Нефтепоисковая геохимия, сопровождающая сейсморазведку

ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА

2006 г. Выпуск 3. С. 64-74

УДК 550.4

НЕФТЕПОИСКОВАЯ ГЕОХИМИЯ, СОПРОВОЖДАЮЩАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКУ

В.И. Исаев, В.Ю. Артамонов, Л.И. Иванова, Л.К. Касаткина,

Ю.В. Коржов, К.Ю. Кудрин, Т.И. Романова

Введение

Одним из направлений геохимических поисков нефти и газа является изучение пространственной изменчивости полей концентраций углеводородов (УВ) в приповерхностном слое осадочного разреза. В основе таких исследований лежат представления о фильтрационнодиффузионном массопереносе УВ из залежей в перекрывающие их породы [1].

Как правило, для регионов с повышенной тектонической активностью, высоким развитием элементов разрывной тектоники, характерен фильтрационный массоперенос по системам трещин и каналов в зонах тектонических нарушений. В периоды усиления тектонической активности интенсивность фильтрации УВ может резко увеличиваться или уменьшаться. Над месторождениями формируются зоны аномальных концентраций газообразных и жидких УВ на участках повышенной трещиноватости пород.

Для регионов с ослабленной тектонической активностью, к которым относится центральная часть Западно-Сибирской плиты, преобладающими являются процессы диффузионного массопереноса. Этот вид миграции, в отличие от фильтрации, протекает с меньшей интенсивностью, но непрерывно и во всем объеме перекрытий. В результате, непосредственно над залежами также формируются ореолы повышенных концентраций УВ [2, 3, 4]. Аномалии, образующиеся в результате «сквозного» диффузионного массопереноса, носят слабоконтрастный характер по сравнению с фоновыми концентрациями, и, зачастую, латерально неоднородны из-за неоднородности пород и наличия локальных разломов [1].

Среди УВ наибольшей миграционной подвижностью обладают насыщенные соединения состава С1-С8. Аномалии газов С1-С4 отчетливо фиксируются в приповерхностной части разреза на глубине 15-30 м и даже в подпочвенном слое. По пространственному положению они хорошо коррелируют с газонефтяными залежами. Аномалии по углеводородам С5-С8 более типичны для нефтяных месторождений [3].

Высококипящие компоненты нефтей (состава С10 и выше) имеют ограниченную диффузионную подвижность, но, также как и легкие УВ, мигрируют в вышележащие отложения. Аномалии по тяжелым нефтяным УВ в приповерхностных слоях разреза трудно выявляются лабораторно-аналитическим путем, ввиду низких концентраций и слабой контрастности относительно фоновых полей. Но при благоприятных геологических условиях, в районах с ослабленной тектонической активностью, тяжелые УВ образуют более локальные, а следовательно более информативные геохимические поля, по сравнению с углеводородными газами. Такие аномальные поля в латеральном плане «плотнее» приурочены к глубинным отложениям, насыщенным углеводородами. Выявление концентрационных аномалий тяжелых УВ при поисково-оценочном и детальном геохимическом опробовании площадей дает возможность диагностировать локальные ловушки, выявленные геофизическими методами, и уточнять контуры продуктивности.

Проведенные нами исследования были направлены на определение перспектив нефтега-зоносности Восточно-Панлорской площади сейсморазведки по образцам грунтов, поднятых из взрывных скважин сейсморазведочной партии [5]. Анализ грунтов выполняли методами органической геохимии на выявление аномальных полей концентраций тяжелых нефтяных углеводородов состава С10-С40. Нефтегеологическая интерпретация химико-аналитических данных была направлена на оценку продуктивности выявленных сейсморазведкой ловушек и проведение их ранжирования.

Краткая характеристика исследуемой площади

2 0 / Восточно-Панлорская площадь составляет порядка 800 км и находится на широте 62 48 ,

на стыке Ханты-Мансийского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного ок-руга-ЮГРЫ (ХМАО) Тюменской области. Рельеф местности представляет собой заболоченную равнину с абсолютными высотными отметками 85-113 м. Заболоченность площади -70%, болота глубиной до 2 м. Участок исследований находится в пределах распространения вечномерзлых пород островного типа.

