VIP Studio ИНФО Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов

В  основе геохимических методов исследований при поисках, разведке и освоении УВ-скоплений лежит биогенная, или осадочно-миграционная (по Н.Б.Вассоевичу), теория происхождения нафтидов (нефти и всех ее природных производных).

В становление этой теории, наряду с исследователями других стран, огромный вклад внесли известные российские ученые: Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский, В.А.Соколов, О.А.Радченко, В.В.Вебер, К.Ф.Родионова, М.К.Калинко, С.Г.Неручев, А.Э.Конторович, Е.С.Ларская и многие другие.

К середине XX в. теория биогенного нафтидогенеза получила широкое признание и практическое применение в мире. Она стала научной основой геолого-разведочных работ на нефть и газ. Как писал Н.Б.Вассоевич в 1967 г. “…правильная научно обоснованная оценка перспектив нефтегазоносности территорий и акваторий немыслима без учета требований, предъявляемых осадочно-миграционной теорией происхождения нефти”.

Состоятельность теории была многократно подтверждена крупными открытиями, в том числе новых нефтегазоносных провинций мира во второй половине ХХ в., которым способствовали прогнозы, основанные на этой теории (Калинко М.К., 1990; Конторович А.Э., 1998).

При анализе достижений органической геохимии к началу ХХI в. всеми исследователями отмечается ее бурное развитие в последней четверти XX в., стимулируемое увеличивающейся потребностью в источниках энергии при все усложняющихся условиях поисков скоплений УВ. Огромную роль в развитии геохимии сыграли достижения в области аналитической и электронно-вычислительной техники.

В рассматриваемый период в практику геохимических исследований широко внедряется экспрессный высокоинформативный метод изучения ОВ пород – Рок-Эвал.

Широкое развитие приобрели исследования молекулярного и изотопного составов нефтей и битумоидов с помощью капиллярной газовой хроматографии и хроматомасс-спектрометрии (биомаркерный анализ) в сочетании с изотопией.

Наряду с совершенствованием теории биогенного нафтидогенеза на основании накопленных фактических данных, все большую роль стало приобретать моделирование процессов образования и накопления нефти и газа, что увеличило прогнозные возможности геохимии.

Благодаря появлению высокоразрешающей аналитической техники был разработан целый ряд эффективных геохимических методов, предназначенных для решения локальных поисковых и оценочных задач, а также мониторинга процессов разработки месторождений.

Достижения органической геохимии существенно повысили ее роль в общем комплексе геолого-разведочных работ на нефть и газ в зарубежной практике и значительно расширили аспекты практического применения – геохимия стала обязательным элементом исследований при прогнозе, поисках, разведке и разработке месторождений [4].

Развитие отечественной органической геохимии в рассматриваемый период тормозилось неудовлетворительным техническим оснащением проводимых исследований. Отдельные прогрессивные геохимические методы стали использоваться у нас лишь в последние годы и далеко не так широко, как следовало бы, учитывая их возможности. Недооценка методов геохимии как мощного инструмента прогноза нефтегазоносности привела к резкому сокращению ее практического применения, изолированности от остальных видов геолого-геофизических работ на нефть и газ, оживлению интереса к гипотезам абиогенного происхождения нефти, укоренению представления об отсутствии необходимости в систематических геохимических исследованиях, особенно в тех районах, где уже были открыты скопления УВ.

В тоже время, как показал анализ достижений органической геохимии за последние 20-25 лет, недоучет геохимических критериев при работах на нефть и газ в ряде случаев является основной причиной получения отрицательных результатов и, наоборот, использование относительно недорогих геохимических методов при прогнозе, поисках, разведке и разработке месторождений существенно снижает степень рисков проводимых работ [4].

