USD 70.4999

0

EUR 79.2207

0

BRENT 42.77

0

AИ-92 43.06

-0.02

AИ-95 47.14

+0.02

AИ-98 52.88

-0.14

ДТ 47.6

+0.13

15 мин
70
0

Геохимическое картирование Расширение ресурсной базы востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

В статье показана возможность выявления потенциальных нефтегазоносных площадей геохимическими методами с изучением адсорбированных почвами углеводородных газов (С1 – С5) по результатам региональных работ.

 ромашкинмаое.jpg

Значение углеводородного сырья для современной России остается достаточно высоким. Однако, в большинстве нефтегазодобывающих провинций и областей РФ наиболее рентабельная часть их ресурсов в значительной степени отработана. Так, уникальные и крупные месторождения нефти (в России их около 150), обеспечивающие около 70% добычи нефти выработаны на 45-50%, а в районах Кавказа и Поволжья – на 80% [5]. Ситуацию в этих регионах может изменить открытие новых крупных нефтегазовых месторождений. Но их изучение необходимо проводить новыми современными высокоэффективными методами.

Такими методами, прежде всего, являются геохимические методы, которые отличают оперативность, низкая стоимость и высокая эффективность. Геохимические методы поисков нефти и газа разрабатывались еще в 30-е годы в СССР профессором В.А. Соколовым. Но история их применения в нашей стране характеризуется чередованием периодов широкого внедрения в производство и периодов почти полного забвения и сворачивания работ из-за неопределенности результатов. Последнее во многом связано с тем, что традиционно применяемые геохимические методы поисков месторождений нефти и газа основаны на исследованиях газов свободной формы. Они имеют ряд существенных недостатков: 1) результаты измерений зависят от внешних факторов (перепадов атмосферного давления, температуры, влажности и др.), что затрудняет получение сопоставимых данных о газовом поле крупных регионов, изучаемых при региональных геохимических исследованиях; 2) сложны процедура отбора проб свободных газов и обеспечение их сохранности; 3) необходимость оперативной доставки проб в лабораторные центры и др. [9].

За рубежом, напротив, наблюдается устойчивая тенденция постоянного нарастания объемов геохимических исследований с целью поисков нефти и газа с широким применением элементных и почвенно-солевых съемок. И если, перед войной и в первые послевоенные десятилетия за рубежом геохимические методы применялись, преимущественно, для разбраковки выявленных сейсморазведкой локальных объектов перед постановкой на них глубокого бурения, то в последние десятилетия, в связи со значительным ростом стоимости сейсморазведочных работ, на многих территориях в США, Канаде и других странах геохимические исследования стали проводить перед постановкой сейсморазведки, которую затем ставят на перспективных участках, выделенных по геохимическими данным.

Применение при региональных работах, охватывающих большие территории, геохимических методов, основанных на использовании газов свободной формы, мало эффективно. Созданная в ФГУП «ИМГРЭ» инновационная технология региональных геохимических работ на нефть и газ базируется на комплексном изучении адсорбированных почвами углеводородных и неуглеводородных газов и развитых в них наложенных литохимических ореолов микроэлементов. Изучение газового и литохимического поля проводится в одних и тех же пробах, отобранных из почв горизонта В-ВС с глубины 0,6-0,8 м и донных отложений.

Геохимические исследования, направленные на поиски нефтегазовых месторождений, ФГУП «ИМГРЭ» проводит с 2007 г. на основе технологии региональных геохимических работ масштаба 1:1 000 000 при создании геохимических основ масштаба Госгеолкарты-1000/3 [13].

Методика изучения адсорбированных почвами, донными отложениями, коренными породами углеводородных (СH4, C2H4, C2H6, C3H6, C3H8, C4H8, iС4H10, nC4H10, iC5H12, nC5H12) и неуглеводородных (СО2, Н2, О2, N2) газов для поисков месторождений углеводородов разработана Л.С. Кондратовым и др. [6-8]. Метод является прямым, что определяет его преимущество перед методами, основанными на изучении минеральных новообразований и химических элементов.

Газы, мигрируя к поверхности, сорбируются и надежно удерживаются коренными породами, рыхлыми отложениями, почвами и донными осадками, через которые они проходят. Метод свободен от недостатков, присущих свободным газам. Адсорбированные формы газов сохраняют информацию о газовом поле неопределенно долгое время. На их содержание не оказывают воздействие погодные условия и другие факторы, влияющие на концентрацию углеводородов в свободной форме. Метод является прямым, что определяет его преимущество перед методами, основанными на изучении минеральных новообразований и химических элементов.

