Коэффициент вариации распределения радиоактивных элементов

в различных частях нефтегазоносных площадей, %

Более четко неоднородности строения радиогеохимического поля, вызванные влиянием УВ-залежей, просматриваются при анализе основных компонентов комплексного радиогеохимического показателя - Th/U, интенсивности перераспределения естественных радионуклидов и интенсивности термолюминесценции.

Существование зон, характеризующихся аномальными значениями Th/U, по всей видимости, связано с резкими изменениями физико-химических параметров среды, произошедшими в результате эпигенетического воздействия мигрирующих из залежи жидких и газообразных компонентов. Изменение окислительно-восстановительных обстановок в свою очередь послужило причиной перераспределения урана.

Выявленные зоны высокой интенсивности перераспределения естественных радионуклидов, пространственно совпадающие с полями аномальных значений Th/U, так­же подтверждают существование геохимических барьеров и, очевидно, фиксируют структуры, вмещающие залежи УВ.

Фиксируемые в пределах нефтегазоносных площадей оси, относительно которых наблюдается радиогеохимическая зональность, трассируют на поверхности положение глубинных нефтегазоносных структур. Выделенные на основании комплексного радиогеохимического показателя прогнозные участки предполагаемой нефтегазоносности с высокой степенью достоверности контролируют положение УВ-залежей.

На Западно-Полуденной площади в область выделяемых радиогео­химических аномалий (рис. 41, А ) по­падает 91,7 % разведочных скважин, вскрывших УВ залежи, из которых 45,4 % находятся в контуре участка с высокими перспективами нефтегазоносности. В пределах участков с высокими и средними перспективами нефтегазоносности отсутствуют разведочные скважины, не давшие притока нефти.

Рис. 41. Прогнозная схема нефтегазоносности по данным радиогеохимического картирования площадей:

А – Западно-Полуденной, Б – Северо-Васюганской, В – Мыльджинской; 1 - перспективность нефтегазоносности: а - высокая, б - средняя, в - низкая; 2 - газо- (а) и водонефтяной (б) контакты по данным геолого-геофизических исследований; 3 - разведочная скважина и ее номер; 4 - точка комплексного радиогеохимического исследования

На Северо-Васюганской площади практически все разведочные скважины, давшие промышленный приток УВ (исключение составляет одна скважина), находятся внутри контуров участков с высокими и средними перспективами нефтегазоносности. При этом большинство скважин, вскрывших пласт с максимальной мощностью эффективной газонасыщенности, расположены в пределах участков с высокими перспективами нефтегазоносности (см. рис. 41, Б).

Все разведочные скважины на Мыльджинской площади, давшие притоки УВ, находятся в контуре выделяемой радиогеохимической аномалии, причем 69,2 % из них приходится на участок с высокими перспективами нефтегазоносности (см. рис. 41, В).

Все изученные нефтегазоносные структуры отбились показателями Th/U, интенсивности перераспределения естественных радионуклидов, интенсивности термолюминесценции, а также комплексным радиогеохимическим показателем.

Рис. 42. Характер изменения комплексных радиогеохимических показателей по профилю Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения:

1 - продуктивный пласт Ю₁; 2 - кора выветривания; 3 - палеозойский фундамент; В - отражающий горизонт; ИТЛ - интенсивность термолюминесиениии; КРП - комплексный радиогеохимический показатель

На значения радиогеохимических показателей Западно-Полуденного и Мыльджинского месторождений, имеющих сложное, многоуровневое строение, в той или иной мере оказывают влияние все существующие нефтегазоносные пласты с доминирующей ролью продуктивных горизонтов верхней части разреза. Определение числа и качества нефтегазоносных пластов на данном этапе исследований затруднено. Тем не менее при анализе результатов комплексного радиогеохимического картирования в пределах Северо-Васюганской площади, имеющей более простое геологическое строение, были выявлены зависимости между значениями радиогеохимических показателей и некоторыми характеристиками продуктивного пласта (рис. 42). Так довольно высокие коррелятивные связи между глубиной залегания (r = 0,85), эффективной газонасыщенностью продуктивного пласта (r = 0,34) и значениями комплексного радиогеохимического показателя.

Данные исследования проводились в пределах месторождений, связанных с ан­тиклинальными структурами. Учитывая эпигенетическую природу радиогеохимических аномалий, формирующихся над местами локализа­ции УВ залежей, можно говорить, что по значениям радиоактивной производной будут фиксироваться также литологически и тектонически экранированные нефтегазоносные залежи.

Таким образом, полученные результаты радиогеохимических исследований в пределах изученных площадей позволяют говорить о целесообразности применения методов радиогеохимии при прогнозировании и поисках нефтегазовых месторождений в комплексе с опережающими методами структурной геофизики.

ГЛАВА 5. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОСТРОЕНИЯ НА РЕГИОНАЛЬНОМ ЭТАПЕ ИССЛЕДОВАНИЙ [5, 16]

На региональном уровне исследований рекомендуется составление следующих графических геохимических приложений.

