2. Геохимические методы оценки перспективности структур
Геохимические методы основаны на прямом обнаружении углеводородов, мигрирующих из залежей, исходя из их физико-химических свойств, а также на изучении изменений горных пород, подземных вод, почв и условий жизнедеятельности растительных и животных организмов, возникающих под влиянием углеводородов. Благодаря миграции углеводородов, растворенных в воде и находящихся в свободном состоянии, по системам трещин и разрывным нарушениям, латеральной фильтрации через пористые породы (эффузия), их диффузии через толщу покрывающих залежи пород над нефтяными и газовыми залежами образуются локальные геохимические поля, достигающие дневной поверхности и создающие геохимические аномалии. Наиболее надежными геохимическими признаками являются углеводородные газы, следы легких фракций нефти и битума 'нефтяного' происхождения в почвах, породах и подземных водах, концентрации которых превышают фоновые значения. В настоящее время применяют различные методы геохимических исследований: газовой съемки; битумно-люминесцентный; микробактериальный; окислительно-восстановительного потенциала; радиохимический; газовый каротаж.
Перечисленные методы исследований, которые могут производиться путем изучения газового, битумного, бактериального состава и других свойств пород и вод, выходящих на поверхность и получаемых на глубине из буровых скважин, разделяются на:
1) поверхностные площадные геохимические исследования (газовая съемка, битумная съемка, газобактериальная съемка и др.), которые обычно применяются при региональных работах в новых слабо изученных районах и площадных поисковых работах;
2) глубинные геохимические исследования (газокерновая съемка, газовый каротаж, битумный каротаж и др.), проводимые при бурении опорных, параметрических, структурных и поисковых скважин. При глубинных геохимических исследованиях выбираются опорные горизонты, из которых отбираются образцы пород, пробы воды. Практика глубинных геохимических исследований показывает, что наиболее устойчивые геохимические поля над залежами нефти и газа приурочены к верхним водонапорным горизонтам разреза на глубинах порядка 100-500 м.
Геохимические методы наиболее эффективны при применении их в комплексе с геологическими и геофизическими исследованиями. При этом особенно важен комплекс с сейсмическими работами, позволяющими получить более надежные геохимические данные из большого количества сейсмических скважин.
Газовая съемка. Газовая съемка предложена В. А. Соколовым в 1929-1930 гг. В настоящее время известны следующие виды газовой съемки:
по свободному газу;
по водно-растворимому газу;
по газу, сорбированному породой.
Метод газовой съемки заключается в изучении состава и распределения углеводородных газов на исследуемой площади в верхних слоях осадочных отложений, в водных источниках, колодцах и т. д. Пробы свободного газа, пробы пород или вод отбираются с глубин 1-4 м, а при повышенном газовом фоне - с глубин 6-10 м с последующим извлечением из них газов. По мере углубления газовые аномалии становятся более контрастными, поэтому при бурении большого числа сейсмических и структурных скважин желательно проводить «глубинную» газовую съемку по площади и по разрезу.
Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах. Для их обнаружения в 1940-1950 гг. использовалась газохроматографическая аппаратура, а в настоящее время применяются хроматографические газоанализаторы с плазменно-ионизационным детектором, дающие стабильные показания при чувствительности до 10-5-10-6% (В. А. Соколов, 1962).
Исследования показывают, что метан является прямым признаком нефтяного или газового месторождения. Он также является компонентом каменноугольных и «болотных» газов. Однако фоновая концентрация их в подпочвенном воздухе, по данным В. А. Соколова, чаще всего имеет величину порядка 10-4%. Тяжелые газообразные углеводороды Сз-С4 характерны только для нефтяных и газовых местоскоплений и являются основными показателями при интерпретации газовой съемки. Их фоновые значения не превышают величины 10-8%. Интерпретацию результатов газовой съемки необходимо проводить с учетом всех имеющихся сведений о геологическом строении района, его нефтегазоносности и истории геологического развития.
Съемка по газам, сорбированным породами коренных отложений, известна под названием газокерновой съемки. Главной особенностью съемки является отбор кернов из скважин глубиной 3-20 м с помощью специальных отборников. Затем газы извлекают из породы путем десорбции или вакуумом и определяют их количество и состав. Этот метод более точный, но и более трудоемкий по сравнению со съемкой по свободному газу. Его применение оказалось успешным на ряде площадей Туркмении, Саратовского Поволжья и др.
Бактериальный метод. С помощью этого метода обнаруживают геохимические аномалии, вызванные углеводородными газами, в пределах которых наблюдается повышенное содержание бактерий, избирательно окисляющих метан, пропан и другие углеводороды. Над чисто газовыми залежами обычно преобладают метанокисляющие бактерии, а газонефтяным залежам, как правило, соответствуют аномалии, представленные метан- и пропанокисляющими бактериями.
