CC BY
07. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate hydrates of natural. Boca Raton: Taylor&Francis Group/CRC Press, 2008. 720 p.
8. Ivanova I.K., Kalacheva L.P., Portnyagin A.S., Ivanov V.K., Bubnova A.R., Argunova K.K. Experimental Study of Natural Gas Hydrate Formation in a Porous Medium in the Presence of Aqueous Solutions of Sodium Chloride and Sodium Bicarbonate // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 2023. V. 59, No. 4. P. 679-685. DOI: 10.1007/s10553-023-01570-0.
9. Булейко В.М., Вовчук Г.А., Григорьев Б.А., Истомин В.А. Фазовое поведение углеводородных систем в водонасыщенном песчаном коллекторе при условиях гидратообразова-ния // Вести газовой науки. Проблемы разработки газовых, газоконденсатных и нефтега-зоконденсатных месторождений. 2014. № 4(20). С. 156-163.
10. Marcus Y. Ions in Water and Biophysical Implications: From Chaos to Cosmos. Springer Netherlands, 2012. 216 p.
УДК 550:84:553.98
DOI 10.24412/cl-37255 -2024-1 -55-59
ГЕОХИМИЧЕСКОЕ ОПРОБОВАНИЕ КОНТАКТНОЙ ЗОНЫ СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Калинин А.И.
Федеральный исследовательский центр «Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук», обособленное подразделение Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск E-mail: alexklnn@mail.ru
Аннотация. В статье приводится аналитический обзор результатов прямых геохимических исследований Вилюйской синеклизы - одной из перспективных на нефть и газ территорий востока Сибирской платформы. Показано, что над всеми продуктивными структурами получены профильные контрастные аномалии. При этом установлено общее нарастание легких углеводородных (УВ) компонентов от флангов к ее центру и приуроченность наиболее ощутимых микроконцентраций тяжелых углеводородов (ТУ) к периклинальным участкам продуктивных структур. Также отмечается пятнистый характер профильных аномалий над продуктивными структурами. Приведены результаты работ, проведенных в 2016 году на южной периклинали Средневилюйского газоконденсатного месторождения. Зафиксированы относительно высокие значения бензола и толуола над зонами распространения залежей Ti-Иа и Ti-III. Сделано предположение, что максимальные значения Б/Т могут быть приурочены к зонам нефтяных скоплений. Сделан вывод, что в комплексе с другими геолого-геофизическими методами прямые геохимические исследования позволят увеличить достоверность прогноза перспектив нефте-газоносности слабоизученных территорий.
Ключевые слова: перспективы нефтегазоности, прямая геохимия, палеозой, мезозой, терригенный разрез, ароматические углеводороды, Средневилюйское месторождение, аномалии.
В 2016 году силами ИПНГ СО РАН были проведены геохимические опробования на южной периклинали Средневилюйского газоконденсатного месторождения с охватом контактовой газоводяной зоны. Полевые опробования осуществляются с использованием портативного газового хроматографа «Эхо-В-ФИД» [1]. Хроматограф «Эхо-В-ФИД» с фотоионизационным детектором обеспечивает определение содержание бензола-толуола-этилбензола-ксилола (БТЭК) в пробах, отобранных с применением искусственных концентраторов-сорбентов.
Разрез Средневилюйского месторождения характеризуется большим этажом газоносности. Промышленные притоки газа и газа с конденсатом получены из юрских, триасовых и пермских отложений в интервале глубин от 950 до 2950 метров. В этих отложениях выделены продуктивные горизонты: P2-I, Ti-I, Т1-П, Т1-Ш, Ji-I, J3-I, J3-II, стратиграфическая принадлежность которых отображена в их индексации. Залежи, приуроченные к этим горизонтам, кон-
тролируются регионально выдержанными покрышками: аргиллитовыми толщами неджелин-ской, мономской, сунтарской и марыкчанской свит; или залегают непосредственно в этих покрышках (Ti-I, Ti-II, J3-I).
