29 Природа нефтей Томской области

На территории ТО и З.Сибири в целом выделяется три основные нефтематеринские породы и соответствующие им 3 генетических типа нефтей

1) Доюрский комплекс

Нефти, генерированные НМП PZ сосредоточены с ловушках самого коренного PZ, коре выветривания, иногда при отсутствии экранов они мигрируют в вышележащие отложения J₁, J₂, J₃ до пласта Ю1. ОВ претерпело сильное термическое воздействие и способно генерировать только сухой газ.

Нефти, залегающие в доюрских коллекторах, распадаются на 2 большие группы. Одна из них была генерирована морским ОВ, поэтому состав биомаркеров этих нефтей несет в себе отпечатки морских биопродуцентов, отношение П/Ф<2 (1-1,5). Довольно часто нефти генерированные этим ОВ образуют залежи в отложениях нижней и средней юры (Калиновое, Нижне-Табаганское), а иногда даже в пласте Ю1 (Кулгинское). Вторая группа нефтей была генерирована неморским ОВ главным образом нижнеюрских пород.

2) Нижнесреднеюрский комплекс. Большинство залежей нефтей этого комплекса сингенетично вмещающим отложениям. Они были генерированы неморским ОВ. Достаточно низкий генерационный потенциал этого ОВ и плохие коллектора явились основными причинами отсутствия крупных залежей в пределах комплекса. Залежи сосредоточены в основном в породах коры выветривания и в пластах от Ю₁₇ до Ю _1, ( В- Салатское, Ю-Мыльджинское), но иногда по системе разломов они ушли в мел и находятся в пластах группы Б (Рыбальное, Майское).

3) Верхнеюрский комплекс. Подавляющее число залежей пластов Ю1 было генерировано баженовской свитой, которая явилась источников УВ, как для горизонта Ю1, так и для мелового комплекса. На это указывает весь комплекс их молеулярных параметров. Вариации в составе и свойствах залежей этих нефтей обусловлены фациальной неоднородностью баженовской свиты, различным катагенезом ОВ, условиями миграции, а также процессами преобразования нефтей в залежи.

30 Прикладное использование геохимических методов

В нефтяной геохимии существует два основных направления:

- «Региональная геохимия»- является важнейшей частью при

оценке перспектив нефтегазоносности территорий (моделирование истории бассейна с использованием программ Temis, Petromod и др.) и планировании геологоразведочных работ (ГРР). При наличии корректных исходных данных этот подход позволяет существенно снизить риски при ведении ГРР.

- «Геохимия резервуара» -изучает пласт, залежь, месторождение. При этом решаются след задачи:

-Уточнение геологического строения месторождения - это выявление наличия изолированных блоков и участков гидродинамически не связанных друг с другом, что достигается в результате анализа изменения состава и свойств в пределах резервуара.

-Определение условий формирования и разрушения залежи. Задача решается путем детального анализа (группового, молекулярного, атомного и изотопного состава флюида. Это позволяет проводить корреляцию с нефтематеринскими породами и определять механизм, направление и расстояние миграции. Выявление закономерностей изменения состава в пределах резервуара позволяет обосновать их природу (водная или газовая промывка, биодеградация, метаногенез) и, таким образом, повысить достоверность оценки и мониторинга запасов, а также увеличить эффективность управления разработкой.

-Определение наличия или отсутствия межпластовых перетоков. В составе жидкой или газовой составляющей всегда можно найти параметры состава, которые будут резко отличать пластовый флюид одного пласта от другого. Поэтому геохимические исследования являются надежным инструментом выявления перетоков флюидов в процессе испытания, эксплуатации или проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ).

-Раздел продукции при совместной эксплуатации пластов.

Возможности современной аналитической техники сегодня таковы, что позволяют при одинаковых физико-химических свойствах нефтей, на молекулярном, атомном и изотопном уровнях выявить между ними различие. Это обстоятельство может быть использовано для раздела продукции при совместной эксплуатации разных пластов.