Результаты проведения геохимических нефтепоисковых исследований на юге Западной Сибири Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОХИМИЧЕСКИХ НЕФТЕПОИСКОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ЮГЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Аркадий Романович Курчиков

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН, директор, тел. (3452)688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Андрей Юрьевич Белоносов

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, кандидат технических наук, зав. сектором, тел. (3452)688-792, email: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Рустам Ильясович Тимшанов

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, ведущий инженер, тел. (3452)688-792, e-mail: wss_geoneft@nii gig.ikz.ru

Олег Серафимович Мартынов

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, старший научный сотрудник, тел. (3452)688-792, e-mail: wss_geoneft@nii gig.ikz.ru

Сергей Александрович Шешуков

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул.Таймырская, 74, инженер, тел. (3452)688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Антон Евгеньевич Кудрявцев

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625048, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, инженер, тел. (3452)688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Результаты многолетних исследований показывают, что применение геохимической съемки на содержание аренов в подпочвенных глинах несет в себе ряд преимуществ и значительно увеличивает достоверность прогноза нефтеносности. При геологической интерпретации геохимических данных установлена прямая связь распространения залежей нефти с распределениями концентраций бензола, толуола и показателя Б/Т*. Перспективным направлением в развитии геохимических поисков залежей углеводородов является применение методов активной диагностики недр путем регистрации усиления миграции УВ в результате контролируемого сейсмического воздействия на геосреду.

Ключевые слова: геохимические поиски, арены, бензол, толуол, прогноз

нефтеносности, залежь, разлом, сейсмическое воздействие, сейсморазведка.

RESULTS OF CONDUCTING OF PETROLEUM GEOCHEMICAL EXPLORATIONS IN THE SOUTH OF WEST SIBERIA

Arkady R. Kurchikov

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048, Tyumen, Taimirskaya str. 74, Corresponding member of RAS, Professor, Doctor of Sciences (Geology and Mineralogy), Director, tel. (3452) 688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Andrei Yu. Belonosov

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048, Tyumen, Taimirskaya str. 74, PhD, head of department, tel. (3452) 688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Rustam I. Timshanov

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048,

Tyumen, Taimirskaya str. 74, leading engineer, tel. (3452) 688-792, e-mail:

wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Oleg S. Martinov

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048,

Tyumen, Taimirskaya str. 74, senior researcher, tel. (3452) 688-792, e-mail:

wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Sergei A. Sheshukov

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048, Tyumen, Taimirskaya str. 7, engineer 4, tel. (3452) 688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

Anton E. Kudryavtsev

West-Siberian Affiliate of Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 625048, Tyumen, Taimirskaya str. 74, engineer, tel. (3452) 688-792, e-mail: wss_geoneft@niigig.ikz.ru

The results of continious explorations show that geochemical survey based on the content of aromatic hydrocarbons in near surface layers brings a number of advantages and considerably improves the quality of oil prognosis. Geological interpretation of geochemical data determines the direct relation of oil content and distributions of benzol, toluol and B/T* parameter. Registration of the amplification of hydrocarbon’s migration as a result of controlled seismic excitation of geological medium was applied as a method of active diagnostics which seems to be a perspective direction of geochemical survey’s development.

Key words: geochemical survey, aromatic hydrocarbon, benzol, toluol, oil prognosis, deposit, fault, seismic excitation, seismic exploration.

В настоящее время существуют различные вариации методов прямых геохимических поисков залежей нефти, отличающихся выбором показателей, средой опробования, методикой анализа проб и т.п. Вопросами разработки и практического применения прямых геохимических поисков в России занимаются научные, отраслевые, сервисные организации. Традиционно в качестве нефтепоисковых показателей использовались концентрации углеводородных газов (УВГ), что было обусловлено их высокой миграционной способностью и, как следствие, высоким содержанием в приповерхностных