Для обнаружения бактерий производится стерильный отбор проб воды из родников, артезианских скважин (водно-бактериальная съемка), образцов почв, грунтов (грунтовая бактериальная съемка) из канав, расчисток, мелких скважин глубиной до 1-2 м, а в районах развития террас и аллювиальных отложений глубиной не менее 3-4 м. Образцы в герметической посуде отправляются для анализа в лабораторию.
Существуют манометрический и пластиночный способы изучения бактерий. При первом способе определенное количество грунта, породы в специальном приборе помещают в газовую смесь (40% метана или этана и 60% воздуха). Поддерживая постоянную температуру в приборе 30° в течение 30 дней, производят отсчеты поглощенного газа по манометру через каждые пять дней. При втором способе сухой порошок почв, пород порциями по 0,1 г распыляют на агар-агаре, покрывающем пластинку. Пластинка помещается в эксикатор на 20—30 дней с отмеченной выше газовой смесью, где поддерживается постоянная температура 30°. Метанокисляющие бактерии образуют на пластинке колонии в виде желто-коричневой пленки; бактерии, окисляющие пропан, образуют белую пленку. Вид бактерий определяется под микроскопом, а их количество — по толщине пленки.
Радиогеохимические методы. Метод радиометрической съемки для поисков нефтяных месторождений впервые был применен Л.Н. Богоявлинским и А.А. Ломакиным в 1926 г. в Майкопском нефтеносном районе. Использовав ионизационную камеру, они получили аномальное поле радиоактивности над нефтяной залежью, не связанной со структурой (шнурковая залежь).
Теоретические предпосылки возможности применения методов радиогеохимии при прогнозировании и поисках месторождений нефти и газа, сформулированные рядом российских и иностранных ученых (Х.Лаунберг, С.Хаддет, Л.Миллер, У.Кревс, Д.Пирсон, Д.Сикка, А.Ф.Алексеев, Р.П.Готтих и др.), основываются на теории вертикальной миграции УВ из залежей.
Продукты распада УВ — углекислый газ, вода, сероводород и другие мигрирующие в результате диффузии и фильтрации из залежи газы и воды — стимулируют эпигенетические процессы, приводящие к изменению физико-химических параметров среды, что выражается в преобразовании пород надпродуктивного комплекса, возникновении специфичных минеральных ассоциаций, нарушении окислительно-восстановительных обстановок и перераспределении некоторых химических элементов, в том числе радиоактивных.
Под воздействием эпигенетических процессов, вызванных влиянием УВ-залежей, над месторождениями нефти и газа на протяжении длительного геологического времени происходит формирование специфического радиогеохимического поля, характеризующегося своеобразными полями распределения общей радиоактивности, уровнями накопления радиоактивных элементов и характером их взаимосвязи.
Практика показывает, что радиационная производная (мощность экспозиционной дозы) над и вокруг залежей УВ варьирует в незначительном диапазоне по сравнению с фоновыми значениями. В свое время этот факт во многом обусловил ограничение применения радиогеохимических методов. Появление современной лабораторно-аналитической базы и измерительной аппаратуры, новых типов детекторов и методических приемов, позволяющих выявлять слабые изменения радиогеохимического поля, возродило интерес к применению радиогеохимических методов для прогнозирования и поисков месторождений нефти и газа.
Комплекс радиогеохимического картирования включает термолюминесцентную, радиометрическую и гамма-спектрометрическую съемки по поверхности. Плотность измерений выбирается согласно решаемым геологическим задачам, детальности исследований, масштабу объекта.
Методика термолюминесцентной радиометрической съемки разработана в Институте разведочной геофизики и геохимии (КНР)*. В качестве измерительных элементов применяются поликристаллические термолюминесцентные дозиметры (ТЛД) на основе LiF, позволяющие фиксировать суммарную составляющую радиоактивности (α, β, γ) и обладающие высокой чувствительностью. Применяемые для измерений ТЛД помещаются в водонепроницаемую упаковку. Для получения статистически достоверных результатов число дозиметров на точке измерений равно 10. Все дозиметры предварительно калибруются по чувствительности. Термолюминесцентные дозиметры на точках измерения устанавливаются на глубину 0,5-0,7 м. Время экспозиции измерительных элементов в среднем составляет 15-30 сут.
Гамма-спектрометрическая съемка проводится с применением полевых гамма-спектометров-концентрометров типа РКП-305М, РСП-101М. Измерения осуществляются в точках установки ТЛД с определением содержания К, U (по 226Ra), Th. Для статистической достоверности на каждой точке опробования производится троекратное измерение параметров.
Пункты исследований привязываются с помощью топографических карт и JPS-приемника. Ведется необходимая геологическая документация.
