызванные залежами УВ (см. знак 6 на рис. 2). Пользуясь теми же технологическими принципами, что и в гравиразведке, обработан и профиль магнитного поля, где выделены нефтеперспективные аномалии (знак 5 на рис. 2).
Содержание гомологов метана С2 — С7 по интерпретационному профилю приводится в двух вариантах: график, построенный по истинным значениям, взятым из каталога, и график, снятый с карты содержания гомологов метана. Эти графики резко отличаются друг от друга (см. верхнюю часть рис. 2). Вероятное объяснение подобного расхождения следующее:
При построении карты значительно влияние близкорасположенных точек наблюдения, т.к. производится осреднение массива. И в итоге мы имеем далекую от реальной и даже искаженную картину распределения искомых полезных аномалий. Наибольшие расхождения между графиками наблюдаются в местах с пиковыми значениями содержания метана в снеговых пробах.
В пределах Южно-Голышмановской площади по результатам геохимической съемки (по снегу) фактически измеренная концентрация гомологов метана от С2 до С7 в отдельных местах (в пиковых точках) достигает 200–220 мг/т. И это в таком, как считается рядом исследователей, малоперспективном районе как Вагай-Ишимская впадина. В то же время, в Уватском нефтегазоперспективном районе, по материалам такой же геохимической съемки (по снежному покрову), проведенной в 2002 году, предельные значения С2-С7 достигают всего лишь 14–15 мг/т. Этот примечательный факт до настоящего времени не нашел объяснения ни геологами, ни геохимиками. Возможно, Южно-Голышмановская площадь, по сравнению с Уватской, является существенно газоносной, о чем косвенно свидетельствует появление аэрокосмографических «газовых» аномалий среди нефтеперспективных (см. знак 9 на рис. 2).
Сопоставление нефтегазоперспективных аномалий, выделенных по гравимагнитометрическим данным, с геохимическими результатами дает некоторое представление об информативности геохимической съемки.
Часть геохимических наблюдений со значениями содержания гомологов метана в пределах 8–10 мг/т совпадает с гравимагнитными аномалиями, что дополнительно указывает на нефтегазоперспективность разреза. В местах несовпадения наличие повышенных значений содержания С2-С7 можно объяснить вероятными тектоническими нарушениями, четко дешифрируемыми в виде линейных элементов на аэро- и космоснимках (они могут быть не только вертикальными, но и наклонными). Вышеизложенные замечания следует учитывать при проведении комплексной геолого-геофизической интерпретации.
Приведенные приемы интерпретации в профильном варианте не исключают и других способов обработки получаемых геохимических материалов. Но для последующего выхода на локальный прогноз УВ-залежей необходима основательная практическая и теоретическая база.
Сложная геолого-тектоническая обстановка, резко отличные по возрасту и составу доюрские образования, иногда отсутствие привязки по горизонту А,- все это значительно осложняет геолого-геофизическую интерпретацию результатов применения различных методов (способов) локального прогноза нефтегазоносности, включая и геохимическую съемку в ее модификациях.
Кроме основных условий проведения газогеохимические съемки имеют и «тюменские» особенности.
Западная Сибирь обильна болотами, озерами, водотоками, в осадках которых интенсивен процесс образования различных газов, в том числе метана и его гомологов. В других регионах, где ВНИИЯГ и другие организации выполнили основной объем геохимических съемок, нет таких ярких гидросферных обстоятельств. Последние обусловливают специфику выявления углеводородных следов скрытых на глубине скоплений нефти и газа. Она индивидуальна как для Южно-Тюменских (например, Голышмановского), так и более северных (Уватский, Сургутский) районов из-за различий в обводненности, степени рельефорасчлененности, илистости и заторфованности поверхностных образований. В этих условиях на севере более эффективными оказываются дистанционные исследования типа обнаружения «голубых озер» (авторское свидетельство И.Л. Кузина — способ выявления скоплений УВ-сырья…). На юге Западной Сибири удачны наземный поиск и опробование аэровизуально обнаруженных на дне водоемов так называемых воронок газового взрыва – следов залежей УВ (А.С. Бывшев, А.П. Зайцев, 1980–1981, АКГЭ).
Мало выявить газовые аномалии и вынести их на карты или профили. Необходимо установить критерии разделения УВ-газов на поверхностные (озерно-болотные) и глубинные. Они различны в разных районах Тюменской области. Так, в Уватском районе по иловым (донным) газам современных водоемов установлено, что «информативным показателем является содержание ТУ („тяжелых“ углеводородов), в данном случае – пентанов. Повышенные концентрации метана не связаны с залежами нефти на глубине и не могут использоваться как поисковый критерий» [5, с. 242]. В Сургутском районе такие критерии выбраны по концентрациям «легких» УВ в песках и глинах, залегающих на глубине около 100 м [2,3].
Практически каждый район имеет свои геологические особенности проницаемости разреза для миграции УВ-газов от залежи на дневную поверхность. Часто картируются «соседства» геоблоков тектонически напряженных (с многочисленными разрывными нарушениями и трещинами — путями интенсивной миграции УВ) и не напряженных, монолитных (с низким и «спокойным» УВ-фоном). В первых блоках эффективен поиск по «тяжелым» (газообразным) и ароматическим (парообразным) УВ из-за их малой мигрируемости и меньшего радиуса ореола рассеивания [4, с. 59]. В других – по наиболее мигрантноспособным газообразным компонентам: метану и его первым гомологам (как в Сургутском и Вэнгапурском районах, – по пропану).