Одним из современных видов применения геохимических исследований при региональных работах на нефть и газ является технология моделирования генерационно-аккумуляционных УВ-систем [5]. Модель системы охватывает очаг генерации УВ, все связанные с ним нефти и газы, все геологические элементы (материнские толщи, породы-коллекторы, покрышки, перекрывающие породы) и процессы (образование ловушек, генерация, миграция, аккумуляция УВ), обусловливающие возможность образования скоплений УВ. Технология моделирования УВ-систем включает определение времени генерации, миграции и аккумуляции УВ, а также оценку условий сохранности залежей.

Все перечисленные элементы и процессы, охватываемые этой технологией, по отдельности давно уже были предметом изучения органической геохимии, в том числе и у нас в стране. К достижению рассматриваемой технологии относится интегрирование разных видов геологических, геофизических и геохимических исследований в единый комплекс, поскольку только всесторонний анализ проблемы образования и сохранения залежей может дать обоснованный прогноз нефтегазоносности.

К задачам геохимии в общем комплексе работ относятся:

• выделение и картирование зрелых материнских толщ, очагов генерации УВ и подсчет объема генерированных и эмигрировавших УВ, что необходимо для обоснованного прогноза масштабов возможного нефте- и газонакопления в изучаемом регионе;
• корреляция нефтей (или газов) с конкретными материнскими толщами и очагами генерации; установленные корреляции позволяют определить пространственную протяженность системы и проследить пути миграции УВ, что, в свою очередь, может служить критерием прогноза продуктивности ловушек в зависимости от их положения относительно миграционных путей УВ;
• реконструкция динамики процессов нефтегазообразования и определение времени интенсивной генерации и эмиграции УВ на основании моделирования истории погружения и прогрева отложений, что в сочетании с информацией о времени образования ловушек позволяет оптимизировать поиски новых скоплений;
• анализ влияния вторичных преобразований на состав нефтей, позволяющий оценить условия сохранности залежей.

Для картирования материнских толщ используются геохимические разрезы скважин, построенные по результатам изучения керна (шлама) с учетом данных ГИС. В настоящее время основным аналитическим методом, применяемым для составления геохимических разрезов, является метод Рок-Эвал, позволяющий быстро проанализировать большое число образцов, что значительно повышает надежность выделения, картирования и оценки генерационного потенциала материнских толщ. Пример фрагмента геохимического разреза скважины, составленного по результатам исследований ВНИГНИ по Мелекесской впадине, приведен на рис. 1. В случае отсутствия образцов пород концентрацию Сорг и другие материнские характеристики отложений можно спрогнозировать, используя данные ГИС и установленные корреляции между геохимическими и литологическими типами пород в изученном интервале разреза. В частности, на рис. 1 из-за отсутствия керна наличие очень хороших материнских пород в интервале 1970-2040 м было спрогнозировано до проведения анализов. Выполненные позже исследования специально подобранной коллекции шлама из этого интервала полностью подтвердили сделанный ра­нее прогноз.

Для картирования нефтегазоматеринских толщ в малоизученных зонах используется геологическая модель, позволяющая прогнозировать их распространение в районах, где отсутствуют данные по скважинам. Для прогноза распространения материнских пород в средне-­верхнефранской карбонатной формации Мелекесской впадины использована седиментационная модель формации, построенная по технологии Н.К.Фортунатовой и др. (2000). Эта технология позволяет количественно прогнозировать соотношение различных литогенетических типов отложений в изучаемом комплексе, в том числе и нефтематеринских, которыми в данном случае являются глинистые отложения. В соответствии с рассматриваемой моделью и результатами анализа корреляций между геохимическими параметрами и литогенетическими типами пород в изученных разрезах  область распространения наиболее богатых материнских толщ прогнозируется в зоне преимущественного развития депрессионных отложений (рис. 2, таблица).