отложениях. Практика газовой геохимической съемки показала, что увеличение содержания УВГ не всегда свидетельствуют о нефтеносности диагностируемых структурных элементов и в ряде случаев может быть обусловлено их биогенной генерацией в современных осадках. Нередки случаи ошибочного прогноза нефтеносности, осуществленного на основе только газовых показателей без учета содержания аренов [1]. В ЗСФ ИНГГ СО РАН в комплексе геохимических и геофизических нефтепоисковых исследований разрабатывается и внедряется метод геохимической съемки на содержание ароматических УВ. Перспективность использования аренов (бензола, толуола) при прогнозе нефтеносности отмечалась в ходе опытно-методических работ, проводимых ВНИИЯГГ в 60-80е годы [2]. Эти углеводороды содержатся в нефтях ЗападноСибирской НГП, хорошо растворяются в воде, имеют повышенную летучесть, устойчивы к биохимическому окислению, практически не генерируются в современных осадках.

Наиболее распространенными видами геохимического опробования являются съемки по подпочвенным глинистым отложениям, снежному покрову, донным осадкам водоемов. Режимными геохимическими исследованиями показано, что концентрации углеводородов, в частности аренов, в снежном покрове и донных отложениях водоемов сильно изменяются во времени в зависимости от внешних метеоусловий: температуры воздуха и выпадения осадков [3]. Наиболее представительные результаты могут быть получены при измерении концентраций УВ в подпочвенных глинах с глубины от 2х метров. Незначительное изменение сорбционных характеристик глинистых отложений обусловлено лишь плавными сезонными колебаниями температуры.

Рис. 1. Динамика концентраций УВ на режимных пикетах

Содержание УВ в исследуемых средах зависит от флуктуаций их восходящего потока как периодических вследствие приливных деформаций

земной коры, так и кратковременных при естественных (удаленный источник землетрясений) и техногенных (бурение скважин, проведение сейсморазведочных работ и т.д.) воздействиях на геологическую среду. На эффекте усиления миграции УВ в результате контролируемого сейсмического воздействия основывается метод активной диагностики недр [4]. При однократной съемке, даже с учетом природных факторов, распределения аренов могут отражать кажущуюся величину углеводородного потока вследствие искажающего влияния условий миграции и накопления УВ (активность углеводород-окисляющих бактерий, разные сорбционные характеристики отложений по всему геологическому разрезу). При сейсмическом воздействии на геологическую среду происходит увеличение углеводородного потока по разломам и зонам трещиноватости, возможен отрыв углеводородов, находящихся в сорбированном состоянии в породах. Увеличение концентраций УВ на дневной поверхности носит кратковременный характер (рис. 1). В целом, метод позволяет в несколько раз увеличить чувствительность геохимической съемки, зафиксировать флюидопроводность зон трещиноватости, разломов, локальных и региональных динамически-напряженных зон и выявить геохимические аномалии, маскированные внешними факторами.

Геологическая интерпретация геохимических распределений

При сопоставлении геохимических распределений было выявлено, что участки высокого содержания толуола обычно образуют вытянутые цепочки контрастных аномалий, тогда как в полях концентраций бензола выделяются крупные изометричные зоны высоких и повышенных значений. В целом, аномалии бензола обладают меньшей контрастностью по сравнению с толуолом, даже в случаях их совпадения.

Различия в концентрациях бензола и толуола объясняются изменением относительного состава смеси мигрирующих УВ при дифференциации под влиянием сорбционно-хроматографических, распределительно-

хроматографических, диффузионных и прочих эффектов. В нефтях Западной Сибири содержание толуола значительно превышает содержание бензола. В результате перераспределения в направлении миграции сквозь слабопроницаемые отложения в паре бензол-толуол увеличивается доля бензола, т.к. он лучше растворяется в подземных водах, обладает меньшим весом и более летуч по сравнению с толуолом, что предопределяет его большую подвижность, как в вертикальном, так и в латеральном направлении. С увеличением проницаемости пород преобладает фильтрационный механизм массопереноса по системам трещин и пор вверх по разрезу вплоть до дневной поверхности, как в газовой фазе, так и в водной среде в виде коллоидных частиц. Высокая скорость миграции приводит к тому, что относительный состав мигрирующих компонентов изменяется слабо. Особенности относительного содержания бензола и толуола отражаются в распределении показателя Б/Т.

