Геохимические методы при поиске и разведке месторождений нефти и газа

Геохимические исследования – это составная часть комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ. По классу решаемых задач они подразделяются на 3 группы:

1) прогноз вероятной нефтегазоносности региональных и локальных элементов, нефтегеологическое районирование территории (методы диагностики и выделения нефте- и газопроизводящих отложений, оценки нефте- и газообразования в них, включая определение палеообстановок осадконакопления и глубин максимальных палеопогружений);
- решение генетических задач нефтегазообразо-вания (методы выявления условий первичной и вторичной миграции углеводородов, условий аккумуляции и сохранения их в ловушках, количественного прогноза нефтегазоносности).

2) геохимические методы поисков месторож-дений нефти и газа, вошедшие в геологическую литературу под названием «прямых геохимичес-ких поисков» (ГПНГ), имеют своей целью оценку продуктивности конкретных структур или площадей. Они включают различные виды геохимических съемок и геохимический (в том числе и пиролитический) каротаж;
3) геохимические методы выявления продуктив-ных пластов в поисково-разведочных скважинах (преимущественно методы газового каротажа и битуминологические).

На региональном уровне при исследовании бассейна в целом или крупных частей бассейна (отдельных впадин или прогибов) целью геохимических исследований является определение условий и масштабов нефте- и газообразования в конкретном очаге.
Для осуществления этой цели следует решить следующие задачи:

1. Выделение нефтематеринских (НМ) свит, определение их категорий, установление их внутреннего строения (характер переслаивания, соотношение литотипов и др.).
2. Определение содержания ОВ и битуминозных компонентов (пределы колебаний, установление средних, медианных и модальных значений). Установление генетического типа ОВ и битуминозных компонентов, генерационного потенциала ОВ, породы, толщи и других, изменения этих свойств по разрезу.

3. Выявление степени реализованности генерационного и эмиграционного потенциалов ОВ прямыми методами (по изменению основных геохимических параметров) и косвенными (в зависимости от имеющейся информации) - по уровню катагенетической преобразованности ОВ и вмещающих пород. Определение степени катагенеза проводится различными способами (углепетрографическими, минералогическими, пиролитическими, геохимическими и др.).

4. Расчет коэффициентов эмиграции.
5. Расчет удельной плотности эмиграции, плотности эмиграции жидких УВ и с учетом объема НМ пород в очаге - общего количества эмигрировавших жидких продуктов.
6. Установление возможного общего количества жидких углеводородов, способных попасть в ловушки с учетом миграционных потерь, коэффициента аккумуляции и других, то есть определение геологических ресурсов бассейна объемно-генетическим методом.
7. Выделение участков вероятных скоплений УВ.

При локальных нефтегеологических работах ставятся следующие геохимические задачи:
1. Выявление продуктивных пластов в поисково-разведочных скважинах.
2. Установление генетических связей нефтей конкретных залежей с определенными НМ толщами.
3. Определение корреляционных связей геохимических параметров нефтей разных залежей (установление возможностей перетока УВ и т.д.).

4. Выявление направленности характера изменения свойств нефтей в пределах одной залежи и в группе залежей, установление возможной геологической (гидрогеологиче-ской, литологической и др.) обусловленности этих изменений.
5. Обоснование свойств и качества нефтей предполагаемых залежей.

Формирование сингенетичного органического фона пород
Концентрация и состав рассеянных УВ в осадочных породах (при отсутствии влияния залежей нефти и газа) в значительной мере определяются сингенетичным органическим фоном отложений.
Под сингенетичным органическим фоном под-разумевается часть поля концентраций УВ и связанных с ними неУВ компонентов, в пределах которой качественные и количественные измене-ния ОВ носят систематический (равномерный) характер.
На фоне этих значений фиксируются аномалии, связанные с наличием залежей УВ.

Сингенетичный фон формируется в зависи-мости от условий седиментации, количества и качества исходного органического материала и степени его преобразованности.
В качестве показателей сингенетичного фона ис-пользуются сведения о степени битуминозности ОВ, характеризующейся коэффициентом биту-минозности (β), его парамагнетизме, обогащен-ности водородом керогена, компонентном со-ставе хлороформного битумоида (ХБ) и струк-туре его составных частей, характере распре-деления алканов, металлопорфиринов и некоторых групп аренов в ХБ.