В этой зоне 50-60 % разреза приходится на карбонатно-глинистые пласты, к которым относятся отложения с содержанием глинистого нерастворимого остатка (НОП) > 50 %. Богатые материнские породы, но с меньшей долей разновидностей самых высоких по продуктивности категорий, прогнозируются в зонах, где преобладают отложения нижней части склона. Здесь доля глинисто-карбонатных и карбонатно-глинистых пластов составляет около 50 % разреза, при этом к таким пластам относятся отложения с НОП > 30 %. В зоне с преобладанием отложений верхней части склона вероятнее всего наличие средних по продуктивности (удовлетворительных) и бедных материнских пород. Содержание глинистых пластов в рассматриваемой зоне составляет 10-30 %. К ним относятся глинисто-карбонатные отложения с НОП 20-40 %. В зонах развития рифовых и тыловых отложений возможно наличие лишь отдельных маломощных пропластков материнских пород. Очаг активной генерации УВ выделен на основании определения зрелости ОВ по Rо, Тmax пиролиза, биомаркерным показателям. Этот прогноз, осуществленный по результатам геохимического и литологического изучения керна (шлама) трех скважин (Трудолюбовская, Кук­морская, Турмышская), позже был подтвержден данными по Алькеевской и Кузнечихинской скважинам (см. рис. 2).

Рис. 2. КАРТА ПРОГНОЗА РАСПРОСТРАНЕНИЯ И ПРОДУКТИВНОСТИ СРЕДНЕ-ВЕРХНЕФРАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩИ НА ОСНОВЕ ОБЪЕМНОЙ МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ КОМПЛЕКСА (по Н.К.Фортунатовой, А.Г.Швец-Тэнэта-Гурию) Седиментационные зоны: область преобладания карбонатной подформации: 1 – отложений закрытого шельфа и прибрежных лагун, 2 – отложений барьерной рифовой системы; область преобладания карбонатно-глинистой подформации: 3 –   отложений верхней части склона (преимущественно карбонатный разрез), 4 – отложений нижней части склона (карбонатно-глинистый разрез), 5 – отложений верхней части склона, перекрытых конусами выноса песчано-глинистых отложений услонской свиты, 6 – депрессионных отложений (преимущественно глинистый разрез); 7 – содержание материнских пород в составе средне-верхнефранской толщи, %; категории материнских пород по генерационному потенциалу (по К.Е.Peters и др.): 8 – очень хорошие и отличные, 9 – хорошие и очень хорошие, 10 – средние (удовлетворительные); 11 – граница распространения средне-верхнефранской нефтематеринской толщи; 12 – основной очаг генерации УВ (зона распространения зрелых пород); 13 – геохимически изученные скважины: а – на которых основан прогноз, б – подтвердившие сделанный ранее прогноз; 14 – границы основных тектонических элементов; 15 – административные границы

Важнейшими элементами работ по созданию моделей УВ-систем в конкретных регионах являются генетическая типизация нефтей (или газов) и их корреляция с вероятными материнскими породами. Установленные на основании сравнения нефтей и битумоидов пород связи служат основой картирования генерационно-аккумуляционной УВ-системы и количественных оценок масштабов генерации – аккумуляции. Они позволяют проследить пути миграции УВ, что, в свою очередь, служит критерием прогноза продуктивности ловушек в зависимости от их положения относительно очагов генерации и миграционных путей УВ.

Геохимические исследования в области генетических корреляций нефтей проводятся не один десяток лет, постоянно совершенствуясь. За последнее время, благодаря развитию аналитической и интерпретационной техники, а также интегрированию геохимии в общий комплекс геолого-геофизических исследований, они претерпели радикальные изменения.

В настоящее время для корреляций наиболее информативными считаются молекулярные биомаркерные показатели и изотопный состав углерода разных классов соединений в нефтях и битумоидах. Для обработки и интерпретации комплекса аналитических данных, включающего большое число показателей, используются различные статистические методы, а также графические приемы, позволяющие наглядно отобразить дифференциацию или сходство нефтей (битумоидов) по тем или иным показателям. На рис. 3 показан пример проведенной во ВНИГНИ типизации нефтей севера Тимано-Печорской провинции по комплексу показателей, включающему 20 биомаркерных параметров, с использованием кластерного анализа. На рис. 4 дан пример диаграммы, иллюстрирующей различие нефтей из разновозрастных продуктивных комплексов Южно-Татарского свода по характеру связи между двумя биомаркерными параметрами. Здесь же показано сходство между одной из выделенных групп нефтей с битумоидами средне-верхнефранской материнкой толщи (см. рис. 2), что свидетельствует о принадлежности тех и других к единой генерационно-аккумуляционной УВ-системе.