1. Составление литолого-геохимических разрезов конкретных скважин с нанесением максимальной геолого-геохимической информации.

Обязательными параметрами являются следующие: содержание ОВ (С_орг), битумоидов (хлороформенного экстракта - ХБ и спирто-бензольного - СББ), типов битуминозных структур и текстур, степени битуминизации ОВ - коэффициент в, параметров - показателей катагенеза (например, данных пиролиза), данных о составе битумоида, керогена и т.д. Пример такого опорного геохимического разреза приведен нарис. 43.

2. Составление сводного литолого-геохимического разреза.

3. Построение карт распределения геохимических параметров по отдельным горизонтам. Составлению таких карт должно обязательно предшествовать геохимическое картирование, включающее построение карт распределения С_орг и некоторых других геохимических параметров: ХБ, битумоидного коэффициента в.

Рис. 43. Литолого-геохимический разрез юры и нижнего мела Тюменской сверхглубокой скважины (СГ-6)

Подобные карты можно составлять по результатам массовых определений С_орг, ХБ, обязательно сопровождая их результатами детальных литолого-геохимических исследований опорных разрезов.

В качестве объекта геохимического картирования обычно принимается литолого-стратиграфический комплекс (чаще всего свита). Выбор объекта определяют прежде всего задачи исследования (обычно это региональная нефтематеринская толща или покрышка), уровень исследования (бассейн, область, район, формация, часть формации).

1) карта распределения С_орг. В качестве основного картируемого параметра обычно берутся средневзвешенные содержания С_орг на свиту или формацию, рассчитанные по толщине различных типов пород и соответствующей концентрацией в них С_орг. При наличии большого количества определений по опорным разрезам средние концентрации С_орг устанавливаются методом скользящей средней. Эти карты целесообразно совмещать с картами распределения фаций, литофаций, песчанистости и др.(рис. 44).

Данные о генетическом типе ОВ наносятся на те же карты цветом, крапом или отдельным условным знаком. Обычно представляется возможным выделение хотя бы трех генетических типов рассеянного ОВ. Например, преимущественно сапропелевое, смешанное и преимущественно гумусовое (доля гумусовых компонентов составляет менее 10, 10-30, 30-50 и более 50%). При специальных исследованиях строят отдельные карты типов ОВ. Информацию о генетическом типе ОВ также наносят на палеогеографические и палеофациальные карты. При наличии представительной информации по результатам пиролиза в качестве картируемого параметра берутся значения ТОС, водородного индекса и др.

Рис. 44. Схематические карты распределения С_орг в нефтегазоматеринских горизонтах домезозойских отложений Сибирской платформы:

Границы: 1 - Сибирской платформы, 2 - мезозойских прогибов, 3 - распространения нефтематеринских отложений; 4 - области, где рассматриваемые отложения отсутствуют; 5 - зоны быстрого выклинивания отложений с высоким С_орг; 6 - линии равных плотностей масс С_орг, млн т/км²; 7 - шкала плотностей масс С_орг (дается в цвете)

2) карта распределения величины битумоидного коэффициента; в = ХБ/С_орг- 1000 мг/г, где в - доля ХБ в ОВ, является важным показателем нефтематеринского потенциала пород. Величина в зависит от количества ОВ, его ге­нетического типа, степени катагенетической преобразованности. Кроме того, на степень битуминизации влияют диагенетические особенностями преобразования ОВ, а также условия отдачи битуминозных компонентов. Карты распределения в строятся для выделенных литолого-стратиграфических комплексов в изолиниях.

3) карта катагенетической преобразованности рассеянного ОВ и вмещающих отложений. Установление степени катагенетической преобразованности ОВ и вмещающих пород обязательно для геохимических исследованй во время нефтепоисковых работ для точного выявления местоположения очага нефтеобразования, вычисления объема нефтематеринских пород, находящихся в очаге в определенные этапы геологической истории. Такие карты строятся для литолого-стратиграфических комплексов, нефтематеринских свит (рис. 45). Желательно, чтобы они были построены для тех подразделений, для которых есть информация о характере распределения ОВ и его генетическом типе, и строятся при помощи изореспленд (линий равных значений R° или R^а).

Рис. 45. Схема тектонического строения и катагенетической зональности пород Днепровско-Донецкой впадины на срезе -5000 м:

1 - граница области развития осадочных пород на глубине 5000 м; 2 - граница участков с различными стадиями катагенеза пород; 3 - субмеридиональные и субширотные зоны глубинных разломов; 4 - поперечные разломы; 5 - мантийные разломы; 6 - региональные разломы, ограничивающие впадину; 7 - изолинии мощности литосферы

При недостаточном количестве данных по отражательной способности витринита на карте-схеме выделяются области распространения отложений с различной степенью катагенетической преобразованности. Если катагенез отложений определялся по комплексу других показателей, то это оговаривается в легенде, например, по техническому анализу уг­лей, по физическим свойствам пород, по значениям Т_mах, по данным пиролиза, по данным о составе фенантренов (Rc). Катагенетические карты также составляются и по несколько другому принципу, например, наносятся данные о степени преобразованности OВ на определенном глубинном сре­зе (3, 4, 5 км) независимо от возраста. Построению предшествует составление катагенетических разрезов и профилей, графиков и т.д. Пример таких графиков зависимости различных показателей катагенеза приведен нарис. 46.