В современных осадках морей основным элементом всех компонентов ХБ являются длинные парафиновые цепи, сопряженные с кислородными группировками.
Начиная с С22 доминируют н-алканы с нечетным числом атомов углерода, коэффициент нечетности (CPI) составляет 3-8. Среди алканов изопреноид-ного строения отсутствуют соединения до С16, а > 50% приходится на пристан (С19) и фитан (С20).
В компонентах ХБ гумусового ОВ в ряду н-алканов только 2-5 % соединений до С16.

Распределение н-алканов в ХБ гумусовой природы
На стадии раннего прото-катагенеза (ПК1) ОВ еще сохраняет свойства, при-сущие диагенетическому этапу, но уменьшается количество кислородных структур, CPI уменьшает-ся до 2,0-3,5.
На стадиях ПК2-ПК3 уве-личиваются степень биту-минозности и содержание в ХБ легких алканов, СРI продолжает снижаться.

Этап мезокатагенеза (МК) является переломным в общем цикле преобразования ОВ и знаменуется скачкообразным переходом количественных и качественных показателей.
Коэффициент битуминоз-ности ОВ (β) достигает 100-180 мг ХБ/г Сорг, на порядок возрастает количество пара-магнитных центров.
Около 50 - 70% от общего количества н-алканов приходится на соединения до С16, максимальные содержания перемещаются в низкомолекулярную часть ряда, CPI находится в пределах единицы.

В компонентном составе ХБ от 50 до 80 % приходится на масляную фракцию и не более 2-4 % асфальтенов, а структурные свойства компонентов соответствуют аналогичным фракциям нефти.
Уменьшается величина отношения суммы изопреноидов к сумме н-алканов от 0,6-0,4 (ПК) до 0,2-0,15 (МК).

На более высоких этапах катагенеза (конец МК - АК), когда ОВ реализовало свои нефтепро-дуцирующие возможности, сингенетичный орга-нический фон отложений обладает специфи-ческими свойствами. Общая тенденция измене-ния количественных и качественных показателей проявляется в потере углеводородных соеди-нений и разрушении УВ структур, снижении величины β (40-60 мг/г Сорг), незначительном количестве среди н-алканов жидких соединений (не более 10-15 %) при максимальном содер-жании С17- С19 и величиной CPI - 1,3-1,6.

Углеводородный газовый фон осадочных пород в значительной мере связан с вертикальной зональностью газообразования.
В зоне седиментогенеза в Мировом океане толь-ко незначительная часть отмершего органи-ческого вещества захороняется в осадках, ос-тальное ОВ растворяется в воде и микробиоло-гическим путем утилизируется с образованием газов.

В диагенезе
в окислительной зоне (первые 0,5 м осадка) образование газов происходит за счет микроорганизмов. По весьма приблизительным расчетам А.Э. Конторовича гумусовое (арконовое) ОВ в этих условиях генерирует 1,5 г СН4 на 1 кг ОВ, а сапропелевое (алиновое) ОВ - около 2,5 г УВГ.

В восстановительной зоне в условиях господства анаэробной микрофлоры интенсивность генерации УВГ резко возрастает – гумусовым ОВ продуцируется 13 г СН4 на 1 кг ОВ, а алиновым - 32,5 г УВГ.
Это главная диагенетическая зона газообразования, а в случае сапропелевого ОВ она является и максимальной за всю историю литогенеза.

На завершающем этапе диагенеза, когда широко развиваются процессы перераспре-деления аутигенных минералов и образования конкреций, действие анаэробной микрофлоры как фактора газообразования начинает ослабевать.
Гумусовое ОВ генерирует уже только 4 г СН4 на 1 кг ОВ, а сапропелевое - 5 г УВГ.
В целом, в диагенезе в зависимости от типа геохимических фаций в газы преобразуется от 30 до 90 % всего ОВ.