На исследованной территории сейсморазведкой выделено более 20 структур разной величины, среди которых 9 с доказанной бурением нефтеносностью, на одной структуре бурение не дало положительных

результатов, остальные не опробованы бурением. Структуры с доказанной нефтеносностью характеризуются высоким содержанием аренов в подпочвенных глинах. Максимумы концентраций бензола и толуола чаще всего отмечаются на склонах поднятий и реже в куполах, образуя кольцевые и сводовые аномалии. В распределении Б/Т такие участки, как правило, характеризуются низкими значениями. В целом, над структурами фиксируется увеличение Б/Т, обусловленное фоновым содержанием толуола и повышенным - бензола. Участки высоких значений Б/Т в ряде случаев практически полностью повторяют контур структуры (рис. 2).

Рис. 2. Распределения аренов над нефтеносной структурой

Увеличение концентраций толуола и снижение значений Б/Т в пределах нефтеносных структур связываются с интенсивной миграцией углеводородных флюидов по зонам разуплотнения и трещиноватости. На структурных планах такие аномалии чаще всего приурочены к различного рода осложнениям в виде структурных носов, врезов, перегибов осей складок, градиентных зон и т.п. Здесь предполагается развитие трещинных и трещинно-поровых коллекторов, характеризующихся повышенной нефтеотдачей, что подтверждается результатами геофизических исследований и бурения. Отмечается хорошее совпадение участков низких значений Б/Т и зон разуплотнения верхней части доюрского основания, построенных на основе динамического анализа сейсмических данных специалистами Тюменского нефтяного научного центра. Участки высоких значений Б/Т в целом соответствуют ненарушенным породам. Зоны разуплотнения, приуроченные к склонам структур и бортам впадин,

характеризуются низкими значениями Б/Т на фоне высоких концентраций аренов.

Анализ продуктивности скважин из юрских отложений, находящихся в зонах высоких концентраций аренов и низких значений Б/Т показал, что их средние дебиты выше по сравнению с дебитами остальных нефтяных скважин. На исследуемых территориях пробурено 30 поисковых и разведочных скважин. Из них 7 скважин являются непродуктивными, 10 скважин - малодебитными (<

3 3

10 м/сут.), 5 скважин - среднедебитными (10-30 м/сут.) и 8 скважин -

3 3

высокодебитными (> 30 м /сут., средние дебиты составляют около 80 м /сут.). Для данной выборки скважин соотнесены значения концентраций бензола и толуола в пикетах, расположенных в непосредственной близости от буровых площадок, вычислены значения Б/Т. Сравнивая дебиты скважин со значениями геохимических параметров, измеряемых на поверхности можно отметить, что увеличение дебитов сопровождается ростом концентраций аренов и снижением значений Б/Т (рис. 3).

3,5

с£ 3,0 01

н 2,5

2,0

о. 1,5

1,0

0,5

■ арены 1

■ Б/Т

1

1" т т ш

<10 10-30

Дебиты скважин, м3/сут

>30

Рис. 3. Распределение концентраций аренов и Б/Т в зависимости от дебитов

скважин из пластов юрских отложений

На Тямкинском месторождении в результате проведения высокоточной геохимической съемки были уточнены границы ВНК, оценена эффективность покрышки с выявлением активных каналов миграции УВ (разломов), обоснованы направления по размещению дальнейшего эксплуатационного бурения, построены карты распространения предполагаемых участков высокой нефтеотдачи, обусловленной развитием зон повышенной трещиноватости. На данный момент на месторождении пробурено 15 эксплуатационных скважин, дебиты которых подтверждают правильность геохимических построений. Показано, что размеры аномалий, обусловленных миграцией УВ от залежи к дневной поверхности по зонам трещиноватости и разломам, могут снижаться до 100 м. Таким образом, на юге Западной Сибири для получения

кондиционных материалов необходима высокая плотность сети пробоотбора, в противном случае выделение аномалий носит вероятностный характер.

По результатам комплексных дистанционных и геохимических исследований на ряде площадей юга Западной Сибири составлены прогнозные карты нефтеносности, достоверность которых подтверждается разведочным и эксплуатационным бурением. После проведения геохимических съемок пробурено 8 разведочных скважин, в 5ти из которых получены притоки нефти. Все продуктивные скважины находятся в зонах геохимических аномалий типа «залежь». Непродуктивные скважины, пробуренные без учета геохимических данных, приурочены к бесперспективным участкам.