Рис. 46. Зависимость отражательной способности витринита от глубины (а) и температуры вмещающих пород

(б) в верхнепермских-мезозойских отложениях Западной Якутии

4) карты распределения нефтепродуктивности - количество жидких продуктов, эмигрировавших с 1 км² площади развития конкретной НМ толщи, а также общей нефтепродуктивности - количество жидких продуктов, эмигрировавших из всех НМ толщ бассейна или очага бассейна ( рис. 47).

4. Составление прогнозных карт распределения геологических ресурсов, определенных объемно-генетическим методом, всего бассейна (впадины, части бассейна и т.д.).

Рис. 47. Карты масштабов генерации и эмиграции нефти в нижне-среднепалеозойских и верхнепротерозойских отложениях Сибирской платформы:

Границы: 1 - платформы, 2 - мезозойских прогибов; области: 3 - отсутствия рассматриваемых отложений, 4 - предполагаемого довендского завершения катагенеза ОВ в рифейских отложениях; масштабы эмиграции (нефть в тыс.т на 1 км², газ - млн м³ на 1 км²): 5 - менее 50, 6 - 50-100, 7 - 100-200, 8 - 200-500, 9 - более 500

По результатам геологических реконструкций определяют историю формирования структур, изменение температуры недр во времени, время вступления нефтематеринских отложений в главную зону нефтеобразования. При погружении осадочных отложений происходит конверсия содержащегося в них керогена - превращение его в УВ нефти и газа. Количество и состав конечных продуктов превращения керогена в значительной степени зависят (кроме прочих факторов) от типа и количества исходного ОВ. Эффект созревания ОВ наблюдается по изменениям отражательной способности витринита, состава хемофоссилий, состава и структуры керогена и др.

Для количественного выражения изменений пользуются «индексами созревания», например: R° - показатель отражения витринита; соотношения биомаркеров; Т_mах - пик максимальной температуры при пиролизе образца породы и др. Коррелируя «индексы созревания» с реальными объектами, вычисляя результаты конверсии керогена, можно установить количество генерированных УВ, тип УВ скоплений, запасы

Список Литературы

1. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти и газа. - М.: Мир, 1981. - 501 с.

2. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. - М.: Мир, 1982. – 703 с.

3. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М., Наука, 1986. - 368 c.

4. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / Под ред. С.Г. Неручева. М.: Недра, 1986. - 247 с.

5. Структурные и историко-генетические построения при поисках нефти и газа / Б.А. Соколов и др. - М.: Изд-во МГУ, 1998. – 176 с.

1. Барташевич О.В., Зорькин Л.М., Зубайраев С.Л. и др. Геохи­мические методы поисков нефтяных и газовых месторожде­ний.-М.: Недра, 1980.- 220 с.
2. Organic Geochemistry Standard analytic procedure requirement and reporting guide. Statoil, 1988. – 35 с.
3. Моделирование нефтеобразования / Под ред. С.Г. Неручева,O.K. Ба­женовой, Н.В. Марасановой. - М.: Наука, 1992. 213с.
4. Бордовская М.В., Гаджи-Касумов А.С., Карцев А.А. Основы геохимии, геохимические методы поисков, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1989. – 245 с.
5. Померанец Л.И. Газовый каротаж. М: Недра, 1982 – 170 с.
6. Стадник Е.В., Дадашев Ф.Г., Фейзуллаев А.А. и др. Геохимические исследования при выборе и эксплуатации подземных объектов хранения газа // Геоло­гия нефти и газа, 1987, №3 С. 47-50.

12. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология М.: Недра, 1984. – 235 с.

1. Могилевский Г.А., Cтадник Е.В. Геомикробиопогическийи газогидрохимический методы поиска месторождений нефти игаза // Микробиол. пром-сть. – 1977. - № 3. - С. 16-19.
2. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология. М.: Недра, 1984. – 244 с.

15. Соболев И.О., Рихванов Л.П., Лященко Н.Г, Паровинчак М.С. Прогнозирование и поиски месторождений нефти и газа радиогеохимическими методами // Геология нефти и газа. - № 7-8. - 1999. - С. 19-25.

16. Сурков В.С., Серебренникова О.В., Казаков А.М. и др. Седиментогенез и геохимия нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири. – Новосибирск: Наука, 1999. – 212 с.