Восточно-Панлорская площадь расположена (рис. 1) в восточной части Верхне-Ляминского вала Фроловской мегавпадины Западно-Сибирской плиты [6].

Рис. 1. Фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты»

1 - важнейшие тектонические нарушения; 2 - границы геоблоков; 3 - границы тектонических элементов I порядка; 4 - границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка;

5 - открытые месторождения нефти, газа и газоконденсата; 6 - Восточно-Панлорская площадь. Названия месторождений: 195- Северо-Камынское, 204- Верхнеляминское, 211-Декабрьское, 341-Большое, 343- Апрельское, 385- Ольховское, 387- Назымское, 428- Средненазымское,

437- Тортасинское, 472- Итьяхское.

Формирование осадочных отложений исследуемой площади происходило в достаточно спокойной тектонической обстановке. Фиксируемое дизъюнктивно-блоковое строение низов осадочного чехла существенно сглаживается при переходе к вышележащим горизонтам и уже на глубинах меньше 2000-1800 м большинство тектонических нарушений затухает.

Блоковая природа поднятий и унаследованность их развития в течение юры и нижнего мела предопределили примерно равную перспективность антиклинальных ловушек на площади исследований.

Перспективы нефтегазоносности доюрского основания связываются с палеовыступами фундамента. Эти зоны предположительно отождествляются с зонами развития крупнообломочных или трещинных коллекторов, благоприятных для формирования ловушек. По результатам испытаний доюрских отложений в скважине Панлорская 1 была получена пленка нефти в пластовой воде (таблица 1).

Таблица 1

Результаты испытаний скважин, пробуренных на Восточно-Панлорской площади

Скважина Пласт Интервал испытаний Нефть Газ Вода

Панлорская 1 Р2 3275-3290 пленка вода

Унлорская 7 Ю2 2888-2946 «сухой»

ЮШ1 3190-3195 3000 м3/сут.

Ю011 2840-2865 2000 м3/сут.

АС13 2100-2120 0.5 м3/сут.

ВК1 1692-1698 54.7м3/сут.

Унлорская 20 викул 1689-1717 20 м3/сут.

Тюм 2824-2898 «сухой»

Унлорская 8 тюм 2780-2840 «сухой»

тюм 2982-3030 «сухой»

Тюм+ Р2 «сухой»

Нижнеюрские отложения представлены песчано-глинистыми породами горелой свиты, которые образовались на склонах выступов фундамента и по мере подъема уровня моря накапливались вверх по склону, создавая благоприятные условия для формирования серии структурно-стратиграфических ловушек. В скважине Унлорская 7 из пласта Ю101 получен приток газа дебитом 3000 м3/сут. В скважине Панлорская 1 по результатам интерпретации каротажа пласты Ю11, Ю12 (3100-3200м) характеризуются как нефтенасыщенные.

Перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений связываются с кремнистыми и известковистыми пропластками тутлеймской и абалакской свит. При совпадении зон развития коллекторов трещинного типа с локальными поднятиями образуются ловушки, вызывающие интерес в первую очередь. В скважине Унлорская 7 из пласта Ю011 получен приток газа дебитом 2000 м3/сут.

В неокомских отложениях перспективы нефтегазоносности связываются с зонами предполагаемого улучшения коллекторских свойств в сводах локальных поднятий. В скважине Унлорская 7 при испытании нижнемеловых отложений (пласт АС13) получен незначительный приток нефти - 0.5 м3/сут. В скважине Панлорская 1 пласты викуловской свиты ВК (1700м) и АС33 (2200м) по результатам интерпретации каротажа характеризуются как нефтенасыщенные.

Теоретические предпосылки геохимических исследований

Рассмотренный стратиграфический разрез благоприятен для формирования стабильных, равномерных в латеральном плане, диффузионных потоков углеводородов от предполагаемых залежей нефти и газа к поверхности разреза. При условии, что материнские отложения вошли в главную зону нефтеобразования и коллектора выявленных ловушек нефтена-сыщены, мы в праве ожидать, что в приповерхностных слоях разреза сформировались аномальные поля концентраций УВ, способные доставить дополнительную информацию «прямого» характера об аккумуляции углеводородов в ловушках.