Наибольшими по размерам являются залежи Ti-II и Ti-III, с ними связаны основные запасы газа и конденсата. При этом на крайне южной периклинали газоводяные контакты имеют всего 2 залежи Ti-Па и Ti-III. Продуктивный горизонт T1-II6 имеет распространение только северной половине месторождения.
По площади месторождения мощность криолитозоны изменяется от 450 до 630 м. при среднем значении 520 м. В центральной части площади она составляет 460-520 м., зафиксировано ее возрастание в северном, восточном и южном направлениях до 570-630 м [2, 3].
На рисунке 1 представлены величины концентраций ароматических веществ на южной периклинали Средневилюйского ГКМ.
Обращают на себя внимание относительно высокие значения бензола и толуола над зоной распространения залежей Ti-Па и Ti-III. В районе достоверно установленного разрывного нарушения, пересекаемого профилем исследования, отмечаются максимальные значения бензола, э-бензола, п-ксилола.
В то же время графики распределения концентраций этил-бензола, о-ксилола и п-кси-лола имеют 2 слабо выраженные зоны максимумов. Данное обстоятельство может быть обусловлено распределением отложений с улучшенными экранирующими свойствами, либо наличием залежей углеводородов. Наличие залежей на уровне неджелинской свиты нижнего триаса на данном участке недр обосновывается А.В. Погодаевым [4].
Здесь на основе идентификации песчаных горизонтов и определению закономерностей площадного распространения коллектора для интервала залегания верхнепермских-нижнетриасовых отложений, выделено несколько перспективных участков, в пределах которых предполагается наличие залежей в аналогах продуктивного горизонта Ti-IV (рис. 2).
Приуроченность участков высоких концентраций аренов в приповерхностных отложениях к выявленным залежам нефти, а также к структурам, перспективным на обнаружение скоплений УВ была отмечена в ходе анализа и систематизации материалов геохимических съемок на площадях юга Западной Сибири в Тюменской, Омской, Томской, Курганской областях и ХМАО [5].
Теоретическое обоснование связи распределений аренов в подпочвенных отложениях с нефтеносностью недр с применением моделей миграции была осуществлена Тимшановым Р.И. [6]. Источниками аренов, мигрирующих к дневной поверхности, являются залежи нефти и конденсата, битуминизированные отложения, рассеянное органическое вещество пород, где Б/Т* << 1.
Рисунок 1 - Концентрации ароматических веществ на профиле, проведенном на южной периклинали
Средневилюйского месторождения
Рисунок 2 - Сводная схема общих контуров продуктивного горизонта Т1-1У неджелинской свиты
Хапчагайского мегавала [4] Условные обозначения: 1 - скважина; 2 - изогипсы подошвы неджелинской свиты; 3 - граница распространения песчанных тел горизонта Т1-ГУа; 4 - граница распространения песчаных тел горизонта Т1-ГУ6 (Толон-Мастах); 5 - граница распространения песчаных тел горизонта Т1-ГУв (Ср. Вилюй-Толон-Мастах); 6 - сводная граница распространения песчанных тел горизонта Т1-ГУ6,
Т1-ГУв на Соболох-Неджелинском ГКМ
98408784
На рисунке 3 представлено соотношение Б/Т по профилю проведенном на южной пери-клинали Средневилюйского месторождения.
Обращает на себя внимание наличие нескольких зон максимальных показаний отношения Б/Т и общий высокий уровень показателей. Данные максимальные значения могут быть связаны с углеводородным насыщением, представленным незначительными по толщине нефтяными оторочками. А общий повышенный уровень показателей обусловлен газоконден-сатным насыщением. Как известно, все месторождения Вилюйского газоносного района, где нефтематеринскими отложениями выступают пермские и юрские отложения содержат конденсат. Содержание конденсата колеблется на уровне 60-65 г/м3, что соответствует среднему показателю.
