CC BY
69
УДК 550.84:553.98.04(571.5-13)
С.В. Дыхан, П.Н. Соболев, Е.Т. Сагимбаев ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ЖЕЛДОНСКОЙ ПЛОЩАДИ ПО ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
В статье приведены результаты газогеохимических исследований на Желдонской площади, расположенной в зоне сочленения Присаяно-Енисейской синеклизы с Ангаро-Ленской ступенью. По геолого-геохимическим данным определены закономерности строения приповерхностного газогеохимического поля. Выделены перспективные участки, предлагаемые для дальнейшей постановки геологоразведочных работ.
S.V. Dykhan, P.N. Sobolev, E.T. Sagimbaev
Federal State Unitary Enterprise «SNIIGGiMS», Novosibirsk
PROGNOSIS OF OIL-AND-GAS CONTENTS PROSPECTS IN ZHELDON AREA ACCORDING TO GAS-GEOCHEMICAL DATA
In the article, there are results of gas-geochemical researches in Zheldon area, placed on the zone of coupling Prisayano-Eniseiskауа syneclise with Angaro-Lenskауа step. On geologic-geochemical data definited a regularity of structure of surficial gas-geochemical field. Marked out perspective areas proposing for further arrangement of exploration work.
Газогеохимические исследования на территории Желдонской площади проводились в рамках программы параметрического бурения. Площадь расположена в зоне сочленения Присаяно-Енисейской синеклизы с Ангаро-Ленской ступенью, на границе двух НГО. По геологическим данным здесь планируется заложить параметрическую скважину, в пределах предполагаемого Желдонского структурного мыса [1].
Основной целью работ являлось изучение приповерхностного газогеохимического поля, распределения концентраций основных геохимических показателей по площади, прогноз перспектив нефтегазоносности Желдонской площади по комплексу геологогеохимических данных.
Работы по полевому литогазогеохимическому опробованию выполнялись на левобережье руч. Бол. Желдон - левого притока р. Тубы, в соответствие с методикой, разработанной в СНИИГГиМСе для нефтегазоносных районов Сибирской платформы. Объектом исследования в данном методе являются газы, сорбированные глинистыми породами подпочвенного горизонта, после соответствующей дегазации образцов.
Отбор проб выполнялся в летне-осеннее время, вдоль предварительно намеченных профилей. Схема профилей и точек опробования была выбрана, таким образом, чтобы регулярной сетью была охвачена территория 20-25 кв. км, на участке с наиболее высокими перспективами. При планировании сети отбора использовались данные аэрогеохимических исследований, данные
неотектонических исследований и результаты ранее проведенных геологогеофизических работ.
По геологическим данным перспективы площади связаны с: 1) наличием структурного мыса; 2) выклиниванием отложений рифея в северо-восточном направлении; 3) увеличением толщин всех горизонтов терригенного венда; 4) нефтепроявлениями в верхних горизонтах чехла
На основе анализа структурных построений выполненных ранее, на территории работ картируется структурный мыс, прилегающий к Тубинскому валу, отчетливо выделяемый по подошве кежемской свиты нижнего силура.
Л
Мыс имеет субмеридиональную вытянутость, размеры 20 х 12 км и амплитуду в поперечном сечении свыше 80 м. По данным специалистов «Иркутскгеофизика» по нижним горизонтам мыс выражен слабо. Ими по комплексу параметров, полученных в результате анализа структурных карт, толщин подсолевых терригенных отложений, выделена Желдонская предполагаемая ловушка углеводородов, литологичского, тектонически экранированного типа.
На самой приподнятой части моноклинального склона (вблизи Тубинского вала) расположены железорудные трубки взрыва, в которых еще в середине прошлого века были обнаружены жидкие, вязкие и твердые битумы, имеющие нефтяную природу и заполняющие трещины, каверны и пустоты трапповых брекчий, скарнов и диабазов. Намечается аналогия с Иреляхским газонефтяным месторождением в Якутии, расположенным в районе кимберлитовой трубки взрыва «Мир». В этой трубке до открытия месторождения также были зафиксированы проявления твердых и жидких битумов в кавернах и трещинах верхней части разреза чехла [2].