Для нефтегеологической интерпретации геохимических данных принята теоретическая физико-химическая модель залежи [1, 4]. Согласно этой модели (Рис. 2), пространственная локализация аномалий концентраций тяжелых УВ в приповерхностном слое происходит над внешним контуром водонефтяного контакта. Эти аномалии для теоретической модели имеют (в плане) кольцевую форму в случае залежи, вмещаемой замкнутым локальным поднятием. На практике идеальных кольцевых и линейных аномалий не наблюдается, они обычно распадаются на замкнутые или линейные цепочки локальных аномалий.

в

*

Рис. 2 Физико-химическая модель залежи углеводородов

а - формы пространственной локализации геохимических аномалий: 1 - апикальная аномалия углеводородных газов; 2 - фильтрационные аномалии углеводородных газов; 3 - аномалии парообразных и жидких углеводородных флюидов; 4 - аномалии газов биохимического происхождения. б - обобщенный геолого-геохимический разрез: 1 - залежь; 2 - зона водонефтяного контакта; 3 - покрышка; 46, 8 - комплекс надпродуктивных отложений; 7 - зоны миграции углеводородных флюидов.

В качестве информативных параметров для выявления аномалий априорно принято 10 геохимических параметров по составу УВ. Эти параметры характеризуют генетические особенности анализируемых УВ, влияние на их состав процессов миграции и термодинамической трансформации, а также фиксируют окислительно-восстановительную обстановку приповерхностных горизонтов Восточно-Панлорской площади.

Учтено, что исследуемые образцы пород длительное время (1,5 года) хранились в керно-хранилище в негерметичном состоянии (поврежденные полиэтиленовые пакеты) и сорбированные на них углеводороды подвергались процессам выветривания и окисления. В результате, концентрации углеводородов могли уменьшиться, измениться соотношения некоторых гомологов и изомеров. Поэтому, для получения корректных, пригодных для прогноза данных, в составе насыщенных и ароматических УВ к рассмотрению были приняты наиболее устойчивые к выветриванию и окислению компоненты в интервале С10-С40.

По составу насыщенных углеводородов к рассмотрению приняли следующие геохимические параметры:

1. Отношения низкомолекулярных н-алканов к высокомолекулярным

Хн(Сц-С20 )/ X н(С21-С4о).

Это параметр, указывающий на присутствие и долю легких нефтяных углеводородов, способных претерпеть длительную миграцию через толщи горных пород.

2. Отношение нечетных к четным алканам. С учетом особенности состава насыщенных углеводородов нефтей Западно-Сибирского региона, принята упрощенная форма параметра нч/ч = 2С23/(С22 + С24). Это генетический показатель, позволяющий отличить нефтяные углеводороды, для которых его величина приближается к 1.0, от углеводородов, произведенных современной растительностью.

3. Отношение изопреноидных алканов пристана к фитану (рг*пС18)/(рЬ*пС17). Это параметр, указывающий на особенности окислительно-восстановительных условий осадочных отложений и, в определенной мере, на генетические особенности материнского органического вещества [7]. Фактически данный параметр - это обычное отношение пристан/фитан, в которое внесена поправка на возможное изменение состава углеводородов в результате процессов выветривания.

4. ХАлк - содержание в образце породы суммы н-алканов и изопреноидов С11-С40.

5. По групповому и индивидуальному составу ароматических углеводородов к рассмотрению приняли:

6. ХАБ - содержание в образце породы суммы алкилбензолов нормального строения С13-С30. Алкилбензолы являются продуктом вторичной трансформации органических молекул в процессе нефтеобразования - дегидратационной циклизации непредельных жирных кислот [8], поэтому их присутствие в современных осадках в заметных концентрациях может свидетельствовать о притоке нефтяных углеводородов.

7. ХБА - суммарное содержание в образце породы соединений с нафталиновым ядром. Низшие гомологи нафталинов С10-С12 не продуцируются современными организмами в ощутимых количествах. Могут присутствовать в современных осадках как продукты вторичного окисления органических веществ, биогеополимеров [9], либо как результат вертикальной миграции из нефтевмещающих отложений.