Заключение

Необходимость в использовании информативных геохимических методов, надежно картирующих пути миграции УВ, продиктована сложным геологическим строением большинства нефтеперспективных объектов юга Западной Сибири. В связи с небольшими толщинами нижнеюрских отложений тектоника доюрского фундамента оказывала определяющее влияние как на формирование структур юрского и нижнемелового осадочных комплексов, так и на площадное распределение коллекторов и флюидоупоров. Характерными особенностями структур является их линейность, градиентность и многокупольность. Отмечается дробление структур на мелкие блоки, проявление в осадочном чехле глубинных разломов и зон трещиноватости, являющихся как тектоническими экранами, так и проводящими каналами углеводородных флюидов. Системы разломов осложняют строение ловушек УВ, нарушают экранирующие свойства флюидоупоров и формируют каналы вторичной миграции УВ от залежи к дневной поверхности, что находит свое отражение в распределении геохимических полей. В таких условиях скопления УВ могут быть приурочены к ловушкам комбинированного типа, стратиграфически, тектонически и литологически экранированным, выявление которых сейсмическими методами затруднено. Вследствие этого увеличивается количество разведочных скважин, необходимых для оценки запасов нефти и определения границ ВНК. Такая ситуация в итоге приводит к пропуску перспективных объектов и удорожанию всего стандартного комплекса геологогеофизических работ при доразведке и разработке месторождений.

Практическое опробование геохимической съемки по аренам на ряде площадей юга Западной Сибири показало высокую информативность метода. Поля распределения аренов (бензола и толуола) и показателя Б/Т, вычисленного на их основе, хорошо согласуются с сейсмическими данными и результатами испытаний пластов в скважинах, пробуренных как до проведения геохимических съемок, так и после них. В ходе проведения разномасштабных исследований с шагом от 50 до 1000 м было выявлено, что данный метод позволяет решать различные задачи от региональной оценки нефтеносности территории до уточнения контура нефтенасыщенного коллектора и корректировки мест заложения кустов эксплуатационных скважин.

Применяемые в настоящее время методы геохимических поисков по своему содержанию являются пассивными методами диагностики. Метод

регистрации усиления миграции УВ при контролируемом сейсмическом воздействии на геологическую среду относится к активным методам и открывает новое направление в данной области, что позволяет существенно повысить чувствительность геохимических съемок и исключить искажающее влияние условий миграции и накопления УВ в современных осадках. Метод апробирован при проведении многократных геохимических съемок при бурении глубоких скважин, а также совместно с сейсморазведочными работами с использованием взрывных и вибрационных источников возбуждения. Практическая реализация метода в обоих случаях показала его перспективность и целесообразность дальнейшего развития.

Проведена глубокая модернизация методики геохимической съемки, в рамках которой объединен ряд технологических решений, направленных на повышение достоверности получаемых результатов. Методами математического и статистического анализа материалов геохимических съемок, режимных измерений и полевых экспериментов исключается влияние природных и антропогенных факторов на поля концентраций исследуемых параметров.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Старобинец И.С. Формирование аномальных геохимических полей на непродуктивных площадях и критерии их поисковой оценки // Геология нефти и газа. - 1992. №3. - С. 40-43.

2. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. - М.: Недра, 1986. - 200с.

3. Курчиков А.Р., Белоносов А.Ю., Тимшанов Р.И. Динамика концентраций ароматических углеводородов С6-С8 в приповерхностных средах в связи с прямыми геохимическими поисками залежей нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. №4. - С.44-48.

4. Курчиков А.Р., Белоносов А.Ю., Тимшанов Р.И. Метод временной вариации параметров при сборе, обработке и интерпретации геохимико-геофизических данных на стадии подготовки объектов к поисковому бурению // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. VII научно-практическая конференция. Том 2. - Ханты-Мансийск, 2004. С.187-199.

© А.Р. Курчиков, А.Ю. Белоносов, Р.И. Тимшанов, О.С. Мартынов, С.А. Шешуков, А.Е. Кудрявцев, 2012