Однако, несмотря на высокую информативность существующих геохимических технологий, заключение о генерационных источниках нефтей может быть надежным лишь в том случае, когда геохимические результаты согласуются со всеми известными особенностями геологии изучаемого района. Современные геохимические корреляционные исследования позволяют не только установить генетическую связь нефтей с теми или иными уже известными очагами генерации УВ, но и предсказать наличие еще невыявленных очагов и скорректировать существующую геологическую модель. В работе [4] приведен яркий пример того, как на основании корреляций нефть – нефть, нефть – материнские толщи в сочетании с данными секвентной стратиграфии была создана новая седиментационная модель для старого нефтегазоносного бассейна (дельты Махакам в Индонезии). Эта модель позволила выделить неизвестный ранее очаг генерации УВ и новую УВ-систему в глубоководной части шельфа, что увенчалось открытием залежей нефти в этой части бассейна, ранее считавшейся бесперспективной.

После того как очаг генерации нефтей установлен, возникает возможность определения времени активной генерации и миграции УВ на основании моделирования истории погружения и прогрева отложений. Пример 1D-моделирования с использованием данных по одной из изученных скважин в Мелекесской впадине приведен на рис. 5, где видно, когда средне-верхнефранская материнская толща достигла главной зоны нефтеобразования и в течение какого времени находилась в этой зоне. В последние годы для прогноза динамики процессов генерации, эмиграции, миграции и аккумуляции УВ, а также для раздельного прогноза нефте- и газоносности все более широкое применение приобретает 3D-бассейновое моделирование, калиброванное на основании замеренных в изученных скважинах параметров зрелости ОВ, таких как Rо или геотермических градиентов. Важными для создания адекватной модели генерации УВ показателями являются также тип и кинетические параметры керогена [4].

Достижения в области разработки высокочувствительной аналитической техники способствовали появлению в 1980-1990 гг. новых видов геохимических исследований донных отложений морей не только с целью прямых поисков залежей УВ на глубине, но и для моделирования генерационно-аккумуляционных УВ-систем в акваториях на основании изучения выходов нефтей. Появление приборов, позволяющих анализировать УВ при очень низких их концентрациях в осадках (до 1 ppb), дало возможность наряду с газами проводить исследования высокомолекулярных УВ. В результате работ по многим акваториальным районам был разработан стандартный комплекс геохимических исследований придонных отложений, включающий, кроме изучения газов, метод суммарной сканируемой флюоресценции (TSF), газохроматографические (ГХ) и газохроматографические масс-спектрометрические (ГХ-МС) исследования экстрактов из донных отложений [1].

Возможность использования этих методов для прогноза нефтегазоносности обусловливается тем, что УВ, сингенетичные молодым осадкам, по составу и распределению отдельных компонентов кардинальным образом отличаются от “термогенных” УВ, генерированных зрелыми материнскими породами. Поэтому обнаружение последних в осадках может служить признаком наличия залежей на глубине.

Относительно простой и высокопроизводительный метод TSF дает быструю полуколичественную оценку суммарного содержания типичных для нефтей или газоконденсатов ароматических УВ в осадках, которых в незрелом ОВ содержится очень мало. Этот метод используется как массовый сканирующий для выявления аномалий, которые могут быть связаны с наличием мигрировавших с глубины термогенных ароматических УВ.

Газохроматографические исследования позволяют идентифицировать УВ, мигрировавшие из зрелых материнских пород или залежей на глубине, по характеру распределения н-алканов, резко отличному от распределения в собственном ОВ молодых осадков.