8. ХТА - суммарное содержание в образце породы соединений с фенантреновым ядром. Соединения не продуцируются современными организмами в ощутимых количествах. Обладают наибольшей устойчивостью к биоразложению среди нефтяных углеводородов [10]. Присутствуют в современных осадках преимущественно как продукты вторичного окисления органических веществ, биогеополимеров, либо как результат вертикальной миграции из нефтевмещающих отложений.

9. ХПЦА - суммарное содержание в образце породы полициклических УВ с конденсированным ароматическим ядром, включающим от 4 и выше ароматических колец.

10. ХАрУ - суммарное содержание ароматических углеводородов.

11. Отношение метилфенантренов - 9МФ/2МФ. Это показатель фильтрованности нефтяных углеводородов, возрастает в процессе фильтрации углеводородов через породу.

Образцы грунта

Экстракция, н-гексан і

Сумма углеводородов

Колоночная хроматография

Насыщенные углеводороды

Ароматические углеводороды

Газовая хроматография

I

Хромато-масс-спектрометрия

1

* *-. ;л»ж . иуч; іма *** и *,*+ *’*** в"*1* ******! **' * * УУ* ь- ш » >

Л

- -1

Идентификация углеводородов

ШІ • < а». Ч' і •• »' • і її 1(1 >**| 1, й и “ £1 1 »к1 }• 0« 2«0< • 1 ] «•:!* ( И СЫН* ЧГ... 7 --АШ-2УГ

« 1* м К • •» ’»<« 1 / »К

1; о»» ' п.» ' !»« Ч>

Идентификация углеводородов

Рис. 3. Схема лабораторно-аналитических исследований образцов грунтов

Химико-аналитические исследования

Общая схема лабораторно-аналитического исследования грунтов на углеводороды состава С10-С40 приведена на рис. 3.

Отбор проб грунта был произведен [5] из взрывных скважин сейсморазведки, перед проведением взрывных работ, со шнека бурильной колонны. Последние 0.5 м проходки скважины проводили без проработки ствола. Глубина скважин составляла 7-12 м и, по осредненно-му литологическому описанию пород, соответствовала песчано-глинистым и глинистым грунтам. Пробы отбирали стерильным совком и помещали в пластиковый пакет с отжимом свободного воздуха из пакета. Вес одной пробы порядка 1.5 кг, объем около 1 л.

Описание проб мы проводили на основе визуального микроскопического определения литологического состава и оценки деградации образцов. При диагностике основное внимание уделяли соотношению грубообломочного и глинистого материала. Кроме того, отмечали присутствие аутигенных минералов (прежде всего вивианита), растительного детрита, присутствие и состав грубообломочного материала (гравий, галька, дресва) и интенсивность развития окислительного процесса, выраженного в проявлении гидроокислов железа. После описания материал проб пропускали через лабораторную щековую дробилку, тщательно перемешивали. Для лабораторных анализов отбирали пробу навеской около 200 г методом квартования.

Экстракцию суммы углеводородов проводили н-гексаном из 50 г породы. Для пород с долей псефитового материала до 50% применяли двукратную экстракцию, для более глинистых - трехкратную. Аликвоту экстракта концентрировали до 1 мл отгонкой на ротационном испарителе. Концентрат, с помощью колоночной хроматографии на силикагеле, делили на 2 фракции: алифатических и ароматических углеводородов.

Процедура деления на силикагеле включала операции подготовки колонки и разделения экстракта:

1) Колонку заполняли 3 г активированного силикагеля (размер частиц 100-160 мкм, для хроматографии, активация - прокаливание при 1350С в течение 16 часов) мокрым способом в н-гексане. Сверху на силикагель насыпали 0,5 см безводного сульфата натрия;

2) 1 мл концентрированного экстракта образца вносили в колонку и элюировали сначала н-гексаном, собирая 10-11 мл элюата, затем - хлористым метиленом, собирая 15 мл элюата. Первый (гексановый) элюат содержит насыщенные, второй (хлорметиленовый) - ароматические углеводороды.