Для аномальных геохимических полей нефтегазовых месторождений характерно образование специфических по составу аномалий адсорбированных почвами углеводородных газов (УВГадс). Спектр газового поля нафтидного типа отличается от полей другой природы утяжелением состава углеводородов. Это явление отчетливо фиксируется даже при отсутствии явных аномальных накоплений УВГадс.

За пределами залежей на флангах доминируют легкие гомологи метана. На фоновых территориях тенденция обогащения тяжелыми или легкими компонентами отсутствует.

Отмеченные особенности состава аномальных полей УВГадс проявляются над месторождениями, локализованными в разных условиях (в подсолевых толщах, под тектоническими экранами, на шельфе морей и т.д.) [8].

Сущность литохимического метода поисков углеводородов заключается в использовании наложенных ореолов элементов-индикаторов. Для этого их подвижные формы переводятся в раствор, а полученные вытяжки анализируются на широкий комплекс элементов методом ICP MS.

Использование УВГадс при региональном геохимическом картировании в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) показало их высокую прогнозную результативность. Полученные результаты их апробации на известных хорошо изученных объектах позволили разработать и предложить для выявления высокоресурсных нефтегазоносных площадей при региональных геохимических работах комплекс геохимических критериев: 1) повышенные значения коэффициента нафтидности (Кнф); 2) контрастные положительные или отрицательные аномалии СО2адс; 3) низкоконтрастные положительные аномалии N2адс; 4) низконтрастные отрицательные аномалии Н2адс; 5) повышение значений рН и понижение значений Eh; 6) положительные аномалии микроэлементов (J, S, Ni, V, Zn, Mo и др.) и 7) региональный характер аномальных геохимических полей [10].

Наиболее важным и устойчиво работающим критерием является оригинальный показатель нефтегазоносности, так называемый коэффициент нафтидности (Кнф). Он определяется, как отношение произведения коэффициентов аномальности пяти наиболее тяжелых УВГадс к произведению коэффициентов аномальности пяти более легких УВГ адс. Формула его расчета установлена экспериментально [10].

При этом следует отметить, что положительные и отрицательные аномалии изученных УВГадс не обнаруживают устойчивой связи с нефтегазоносными площадями. Но, эти площади отчетливо фиксируются относительным обогащением геохимического поля тяжелыми компонентами адсорбированных углеводородных газов даже при отсутствии их аномальных содержаний. Это обогащение фиксируется повышенными значениями Кнф.

Эффективность критериев, основанных на распределении содержаний адсорбированных неуглеводородных газов (СО2адс, N2адс, Н2адс), показателей рН и Eh и микроэлементов (J, TR, S, Ni, V, Zn, Mo и др.), менее однозначна. На одних территориях нефтегазоносные площади фиксируются положительными аномалиями, на других - отрицательными, а на третьих эти критерии по отношению к нефтегазовым объектам могут быть индеферентными.

Показатель нафтидности (Кнф) оказался эффективным и устойчивым в разных регионах. Во всех изученных регионах аномалии повышенных значений Кнф отчетливо фиксируют площади локализации крупных нефтегазовых месторождений. Они располагаются в пределах аномальных геохимических зон или в непосредственной близости от них. Малые месторождения нефти и газа могут располагаться, как в пределах контрастных аномалий Кнф, так и за их пределами, в том числе в зонах пониженных значений Кнф и на фоновых площадях. В целом, получается, чем выше интенсивность аномалии Кнф и больше ее размеры, тем выше перспективность площади. Высокой перспективности отвечают значения Кнф > 4.0, средней – от 4,0 до 1,0, низкой – < 1,0.

Важными критерием прогнозирования высокоресурсных площадей является региональный характер развития геохимических аномалий, что является признаком уникального минерагенического потенциала, и, следовательно, возможности выявления крупных нефтегазовых месторождений. Так, на восточном фланге Волго-Уральской НГП, где известно большое количество, в том числе и крупных нефтегазовых месторождений, аномальные поля Кнф имеют значительные размеры и высокую интенсивность. В западном направлении по мере снижения ресурсности провинции наблюдается и снижение параметров аномалий Кнф.

В свете сказанного, ниже будут рассмотрены результаты изучения адсорбированных почвами углеводородных газов на примере восточной части Волго-Уральской НГП. Работы выполнены ФГУП ИМГРЭ в 2007 – 2011 г.г. на площади листа N-40 (175 000 кв.км) в рамках проекта «Составление геохимических основ м-ба 1:1000000 листов N-40,41,42 и др.». На территории проведенных работ было отобрано 1800 проб почв по сети 10×10 км. Изучение УВГадс проводилось в лаборатории № 1 ФГУП ГНЦ РФ ВНИИгеосистем.