В зоне ПК условия образования газового фона резко изменяются. Здесь уже начинают действовать во все возрастающих масштабах термокаталитические факторы генерации газов. Арконовое ОВ генерирует метана (на 1 кг ОВ): ПК1 -12,5 г, ПК2 – 19 г, ПК3 - 20 г; алиновое ОВ соответственно - ПК1 – 10 г, ПК2 – 28 г, ПК3 - 27 г УВГ.
Масштабы генерации углеводородных газов в условиях градаций МК1 и МК2 в общем сопоставимы с масштабами градации ПК3, но при этом резко возрастает доля тяжелых газовых углеводородов С2-С4.

Фактические распределения рассеянных УВГ в осадочных породах при отсутствии залежей нефти и газа в значительной мере определяются влиянием факторов гипергенеза в течение геологического времени: Часть УВГ уносится метеорными водами, уничтожается микроорганизмами, рассеивается в атмосферу.
С другой стороны, некоторое обогащение пород УВГ может иметь место за счет разгрузки подземных вод и гидродинамических ловушек.

В итоге, при отсутствии влияния залежей, газовое поле верхних горизонтов, как правило, характеризуется небольшой концентрацией УВГ (10-4–10-2 см3/кг), которая зависит от конкретных геологических условий и обычно растет с ростом содержания ОВ в породах (особенно сапропелевого), а также частично с глубиной и по региональному погружению пластов.
В качественном отношении для указанных УВГ, в отличие от газов залежей, характерны близкие концентрации гомологов метана и непредельных газообразных УВ, а также практическое отсутствие парообразных (С5Н12 + высшие) компонентов.

Определение фоновых концентраций УВГ яв-ляется одной из важнейших задач геохими-ческих НГПР на конкретных площадях.
Т. о., при проведении геохимических НГПР необходимо в первую очередь оценить отдельные участки исследуемой территории и разреза по генезису и количественному содержанию в породах РОВ и УВГ.

Диффузия и миграция УВ в покрывающие отложения
Рассеяние УВ из залежей нефти и газа в отличие от их миграции при заполнении ловушек и формировании залежей характеризуется следующими особенностями:
1. Рассеяние УВ из залежей происходит в основном путем вертикальной (субвертикаль-ной) миграции газообразных и частично парообразных компонентов по направлению к поверхности в отличие от преимущественно латеральной миграции УВ при образовании их скоплений.

2. Рассеяние УВ из залежей в покрывающие отложения происходит из постоянного источника при значительном перепаде давления и различных концентрациях УВ в залежах и в отложениях.
3. Мигрирующие из залежей УВ должны преодолевать при движении мощные глинистые и другие покрышки, экранирующие свойства которых обуславливают сохранность залежей в течение длительного геологического времени.

4. При миграции к поверхности преобладает движение микроколичеств н.м. (газообразных и частично парообразных) УВ. В период тектонической активности возможна миграция к поверхности по нарушениям нефти в целом, включая ее высокомолекулярные компоненты. Однако вследствие окисления нефти в зоне гипергенеза происходит сравнительно быстрая «закупорка» путей миграции.

Большой перепад давления от залежей вверх по разрезу обуславливает возможность протекания процессов фильтрации (микрофильтрации),
а разница концентраций вызывает процессы самопроизвольного молекулярного перемещения УВ - диффузию в указанном направлении.
В целом можно говорить о сложном субвертикальном диффузионно-фильтрационном массопереносе УВ и других компонентов из залежей нефти и газа, что является научной основой геохимических методов поиска углеводородных скоплений.

Основным препятствием при фильтрации УВ из залежей являются покрышки или породы-флюидоупоры. Наиболее распространенными покрышками являются глины и каменная соль.
Степень герметичности глинистых пород-покрышек может быть ориентировочно оценена коэффициентом песчанистости (Кп) - отношением суммарной мощности песчано-алевритовых пропластков и глинистых. Чем выше значение Кп, тем при прочих равных условиях ниже экранирующая способность пород-покрышек.

С уменьшением глубины залегания глин увеличивается их проницаемость, уменьшается «давление прорыва» газа.
В то же время, с возрастанием глубины залегания и плотности пород по мере удаления влаги увеличивается их трещиноватость (эндогенные трещины). Экзогенные трещины образуются в результате тектонических процессов. А при миграции УВ из залежей вверх по разрезу основным является процесс микрофильтрации по трещинам и зонам нарушений.