Перед хроматографическим анализом фракции УВ упаривали при 400С на ротационном испарителе до 1 мл, количественно переносили в виалы на 2 мл, герметично укупоривали и хранили до анализа при температуре минус 120С. Перед анализом из проб выпаривали растворитель досуха в токе азота при комнатной температуре, остаток растворяли в точном объеме хлористого метилена. Анализ проводили на газовом хроматографе С1агш 500 (Регкь пБ1шег, США) с пламенно-ионизационным и масс-спектрометрическим детектированием. Хроматографическая колонка БШе-1, 30м х 0,32мм х 0,25 мкм. Режим программирования температур от 400С (выдерживается 2 мин) до 2600С со скоростью нагрева 50/мин, дальнейший подъем температуры - со скоростью 80/мин до 3300С. Выдержка конечной температуры 10 мин. Газ-носитель - гелий. Температура инжектора - 2500С. Температура детектора ионизации в пламени - 3350С. Температура источника электронов масс-спектрометра - 25 00С. Энергия электронов 70 эВ.

Идентификацию углеводородов производили по относительным временам удерживания и характеристичным ионам [11]. Концентрации (мг на 1 кг породы) нормальных и изо-преноидных алканов определяли с применением внешнего градуировочного стандарта доде-кана, ароматических углеводородов - по внутреннему стандарту аценафтену-ё10, с учетом объемов аликвот и коэффициентов концентрирования.

Результаты исследований

Сводные количественные характеристики геохимических параметров по результатам лабораторных исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2

Сводные количественные характеристики геохимических параметров по результатам лабораторных исследований 2DS образцов грунта из взрывных скважин Восточно-Панлорской площади сейсморазведки

№ п/п Геохимический параметр Интервал значений Среднее значение Сечение изолиний карты Уровень фоновых значений

1 Мн(С 11-C2o)/Мн(С21 -C40) нч/ч = 2С23/(С22 + С24) 0,005-1,74б 0,245 0,100 0.400

2 (pr*nC18)/(ph*nC17) 0,42-В,23 2,70 0,20 2,20

3 МАлк, мг/кг 0,11-3,б2 1,0б - -

4 МАБ, мг/кг 0,03-21,04 1,7б 1,00 5,00

5 МБА, мг/кг 0,000-0,122 0,003 0,005 0,030

б МТА, мг/кг 0,000-0,070 0,009 0,005 0,020

7 МПЦА, мг/кг 0,000-0,03б 0,003 0,001 0,005

В МАрУ, мг/кг 0,0000-0,0024 0,0003 0,0002 0,0007

9 9МФ/2МФ 0,000-0,157 0,020 0,010 0,040

10 0,0-3,98 0,90 0,50 1,00

Построение карт изоконцентраций углеводородов и распределения геохимических параметров осуществляли с применением программ Surfer (метод Kriging) и CorelDraw.

Масштаб выбрали согласно методическим рекомендациям по геохимическим исследованиям [1] и определили как 1:100 000, т.к. плотность пунктов геохимического опробования составляла порядка 0.5 на 1 км2 (всего 203 пробы).

Сечение изолиний определяли исходя из минимального предела обнаружения индивидуальных компонентов (при котором погрешность определения концентрации не превышает 25 % отн.), что составляет 0,005 мг/кг для алканов и 0,002 мг/кг для ароматических углеводородов. Для ^ПЦА в рассмотрение приняты концентрации от 0,001 мг/кг.

Уровень выделения аномалий определяется «фоновыми» значениями геохимических параметров. Оценка «фоновых» значений была произведена с помощью гистограмм плотности вероятности встречаемости концентраций углеводородов. Анализ гистограмм показал, что фоновые значения (первый «горб» гистограмм [1]) соизмеримы с пределом их обнаружения. Поэтому оконтуривание аномалий на картах осуществлялось по замкнутой изолинии, значение которой составляло порядка 25% от максимальной величины геохимического параметра (таблица 2).

Информативными оказались карты концентраций ароматических УВ, на которых устойчивые зоны аномальных концентраций латерально «привязаны» к выявленным сейсморазведкой ловушкам. Малоинформативными оказались карты суммарного содержания н-алканов и изопре-ноидов. Можно предположить, что маскирующее влияние современного органического вещества, деградации проб сказывается в значительно большей степени на алканах и вычисляемых на их основе геохимических параметрах, чем на концентрациях ароматических УВ.