Полученные в результате радиогеохимической съемки данные проходят многоцелевую статистическую обработку. Значения интенсивности термолюминесценции градуируются и нормализуются. Строятся карты дозовых вариаций поля радиоактивности и распределения радиоактивных элементов, но, как правило, эти карты носят вспомогательный характер.
В качестве основных критериев при выделении прогнозных участков нефтегазоносности используются:
торий-урановое отношение (Th/U);
показатель интенсивности перераспределения естественных радионуклидов;
интенсивность термолюминесценции.
Построение прогнозных схем нефтегазоносности осуществляется по комплексному радиогеохимическому показателю, рассчитываемому по оригинальной методике. По степени перспективности нефтегазоносности выделяются три типа участков: с высокими, средними и низкими перспективами нефтегазоносности.
Результаты комплексного радиогеохимического картирования показывают, что радиогеохимическое поле в пределах исследованных нефтегазоносных структур имеет довольно ярко выраженные специфические особенности распределения анализируемых радиоэлементов и их интегрированного показателя — интенсивности термолюминесценции. Необходимо отметить, что поля анализируемых параметров каждого объекта при наличии ряда общих закономерностей в характере распределения радиогеохимических показателей имеют и отличительные особенности, что в каждом случае требует индивидуального подхода. Эти различия в значениях радиогеохимических показателей вызваны как размерами и глубиной залегания залежей, а соответственно, и степенью интенсивности эпигенетических преобразований пород надпродуктивного комплекса, так и литолого-ландшафтными особенностями территорий, тектоническим строением, гидродинамическим режимом подземных вод и другими факторами.
Поля концентраций радиоактивных элементов над нефтегазовыми месторождениями характеризуются высокой степенью дифференциации в распределении К, Th, U и имеют более сложное строение, чем за их границами.
В пределах исследованных площадей четко фиксируются оси, относительно которых намечается радиогеохимическая зональность. Учитывая довольно выдержанный литолого-фациальный состав подпочвенных геологических образований, можно с большой долей уверенности сказать, что строение радиогеохимического поля на участке локализации УВ-залежей в первую очередь обусловлено особенностями глубинного строения (в том числе тектонического) и проявленностью эпигенетических процессов (прежде всего окислительно-восстановительного характера). Тем не менее анализ только моноэлементных карт не позволяет с высокой степенью достоверности оконтуривать положение УВ-залежей.
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.
Наиболее контрастно области проявления наложенных процессов, связанных с воздействием нефтегазовых залежей, отражаются в полях интенсивности термолюминесценции.
Необходимо отметить, что линейные размеры выделяемых аномалий в некоторых случаях превосходят горизонтальные проекции залежей. Это связано с концентрацией элементов-индикаторов в горизонте опробования, определяемой интенсивностью окислительно-восстановительных реакций в зоне миграции УВ.
Учитывая эпигенетическую природу радиогеохимических аномалий, формирующихся над местами локализации УВ-залежей, можно говорить, что по значениям радиоактивной производной будут фиксироваться нефтегазоносные залежи любого типа (в том числе литологически и тектонически экранированные).
Выполненные исследования показали, что комплексное радиогеохимическое картирование с применением методов полевой термолюминесцентной радиометрии и гамма-спектрометрии позволяет с высокой степенью вероятности выявлять нефтегазоносные структуры.
Радиогеохимическое поле над нефтегазовыми месторождениями характеризуется высокой степенью неоднородности. Максимальные вариации содержаний анализируемых радиоэлементов и значений комплексных показателей в большинстве случаев фиксируются в пределах ГВК, ГНК, ВНК и областях локализации основных запасов УВ.
Анализ моноэлементных карт не позволяет четко выделять границы зон влияния УВ-залежей. Для обнаружения участков скоплений УВ с максимальной вероятностью их выявления (> 0,7) целесообразно применять комплексные радиогеохимические показатели, учитывающие поведение всех радиоэлементов.
При интерпретации результатов необходимо учитывать различные особенности ландшафтов (в частности, условия заболоченности и др.). Наличие локальных вариаций значений содержаний элементов и интенсивности термолюминесценции, совпадающих с профилями исследований, позволяет говорить о том, что в более крупном масштабе радиогеохимическое поле имеет более сложный характер. Локальные дифференциации значений различных показателей, на наш взгляд, вызваны неоднородностями строения залежи УВ и различной проницаемостью экранирующих пород. По-видимому, при проведении крупномасштабных работ 1:25 000 — 1:10000 возможен более локальный прогноз, более точное выделение ГВК, ГНК, ВНК и ориентировочное определение глубины залегания залежей.