БД
1 1 1 ■ ■ ■
1 .11 .1 1 1 1,1 1,1,1,
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
Рисунок 3 - Распределение параметра Б/Т вдоль Средневилюйского профиля
Незначительные по толщине нефтяные оторочки в ряде газоконденсатных месторождений Хапчагайского мегавала были установлены по результатам тематических исследований по хоздоговорной работе с ПАО «ЯТЭК» в 2012 году авторским коллективом ИПНГ СО РАН [7]. При этом на основе анализа уровней нефтепроявлений в Средневилюйском и Толонском месторождениях нами был установлен литологический контроль особенностей распределения скоплений жидких углеводородов [8]. Весьма вероятно, зафиксированные максимальные значения Б/Т приурочены к зонам нефтяного насыщения литологических карманов на пути вертикальной миграции жидких углеводородов (рис. 4).
Рисунок 4 - Принципиальная схема образования скоплений нефти [11] Условные обозначения: 1 - непроницаемые породы, 2 - проницаемые породы, 3 - скопления нефти,
4 - направление миграции нефти
Таким образом, исходя из имеющегося опыта проведенных газогеохимических исследований и полученных контрастных аномалийных зон в пределах известных месторождений можно сделать вывод: Установленная прямая зависимость между газогеохимическими аномалиями в приповерхностных отложениях и продуктивностью верхнепалеозойско-мезозойского комплекса отложений позволяет сделать вывод о применимости прямых газогеохимических методов на территории Центральной Якутии.
Результаты экспериментальных газогеохимических работ на газоконденсатных месторождениях Вилюйской синеклизы показывают высокий потенциал их применения при поисковых работах на нефть и газ. Несомненно, в комплексе с другими геолого-геофизическими методами прямые геохимические исследования позволят увеличить достоверность прогноза перспектив нефтегазоносности слабоизученных территорий.
Применение прямых геохимических опробований может быть обоснованным и на территориях со схожим мезо-кайнозойским разрезом. К таковым территориям можно отнести Предверхоянский и Лено-Анабарский прогибы и прилегающие к Вилюйской синеклизе участки Алданской антеклизы (Северный склон Якутского поднятия).
Список литературы
1. Калинин А.И. Результаты использования геохимического опробования при поисках нефти и газа с применением полевого экспрессного хроматогрофа «ЭХО-В-ФИД» // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Северо-Востока России. Якутск, 2016. С. 357360.
2. Семенов В.П., Железняк М.Н. Геотермические условия Вилюйской синеклизы // Крио-сфера Земли. 2013. Т. XVII, № 4. С. 3-i0.
3. Железняк М.Н. Семенов В.П. Геотемпературное поле и криолитозона Вилюйской синеклизы. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2020. 123 с.
4. Погодаев А.В. Гидрогеологические условия формирования и сохранности газоконден-сатных залежей Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы: автореферат диссертации на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Якутск, 2019. 24 с.
5. Курчиков А.Р., Белоносов А.Ю., Тимшанов Р.И. Результаты проведения геохимических нефтепоисковых исследований на юге Западной Сибири // Интерэкспо Гео-Сибирь.2012. № 3. С.220-227.
6. Тимшанов Р.И. Особенности распределения бензола и толуола в подпочвенных глинах как поисковый критерий нефтеносности на юге Западной Сибири: диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.09: утв. 19.11.14. Новосибирск, 2014. 221 с.
7. Сафронов А.Ф., Сивцев А.И., Черненко В.Б. Нефтеносность нижнемезозойских отложений Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы // Геология и геофизика. 2014. T.55. № 8. С.1263-1269.
8. Павлова К.А., Калинин А.И., Сивцев А.И. К проблеме уровней нефтепроявлений в пределах Средневилюйской структуры // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2013. № 4. С. 122-i35. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PavlovaKA/PavlovaKA_i.pdf