Аномальные образцы битумоидов, выделенные на основании исследований методами TSF и ГХ, анализируются методом ГХ-МС (биомаркерный анализ) для подтверждения присутствия в осадках мигрировавших с глубины УВ, определения характеристик материнских пород (литологии, типа и зрелости ОВ и др.), с которыми они генетически связаны, а также для корреляции нефтепроявлений в донных отложениях по биомаркерам с нефтями открытых залежей. Описанный комплекс геохимических исследований позволяет осуществлять как прямой прогноз отдельных УВ-скоплений на глубине, так и создание моделей генерационно-аккумуляционных УВ-сис­тем в акваториях до начала бурения для снижения риска поисковых работ [1, 4].

В последнее время геохимия УВ в сочетании с геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями находит все более широкое применение при решении целого ряда практических задач, связанных с разведкой, оценкой и разработкой нефтяных и газоконденсатных месторождений. Этот вид геохимических исследований выделяется в самостоятельное направление, именуемое резервуарной геохимией.

К числу задач, решаемых с помощью резервуарной геохимии, относятся: определение протяженности резервуаров; корреляция продуктивных пластов; определение экранирующей или флюидопроводящей роли разломов; идентификация работающего пласта при испытании скважин в процессе бурения; определение доли отдельных промысловых объектов в суммарной продукции скважин и др.

Для этих целей наиболее часто используется анализ вариаций индивидуального УВ-состава нефтей и конденсатов, определяемого с помощью ГХ- или ГХ-МС-исследований. В основе существующих геохимических методов лежит закономерность, установленная на многих месторождениях. Она заключается в том, что различия нефтей в пределах месторождения по параметрам УВ-состава, как правило, вызваны разобщенностью резервуаров или отдельных участков сложнопостроенного резервуара, что препятствует перемешиванию флюидов. В едином резервуаре таких различий не наблюдается. Использование относительно простых и недорогих геохимических методов помогает выявлять особенности строения резервуаров, контролировать процессы испытания и эксплуатации скважин, тем самым оптимизируя разведку и разработку месторождений.

Для корреляции нефтей и конденсатов обычно используется набор параметров, представляющих собой отношение высот выбранных пар хроматографических пиков, соответствующих как идентифицированным [2], так и неидентифицированным УВ, – метод “отпечатков пальцев” [3]. Результаты ГХ-исследований представляются в виде кластерных дендрограмм (при большом числе образцов) или звездных диаграмм, наглядно иллюстрирующих сходство или различия нефтей и конденсатов. Принцип метода показан на рис. 6 на примере изученных нами нефтей из пластов группы БУ Уренгойского месторождения. Приведем ряд примеров, показывающих возможности геохимии УВ при изучении локальных объектов.

На рис. 7 приведены звездные диаграммы конденсатов из разных районов распространения пласта Ач15 Восточно-Уренгойской зоны. Пласт характеризуется сложным внутренним строением, наличием разделяющих его глинистых прослоев, которые на локальных участках опесчаниваются, что затрудняет решение вопроса о вертикальной и латеральной сообщаемости пласта (Брехунцов А.М. и др, 1999). Выполненные нами ГХ-исследования конденсатов показали их сходство в одноименных пластах, Ач151 и Ач153 (в пределах изученной части месторождения) и явные различия в составе конденсатов из разных пластов, что свидетельствует об отсутствии флюидосообщаемости рассмотренных объектов.