Материалы радиогеохимического картирования показывают, что благоприятные предпосылки для получения положительных результатов существуют и в варианте аэрогамма-спектрометрической съемки, которая могла бы быть поставлена на стадии средне- и мелкомасштабных поисково-прогнозных работ.
Геоэлектрохимические методы. Исследования, ранее выполненные в различных регионах (Западная Сибирь, европейская часть России), показали возможность применения геоэлектрохимических методов для поисков нефтегазовых месторождений. Нефтегазовые месторождения выявляются по «наложенным» ореолам рассеяния химических элементов-индикаторов нефти, сформированным в различных почвенных горизонтах. Ореолы рассеяния, как правило, кольцеобразной формы и увязываются с контуром проекции нефтяной залежи на дневную поверхность.
Многообразие процессов, происходящих при эволюции залежи и образовании «наложенных» ореолов рассеяния, приводит к усложнению и нарушению приконтурных кольцевых аномалий. При этом аномалии одних элементов могут смещаться относительно аномалий других, иметь различные протяженность и интенсивность. Вещественный состав и пространственное положение аномалий, выявляемых разными геоэлектрохимическими методами над одной залежью, часто не совпадают друг с другом, что обусловлено различными механизмами миграции и трансформации форм нахождения химических элементов вокруг залежи.
Изучались металлоорганические формы нахождения элементов (МПФ) и формы, сорбированные на гидроксидах железа (метод ТМГМ), применялся метод ЧИМ (метод частичного извлечения металлов).
Пространственное разделение элементов приводит к формированию концентрической зональности аномального геохимического поля. В большинстве изученных месторождений краевые части нефтяных залежей выделяются повышенными концентрациями никеля и кобальта МПФ и никеля ЧИМ. Указанные элементы формируют приконтурную кольцевую аномальную зону. На некотором удалении от края залежей фиксируются пространственно совмещенные аномалии меди и свинца МПФ, образующие внешнюю аномальную зону. Аномалии никеля, кобальта и марганца ТМГМ обычно тяготеют к внешней аномальной зоне меди и свинца МПФ или фиксируются в той и другой структурной позиции. Менее типичны геоэлектрохимические аномалии над внутренней частью залежей. Они отмечаются для многоярусных месторождений и месторождений со структурными осложнениями строения антиклинальных ловушек.
Смещения аномалий относительно контура залежей наиболее отчетливо проявлены в ловушках, расположенных на склонах региональных поднятий. При этом аномалии закономерно смешаются в сторону восстания осадочных толщ, перекрывающих залежь. Наряду с выявленной тенденцией зонального распределения элементов-индикаторов нефтяных залежей на некоторых месторождениях устанавливается закономерное смещение аномальных зон относительно контура залежей. На Тетеревском месторождении геоэлектрохимические аномальные зоны смещены в направлении свода крупного выступа фундамента, на склоне которого локализована нефтяная залежь.
Отмеченная зональность распределения форм нахождения элементов-индикаторов нефти в настоящее время не имеет теоретического обоснования. Предварительно можно выделить две группы факторов, приводящих к разделению элементов в аномальном геохимическом поле.
К первой следует отнести эндогенные факторы, связанные с процессами окисления и дессипации залежей углеводородов. Эти факторы могут приводить к переводу в подвижные формы микроэлементы, содержащиеся в нефтях и приконтурных водах и их миграции к поверхности в потоке паров воды, углевородных газов, углекислого газа и азота. Различия в концентрациях микроэлементов в нефтях, битумах и приконтурных водах могут приводить к формированию отмеченной зональности аномальных геохимических полей относительно контакта залежи. Выявленная зональность также может быть связана с миграцией химических элементов с различными газами (углеводородами, азотом, углекислым газом и т.д.). В данном случае металлы, образующие устойчивые комплексные органические соединения (никель, кобальт), могут мигрировать с углеводородными газами и, поглощаясь органическими комплексами почв, образовывать аномалии МПФ. Более широкий круг элементов, мигрирующий с неорганическими газами и парами воды, поглощаясь железомарганцевыми соединениями почв, будет образовывать аномалии ТМГМ. Смешение аномальных зон относительно контура залежи может происходить за счет отклонения потока глубинных флюидов по направлению регионального поднятия осадочных толщ и вдоль наклонных зон повышенной трещиноватости на склонах антиклинальных ловушек.
Ко второй группе относятся процессы, связанные с воздействием зонального флюидного потока на почву. При этом связанные формы нахождения элементов могут переходить в различные подвижные формы с последующим их закреплением на геохимических барьерах.
Комплексное применение нескольких геоэлектрохимических методов, ориентированных на селективное выделение определенных форм нахождения химических элементов в совокупности с анализом на более широкий круг элементов-индикаторов нефти, позволит увеличить надежность оценки перспективности изучаемых участков и более точно определить местоположение предполагаемой залежи.