В количественном отношении трещиноватость горных пород характеризуется трещинной пористостью - отношением объема пустот, которые составлены открытыми трещинами, секущими определенный объем пород, к величине этого объема, и трещинной проницаемостью, зависящей от величины раскрытия трещин, их густоты и ориентировки в пространстве.

По всему разрезу, как на глубине, так и в обна-жениях, наблюдаются одни и те же системы тек-тонических трещин. Поэтому такие показатели, как плотность трещин, их ориентировка и тре-щинная проницаемость, могут быть экстрапо-лированы на глубину с дневной поверхности.

Таким образом, миграция углеводородов, особенно газообразных, посредством фильтрации является важным процессом образования микроскоплений УВ (аномалий) в покрывающих залежь отложениях. При этом наличие глинистых пород (составляющих около 50% всех осадочных отложений) не является препятствием для указанного процесса.
Можно допустить, что миграция происходит путем прорыва УВ через породы-покрышки (струйная миграция) и имеет местами пульсирующий характер. Повышенная тектоническая активность того или иного участка усиливает этот процесс.

Межзерновая среда глинистых и других пород в случае размера пор менее 1 мкм при наличии в ней капиллярной и связанной воды будет практически непроницаемой для УВ. В этом случае особое значение приобретает процесс диффузии.
Диффузия вещества - это самопроизвольное его перемещение на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентрации. Повышенной диффузионной способностью характеризуются газообразные компоненты.

Так как диффузия - молекулярное перемещение вещества, то скорость данного процесса повышается с ростом температуры. Поэтому для зон с повышенным температурным градиентом диффузия УВ должна протекать более интенсивно. С другой стороны с ростом давления сокращается средняя длина свободного пробега молекул, т.е. уменьшается скорость диффузии.

Величина D зависит от строения УВ: снижается с ростом молекулярной массы углеводородов, ниже в случае разветвленных УВ. Последнее может быть связано с действием эффекта молекулярных сит.
Повышение плотности пород, как правило, приводит к снижению значения D. Так, для долеритового вещества оно приближается к нулю.
Диффузия УВ снижается с ростом влажности пород.

В результате диффузионно-фильтрационного массопереноса УВ из залежи нефти и газа в покрывающих отложениях формируется так называемое поле аномальных концентраций УВ. Под аномалией подразумевается локальная часть поля концентраций, в пределах которой количественные и качественные характеристики углеводородов и связанных с ними компонентов существенно отличаются от нормальных. Количественная характеристика поля аномальных концентраций определяется контрастностью, т.е. отношением геохимических показателей, свойственных аномалии и фону.

В соответствии с особенностями геологических условий приближенно можно выделить два типа регионов - с относительным преобладанием либо фильтрационных, либо диффузионных явлений.
Преобладание фильтрационного массопереноса УВ наблюдается в районах с активным развитием элементов разрывной тектоники. Это складчатые территории и прилегающие к ним участки.
На типично платформенных участках при наличии в покрывающих залежь отложениях глинистых толщ большой мощности, основную роль в субвертикальной миграции УВ играют процессы диффузии.

При доминирующей роли процессов диффузии в приповерхностных горизонтах концентрация газообразных углеводородов невелика. Концентрации УВ в породах сверху вниз по разрезу изменяется монотонно. Аномалии не локализованы на узких участках и необязательно связаны с зонами нарушений: отмечается расплывчатость аномалий по всей площади. Часто в результате движения вод они заметно смещены от контура залежи. Их контрастность в приповерхностных горизонтах довольно низкая.

При субвертикальной миграции из залежей УВ встречают на своем пути разные барьеры (отложения, обогащенные ОВ, угленосные, соленосные породы и др.).
Литогеохимический барьер - это толща пород, обладающая специфически свойствами, обусловливающими задержку миграции, изменение направления основного потока УВ, необычное перераспределение отдельных компонентов в системе УВГ - ОВ - порода. Барьеры могут быть локальными (породы-покрышки и др.) и региональными.