Наиболее очевидную положительную корреляцию с замкнутыми локальными поднятиями имеют аномальные зоны концентраций фенантреновых углеводорордов (Рис. 4). Аномальные зоны образуют практически замкнутые цепочки («кольцевые» аномалии) по траектории положения внешнего контура водонефтяных контактов вероятных залежей, вмещаемых локальными поднятиями. Наиболее контрастная и четкая «кольцевая» аномалия трассирует водонефтяной контакт вероятных залежей, приуроченных к восточной и центральной части Ненсъюганской структуры. Еще две вполне картируемые «кольцевые» аномалии трассируют водонефтяные контакты вероятных залежей, приуроченных к северной и центральной частям структуры Унлорская

2. Возможно, фиксируется небольшим сегментом «кольцевой» аномалии и водонефтяной контакт вероятной залежи Панлорской структуры.

Аномальные зоны, полученные для концентраций алкилбензолов, соединений с нафталиновым ядром, полициклических углеводородов с разной степенью повторяют-дополняют картину «кольцевых» аномалий концентраций соединений с фенантреновым ядром.

Отметим, что аномалии для полициклических углеводородов получены с небольшими концентрациями. Тем не менее локализация этих аномалий проведена вполне уверенно - по устойчивой корреляции с известными ловушками. Оконтуривание аномалий выполнено на уровне

0.0008-0.0010 мг/кг так, чтобы зафиксировать на карте прежде всего положение аномальных зон. Отдельные аномалии концентраций, как представляется «безкорневого» типа, фиксируются для концентраций соединений с нафталиновым ядром (рис. 4).

Рис. 4 Схематическая карта результатов сейсморазведки и геохимического опробования

на Восточно-Панлорской площади

1 - сейсмические профили; 2 - изогипсы отражающего горизонта Б (ОГ Б) - кровли юрских отло-жений;3 - предполагаемые тектонические нарушения по ОГ Б; 4 - пробуренная скважина, её индекс и номер:РА1 - Панлорская 1, УН7 - Унлорская 7, УЫ8 - Унлорская 8, УИ20 - Унлорская 20; 5 - зона локального поднятия по ОГ Б; 6 - локальная структура, её номер и номер купола; 7 - рекомендуемая скважина по материалам сейсморазведки [5]; 8 - результаты испытаний: 1) - газ, 2) - «сухо»,

3) - нефть; 9 - точки геохимического опробования; 10 - контур площади геохимического опробования; аномальные зоны концентраций: 11 - алкилбензолов нормального строения; 12 - соединений с нафталиновым ядром;13 - соединений с фенантреновым ядром; 14 - полициклических углеводородов; 15 - рекомендуемая первоочередная скважина по результатам геохимического опробования. Структуры: 1 - Панлорская; 2 - Малопанлорская; 3 - Северо-Ненсъюганская 1; 4 - Северо-Ненсъюганская 2; 5 - Восточно-Ненсъюганская; 6 - Малоненсъюганская; 7 - Ненсъюганская;

8.1 - Унлорская 1; 8.2 - Унлорская 2; 8.3 - Унлорская 3; 8.4 - Унлорская 4; 8.5 - Унлорская 5.

Заключение

1. Проведенное геохимическое опробование скважин ПВ Восточно-Панлорской площади сейсморазведки показало наличие зон аномальных концентраций тяжелых углеводородов состава С10-С40 , приуроченных в латеральном плане к выявленным сейсморазведкой локальным ловушкам юры и неокома.

2. С учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов выполнено ранжирование ловушек по степени перспективности следующим образом (Рис. 4):

1) Ненсъюганская структура, юго-восточная часть;

2) Ненсъюганская структура, северная часть;

3) Ненсъюганская структура, центральная часть;

4) структура Унлорская 2, северная часть;

5) структура Унлорская 2, центральная часть;

6) структура Унлорская 1.

Панлорскую структуру поставить в ряд ранжирования пока нельзя, т. к. геохимически опробована только ее южная часть. Тем не менее, по результатам опробования ее перспективы оцениваем положительно.

3. Геохимическое опробование подтвердило целесообразность и усилило обоснование размещения поисково-разведочных скважин, рекомендованных ранее ОАО «Хантымансийскгеофи-зика» [5]. По результатам геохимического опробования в качестве первоочередной скважины рекомендуем скважину 1 на Ненсъюганской структуре (Рис. 4).