Концентрации УВ-газов, поступивших с глубины, во многом зависят от длины пройденного ими пути, т.е. от глубины залегания аномалиеобразующего объекта. В каждом районе она различна. Так, в Сургутском районе наиболее приближенными к дневной поверхности (около 1700 м) являются пласты АС7 и АС8 Быстринского месторождения нефти. В Уватском районе верхний нефтеносный горизонт скрыт на глубинах 2400 м (пласт АС10 на Зимнем месторождении) и 2600 м (Кальчинское месторождение, ачимовские отложения).
Тюменские районы проведения геохимических съемок различны и по глубинам залегания литолого-геохимических барьеров – адсорбентов УВ-газов. В частности, глинистые образования туртасской свиты в Сургутском районе фиксируются в 100 м от дневной поверхности, в Голышмановском – на глубине 300 м.
В каждом районе «свои» пороговые значения концентрации УВ, характеризующие залежь (месторождение). Так, на сургутском профиле для земель с высокой нефтенасыщенностью высота геохимического порога – 14 фонов С3Н8; на соседнем (см. рис. 1), вэнгапурском – она более чем в 2 раза ниже (6 фонов пропана). На Южно-Голышмановской площади содержание гомологов метана С2- С7 над нефтегазоперспективными участками в 8–10 раз выше фонового (см. рис. 2).
Выводы
С позиций геологической интерпретации полученных данных проведение геохимических съемок должно осуществляться при следующих условиях:
Геохимическая съемка проводится на участках, где ранее выполнены другие геофизические исследования, в частности, сейсморазведка в площадном или профильном варианте, наземные гравимагнитные работы или аэромагнитная съемка. Площадь геохимической съемки планируется в границах нефтегазоперспективных участков или зон, выявленных другими геофизическими методами.
Очень важно, чтобы геохимическая съемка выполнялась по линиям геофизических профилей и на пунктах физических наблюдений других методов. При наличии технических, финансовых и др. возможностей сеть геохимических наблюдений следует сгустить для повышения достоверности выявленных аномалий.
Интерпретацию полученных геохимических результатов необходимо проводить только в профильном варианте и непосредственно по исходным данным. Добиваясь повышения точности измерения того или иного параметра, при картопостроении нередко проводится осреднение по трем, а то и по пяти, и семи значениям, что ведет к потере полезной информации. Механическое наложение контуров перспективных аномалий и зон, выявленных различными геофизическими методами, без учета специфики каждого из них, приводит к некорректным и даже ошибочным выводам. Как и для всех геофизических методов, выявленные геохимические аномалии следует считать достоверными, если они выделены по трем точкам физнаблюдений. Пиковые значения необходимо учитывать при интерпретации, но не опираться на них при окончательных геологических выводах.
Опираясь на полученные результаты работ, планируются местоположение, время проведения съемок, их модификация. Необходимо учитывать, что практически каждая площадь имеет индивидуальные черты строения, а это требует принятия нестандартных решений в интерпретации материалов съемок.
Следуя только стандартным методикам проведения газогеохимических съемок [8,9], невозможен, по мнению авторов, эффективный (положительный) результат рассмотренного «прямого» поиска нефтегазоносных земель. Более того, это («нерезультативность») может подорвать доверие к другим несейсмическим методам регионального и, в особенности, локального нефтепрогноза, комплексирование которых повышает эффективность нефтепоиска [1,4].
Соблюдение вышеперечисленных условий проведения геохимических съемок и интерпретации в комплексе с другими геофизическими методами позволит повысить информативность работ и окажет существенную помощь в локальном прогнозе залежей УВ на малоисследованных землях.
Литература
Ванисов А.М., Тренин Ю.А. Оценка нефтегазоносности баженовской свиты Западной Сибири по данным полевой и промысловой геофизики // Вестник недропользователя ХМАО.- 1999.- №4.- С.35–38.
Клопов А.Л., Фарносова Т.А., Долгушева Л.В. Предложения по проверке геохимическими исследованиями на нефть и газ (комплексами КГК-100, КГК-300) перспективных космофотоаномалий в Конда-Иртышском междуречье // Ускорение поисков нефти и газа в Западной Сибири / Тр. ЗапСибНИГНИ.
— 1989.
— С.103–113.
Клопов А.Л. Нефтепрогнозирование по космическим снимкам // Вестник недропользователя ХМАО.- 1999. -№2.
— С.105–107.
Курчиков А.Р., Белоносов А.Ю. Технология комплексных исследований для поисков, разведки и доразведки нефтяных месторождений Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО.- 2001. -№7.
— С.58–60.
Нежданов А.А., Косарев И.В., Агафонов Ю.К. Роль поверхностных газохимических исследований в повышении эффективности нефтегазопоисковых работ (на примере юга Тюменской области) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Вторая научно-практическая конференция.
— Ханты-Мансийск.
— 1999.- С.237–249.
Соколов В.А. Прямые геохимические методы поисков нефти // Азерб. нефт. хоз-во.
— 1933. -№9.- С.303.
Соколов В.А. Очерки генезиса нефти.- Гостехиздат.
— 1948.
— С.460.
Стадник Е.В. Новые прямые методы геохимических поисков нефти и газа // Обз. инфор., серия — нефтегазовая геология и геофиз. / ВНИИОЭНГ.
— 1984.- Вып.7.
— С.52.
Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа // О.Л. Кузнецов, А.В. Петухов, Л.М. Зорькин и др.- М.: Недра.
— 1986. -336 с.
Автор: Ванисов А.М., Клопов А.Л.