Всего было отобрано 159 проб через 1 000 м с глубины подпочвенного слоя от 0,3 до 1,0 м. Расстояние между профилями выдерживалось не более 2 км. В пределах аномалий метана и пропана, выявленных по аэрогеохимической съёмке, отбор проб проходил через 500 м. Из шурфов отбирались пробы подпочвенных отложений (преимущественно глины, суглинки, обладающие хорошей сорбционной способностью), которые упаковывались в плотные непроницаемые пакеты «Вихрь». Субстратом, по которому развиваются подпочвенные осадки, являются породы в стратиграфическом диапазоне от нижнего ордовика до верхнего силура.
Дегазация проб осуществлялась в максимально короткие сроки. Проба помещалась в ёмкость, наполненную насыщенным солевым раствором, и герметично упаковывалась. Затем подготовленная таким образом проба помещалась в водяную баню и нагревалась до температуры 55 °С и в дальнейшем подвергалась вакуумной дегазации на диафрагменном дегазаторе (ДДГ). Выделившийся газ отбирался в барботёр с солевым затвором и подготавливался для выполнения аналитических исследований.
Аналитические исследования газогеохимических проб проводились в лаборатории ЦАИ СНИИГГиМС. Анализ газовых систем проб проведен в газоаналитической лаборатории на хроматографе типа “Кристалл 2000 М” с пламенно-ионизационным детектором и детектором по теплопроводности. В
результате проведенных аналитических исследований определён состав газовой смеси, наряду с газообразными УВ (С1-С4) присутствуют также парообразные УВ (С5-С7), бензол. Из неуглеводородных компонентов выявлены, углекислый газ, азот, концентрации гелия во всех пробах определены на уровне воздушных. Среднестатистическая характеристика газовой смеси, сорбированной подпочвенными отложениями приведена в таблице 1.
Таблица 1 Статистическая характеристика поверхностного
газогеохимического поля
Содержание газовых компонентов (п • 10"4), % об.
Ш4 C2H6 CзH8 nC4Hl0 nC5Hl2 C6Hl4 C7Hl6
Среднее 3.919 0.033 0.043 0.017 0.038 0.007 0.007
Медиана 2.928 0.021 0.030 0.012 0.019 0.007 0.006
Стандартное отклонение 10.191 0.037 0.040 0.016 0.056 0.002 0.004
Эксцесс 152.07 23.50 8.81 12.72 19.64 7.27 2.38
Асимметричность 12.25 4.11 2.84 3.28 3.97 2.35 1.50
Минимум 2.08 0.003 0.006 0.004 0.004 0.003 0.001
Максимум 129.80 0.32 0.24 0.11 0.41 0.02 0.02
Как показывает корреляционный анализ, соотношение газов довольно сложное. В качестве наиболее информативных газовых показателей для данной территории выбрана сумма углеводородов С2-С5. Между этими показателями выявлены устойчивые корреляционные связи, что может свидетельствовать о единой генетической природе геохимического поля, сформированного под влиянием потока миграционных УВ из предполагаемой залежи. Распределение компонентов газовой смеси подчиняется логнормальному закону.
Таблица 2 Парные коэффициенты корреляции между газовыми показателями
в подпочвенных отложениях.
Ш4 C2H6 CзH8 nC4Hl0 nC5Hl2 C6Hl4 C7Hl6 ТО2
Ш4 1,00
C2H6 0,36 1,00
CзH8 0,25 0,64 1,00
nC4Hl0 0,28 0,70 0,79 1,00
nC5Hl2 0,17 0,55 0,65 0,90 1,00
C6Hl4 0,23 0,56 0,55 0,68 0,59 1,00
C7Hl6 0,07 0,35 0,43 0,35 0,29 0,42 1,00
ТО2 0,15 0,44 0,18 0,20 0,17 0,15 0,06 1,00
При анализе распределения газогеохимических полей основанием для выделения перспективных зон служит предположение, что над зонами
водогазонефтяных контактов процессы массопереноса углеводородных флюидов происходят наиболее интенсивно, что находит отражение в закономерном строении поверхностного газогеохимического поля. В случае приуроченности предполагаемой залежи к структурной ловушке фиксируются кольцевые аномалии, тектонически или литологически-экранированной - линейные. О присутствии залежи в продуктивных горизонтах свидетельствует уже само наличие высоких концентраций гомологов метана, особенно более тяжелых, С4-С7.