4. В качестве основных информативных поисковых признаков залежей нефти при приповерхностном геохимическом опробовании определены, приняты и нами рекомендуются к дальнейшему использованию:

1) аномалии концентраций соединений с фенантреновым ядром

2) аномалии концентраций алкилбензолов нормального строения

3) аномалии концентраций полициклических углеводородов

4) аномалии концентраций соединений с нафталиновым ядром

5) аномалии концентраций суммы ароматических углеводородов

Геохимические исследования на Восточно-Панлорской площади показали, что концентрации

нефтяных алканов и изопреноидов, а также значения вычисляемых на их основе геохимических параметров, вероятно, подвержены сильному маскирующему влиянию современного органического материала, литологического состава проб и, в какой-то мере неизбежной, деградации проб при хранении.

5. Полевая технология отбора проб, принятая ОАО «Хантымансийскгеофизика» на Восточно-Панлорской площади (с забоя взрывных скважин [5]), полностью себя оправдала. Пробы, поднятые с глубины 7-12 м, где стабильные криогенные условия, достаточно насыщены глинистой фракцией, обеспечивающей хорошую адсорбцию мигрирующих к поверхности нефтяных углеводородов. Эту технологию отбора проб рекомендуется применять и в дальнейшем. Опыт Вос-точно-Панлорской площади показал, что срок хранения геохимических проб в двойном полиэтиленовым пакете до лабораторных анализов может составлять до 1.5 лет.

6. Плотность пунктов геохимического опробования, принятая на Восточно-Панлорской площади (0.5 на 1 км2), мала по сравнению с детальностью картирования ловушек сейсморазведкой. Чтобы детальность прогнозной карты по геохимическому опробованию соответствовала детальности структурной карты (1:50 000), необходима плотность пунктов опробования порядка 2.5 на 1 км2. При этом сеть опробования должна быть достаточно равномерной по всей площади.

Таким образом, созданы необходимые теоретические и практические предпосылки, поэтому мы рекомендуем сейсморазведочные работы в центральной части Западно-Сибирской плиты и других, сходных по геологическим условиям регионах, проводить в сопровождении геохимического опробования по скважинам ПВ. В этом случае стоимость увеличивается на 5%, а эффективность нефтепоисковых работ существенно возрастает.

ЛИТЕРАТУРА

1. Справочник по геохимии нефти и газа. - СПб.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 576 с.

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

3. Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю., Облеков Г.И., Шайдуллин Р.М., Гудзенко В.Т. Геохимические методы при обнаружении и локализации залежей углеводородных газов (УВГ) в надпродуктивных отложениях газоконденсатных месторождений п-ва Ямал. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - № 11, 2005, с. 17-22.

4. Jones V.T. and Drozd R.J. Predictions of oil or gas potential by near surfase geochemistry. // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin V. 67, No. 6 (June 1983), p. 932-952.

5. Грицык Г.В., Стародубцева Н.И., Паздникова М.А. и др. Отчет Восточно-Панлорской 10/03-04 сейсморазведочной партии о работах масштаба 1:50 000, проведенных в 20032004 гг. на Восточно-Панлорской площади. - Ханты-Мансийск: Фонд Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО-Югры, 2004

6. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» - Ред. Ахпателов Э.А., Волков В. А., Гончарова В.Н.. Елисеев В.Г., Карасев В.И., Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Тепляков Е.А., Хафизов Ф.З., Шпильман А.В., Южакова В.М. - Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаукаСервис», 2004, 148 с.

7. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981. 502 с.

8. Коржов Ю.В., Головко А.К. Состав алкилбензолов как отражение процессов преобразования нефтематеринского вещества // Геохимия, 1992, № 2, с. 279-283.

9. Erdman J.G. Some chemical aspects of petroleum genesis as related to the problem of source bed recognition // Geochim. Cosmochim. Acta, 22, 16-36, 1961.

10. Иванов В.И., Головко А.К. Фенантреновые углеводороды в нефтях СССР // Сибирский химический журнал, 1992, вып 1, с. 94-102.

11. Хмельницкий Р. А., Бродский Е.С. Хромато-масс-спектрометрия (методы аналитической химии). - М.: Химия, 1984. - 216 с.