На рис. 8 показаны результаты проведенных во ВНИГНИ анализов нефтей пермокаменноугольной залежи на одном из месторождений в Тимано-Печорской НГП. На основании литолого-фациальных исследований установлены значительные различия в строении карбонатного резервуара в разных зонах залежи. В восточной части залежи (зона А) он относительно однороден, а в западной (Б) характеризуется сильной латеральной и вертикальной изменчивостью, связанной с наличием большого числа глинистых пластов в карбонатном резервуаре. Целью геохимических исследований было получение информации о флюидосообщаемости пород-коллекторов в пределах залежи. Для этого было исследовано несколько десятков образцов нефтей из разных зон залежи. Полученные результаты показали идентичность звездных диаграмм всех изученных нефтей из зоны А и многих образцов из зоны Б (тип I), что свидетельствует о хорошей вертикальной и латеральной флюидосообщаемости пород-коллекторов в пределах большей части залежи. Наряду с этим, в ряде скважин из зоны Б получены нефти, заметно отличающиеся от основной массы образцов по конфигурации звездных диаграмм (тип II). Наблюдаемая “аномальность” состава нефтей дает основание предполагать наличие в пределах пермокарбонового резервуара отдельных изолированных участков, которые необходимо локализовать для рационализации разработки залежи.

При изучении одного из месторождений в Тимано-Печорской провинции метод был применен для выяснения флюидосообщаемости резервуаров в глинисто-карбонатном комплексе нижнего девона. Из-за отсутствия проб нефтей (конденсатов) анализировались хлороформенные экстракты (битумоиды) из нефтенасыщенных пластов – более 30 образцов. В результате выполненных исследований установлено, что битумоиды из разных пластов в разрезе одной и той же скважины заметно различаются между собой по конфигурации звезд. В то же время звездные диаграммы битумоидов одного и того же пласта в разрезах разных скважин очень похожи между собой (рис. 9). Это свидетельствует о лучшей латеральной (по сравнению с вертикальной) флюидосообщаемости карбонатных пластов в пределах объекта.

В целом исследования с использованием рассмотренного метода, проводимые во ВНИГНИ более 10 лет, полностью согласуются с мировым опытом, показавшим его высокую информативность для решения многочисленных практических задач, возникающих на стадии разведки и разработки месторождений.

ВЫВОДЫ

Современный уровень развития органической геохимии обеспечивает возможность эффективного применения геохимических методов исследований на всех этапах и стадиях поисково-разведочных работ для обеспечения прироста запасов УВ-сырья. Эти методы высокоинформативны и при разработке месторождений.

Эффективность геохимических методов исследований обусловливается тем, что они (и только они) учитывают широкий комплекс генетических факторов, контролирующих образование месторождений – от очага генерации до ловушки.

Залогом успешного применения геохимических методов (кроме наличия современной аналитической техники) является их интегрирование с другими видами геологических и геофизических исследований. Геохимические исследования должны быть обязательным элементом общего комплекса работ по поискам, разведке и разработке месторождений УВ. Это касается не только новых, но и старых промысловых районов, накопление информации по которым может привести к пересмотру ранее созданных геолого-геохимических моделей и новым открытиям.

Учитывая мировой опыт, а также то обстоятельство, что исследования в области органической геохимии относительно недороги, представляется целесообразным широкое внедрение геохимических методов в общий комплекс работ на нефть и газ в регионах России, где в настоящее время они используются очень мало и часто изолированы от других видов исследований.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Brooks J.M. Offshore surface geochemical exploration / J.M.Brooks, M.C.Kennicutt // Oil & Gas Joumal. – 1986.– Oct. 20.
2. Halpern H.I. Development and Applications of Light-Hydrocarbon-Based Star Diagrams // AAPG Bulletin. – 1995. – Vol. 79. – № 6.
3. Kaufman R.L. A new technique for the analysis of commingled oils and applications to production allocation calculations: Proceedings of the Sixteenth Annual Convention of tne Indonesian Petroleum Association, Indonesian Petroleum Association / R.L.Kaufman, A.S.Ahmed, W.B.Hempkins. – 1987.
4. Peters K.E. Applications of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management / K.E.Peters, M.G.Fowler // Organic Geochemistry. – 2002. – Vol. 33.
5. The petroleum system-from source to trap / Eds.: L.B.Magoon, W.G.Dow // AAPG Memoir 60. – 1994.

©  М.В. Дахнова, Журнал “Геология Нефти и Газа” – 2007-2.