Сопоставление пространственного распределения поверхностного газогеохимического поля с геологическим строением территории работ позволило установить некоторые закономерности. Во-первых, по ряду газовых компонентов (С-С5) вдоль Тубинского вала фиксируются их повышенные концентрации, что связано с активизацией структуры на неотектоническом этапе. Вероятно, вдоль вала, имеющего тектоническое ограничение, проходит зона разгрузки УВ-х газов. Во-вторых, наблюдается единство в поведении гомологов метана в ряду пропан-пентан. Их пониженные концентрации приурочены к центральной зоне совпадающей со структурной ступенью, по подошве кежемской свиты. Максимальные концентрации зафиксированы к югу от структурного мыса и в сторону западного погружения отложений. Такой характер приповерхностного газогеохимического поля свидетельствует о латеральной неоднородности как возможных продуктивных, так и вышележащих отложений и не дает однозначного ответа о типе и конфигурации залежи. Либо мы имеем дело с ловушкой структурного типа, возможно парфеновского горизонта (аналог Братского месторождения), либо литологичеки-экранированной ловушкой венд-рифейских отложений (аналог ЮТЗ) [3]. Следующей особенностью газогеохимического поля является превышение доли изобутана над нормальным бутаном, что на фоне низких содержаний метана и слабоконтрастного изменения его концентраций по площади является одним из признаков близости возможной залежи УВ к поверхности. По вышеприведенным газогеохимическим данным можно прогнозировать нефтяную залежь, тектонически-экранированную разломом, ограничивающим с запада Тубинский вал, в разрезе булайской свиты (аналог биркинского горизонта) или бельской свиты (аналог атовского или христофоровского горизонтов) кембрия (рис. 1).
При построении газогеохимических профилей не было установлено зависимости в распределении газовых показателей от выходящих на эрозионную поверхность отложений и их литологического состава. Это свидетельствует о том, что высокие концентрации, зафиксированные на склонах структурного мыса и в сторону погружения отложений, обусловлены глубинным фактором, наличием залежи.
В полевых условиях выполнялись замеры pH и Еh в водных вытяжках из проб подпочвенного слоя. По полученным результатам на Желдонской площади преобладает кислая среда (pH < 7). Цвет породы в основном краснобурый, скорее всего, большое содержание железа в породе. Для такой
среды характерны были показания окислительно-восстановительного потенциала больше +200 мВ, но иногда были и меньшие значения - +170 ... +180 мВ в основном для образцов с pH = 6,5.. .6,9.
Рис. 1. Карта распределения суммы концентраций ТУВ (С3-С7), сорбированных подпочвенными отложениями на Желдонской площади:
1 - точки отбора проб, 2 - изогипсы подошвы кежемской свиты, 3 -разрывное нарушение, 4 - ось вала, 5 - граница газогеохимической аномалии, 6 - местоположение проектной параметрической скважины Желдонская-260
Увеличение значений водородного показателя и снижение значений окислительно-восстановительного потенциала зафиксировано в центральной части поискового участка. Окраска проб здесь менялась от голубоватокоричневой до красно-бурой. По данным экспериментальных исследований показано, что при длительном воздействии углеводородных газов на минеральную фазу вмещающих отложений приводит к относительному снижению величины Eh [4]. Снижение окислительно-восстановительного потенциала в центральной части площади по сравнению с краевыми частями служит косвенным показателем присутствия миграционного потока углеводородных флюидов.
Таким образом, газогеохимические исследования в комплексе с геологогеофизическими данными свидетельствуют о перспективах обнаружения скоплений УВ в пределах Желдонской предполагаемой ловушки.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Дилис, Д.Н. Геологическая карта СССР масштаба 1 : 200 000. Сер. Ангаро-Ленская. Лист О-48-ХХ. Объяснительная записка [Текст]. - М.: Госгеолтехиздат, 1961. -64 с.
2. Терещенко, А.Н. К тектонике Тубинского вала // Тектоника Сибирской платформы и смежных областей. - Тр. ВостСибНИИГГиМС, вып. 9. - Иркутск: Вост-Сиб кн. изд-во, 1971. - С. 109-114.
3. Структура ореолов рассеяния газов над залежами углеводородов /Исаев В.П., Костюченкова Е.П., Павленко В.В. и др. // Геология нефти и газа. - 1985. - № 12. - С. 4451.
4. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений / И.С. Старобинец, А.В. Петухов, С.Л. Зубайраев и др. - М.: Недра, 1993. - С. 85-89.
© С.В. Дыхан, П.Н. Соболев, Е.Т. Сагимбаев, 2010