Территория исследований расположена на стыке Южного Урала и Восточно-Европейской платформы и характеризуется четкой линейной субширотной тектонической зональностью. С запада на восток выделяются Волго-Уральская антеклиза, Предуральский краевой прогиб и Уральская складчатая система.

Восточная часть Волго-Уральской провинции является одним из старейших нефтегазоносных регионов. В изученной его части известно около 200 нефтяных и газовых месторождений. Промышленная нефтегазоносность установлена в Туймазинском, Серафимовско-Чекмагушском, Петропавловско-Каргалинском, Сергеевско-Демском, Тавтиманово-Урманском и Ишимбайском грабенообразных прогибах, выполненых позднедевонско-раннекаменоугольными нефтегазоносными отложениями. В размещении нефтепроявлений отмечается четкая связь с разломами в кристаллическом фундаменте, проникающими в продуктивную толщу девона и нижнего карбона [2].

Исследование распределения аномальных полей УВГадс показало, что аномалии пропилена (С3Н6) развиты, преимущественно, в пределах Уральской складчатой области (СО); метана (СН4) – одинаково широко в складчатой области и на плите; этилена (С2Н4), бутилена (С4Н8), этана (С2Н6), пропана (С3Н8), изобутана (iC4H10) - слабее в складчатой области и шире на платформе; изопентана (iC5H12), н-бутана (nC4H10) и н-пентана (nC5H12) выявляются практически только в пределах платформенной области. При этом аномалии изученных УГВадс не имеют устойчивой связи с нефтегазоносными площадями. В почвах одних нефтегазоносных площадей углеводородные газы в адсорбированной форме могут образовывать положительные аномалии, а в других преобладают фоновые или даже «отрицательные» концентрации. Крупные контрастные аномалии УВГадс единичны, мозаично распределяются на изученной территории. В платформенной части в их пределах не известно нефтегазовых месторождений. В складчатой области они приурочены к рудным районам с различной металлогенией (Fe, Cu-Zn, Au). Очевидно, они представляют собой современные газовые «отдушины».

Принципиально иную картину имеет аномальное поле коэффициента нафтидности (рис.). В регионе выделяются высоконтрастные зоны различной морфологии (линейные, дугообразные и более сложные). На платформе аномальные поля обширны и тесно связаны с известными высокоресурсными нефтегазовыми площадями. В складчатой области аномалии Кнф локализуются, в основном, в южной половине изученной части Уральской СО [10].

В результате районирования в структуре аномального поля Кнф выделены площади, отвечающие нефтегазоносным районам. Они характеризуются широким развитием интенсивных аномалий Кнф. В Арланском (I) районе максимальные значения Кнф достигают 44,1, в Кушкульском (II) - 27,5, в Михайловском (III) - 216,2, в Шафрановском (IV) - 35,6, Орловском (V) - 145,5 и в Ишимбаевском (VI) - 25,5. Во многих из них известны крупные нефтегазовые месторождения. Но для этих районов также характерно и широкое развитие высоконтрастных зон показателя Кнф без известных крупных месторождений нефти и газа, которые с высокой вероятностью указывают на их наличие.

Наиболее крупная высококонтрастная аномальная зона локализована в Михайловском районе (III). Зона имеет северо-западную азимутальную ориентировку, имеет протяженность более 100 километров, не оконтурена на северо-западном фланге. Она выделена как первоочередная Идяшская (1) потенциальная высокоресурсная на нефть и газ площадь, локализована на Южно-Татарском своде. По аналогии, с расположенным в относительной близости от нее Михайловским месторождением прогнозируется нефтяное многопластовое месторождение в песчаниках и карбонатных отложениях верхнего девона – нижнего карбона. Глубина залегания залежей до 2,0 км. Прогнозные ресурсы категории Д1 крупные.

В южной части платформенной области выделен Астраханский (VIII) район. Крупные месторождения в районе неизвестны, но широкое развитие высоконтрастных аномалий показателя нафтидности (Кнф до 89,7), позволяет их прогнозировать. Здесь локализованы две первоочередные поисковые площади – Токская (2) и Астраханская (3).

Наибольший поисковый интерес на данной стадии изучения представляет Токская площадь (2), выделенная в северной половине Астраханского района (VIII). Площадь приурочена к Восточно-Оренбургскому поднятию. В ее пределах локализованы две высокоаномальные зоны, в связи с которыми прогнозируется обнаружение крупных нефтегазовых месторождений. По аналогии, с расположенным рядом Шкаповским нефтяным месторождением продуктивными отложениями могут являться песчаники и карбонатные отложения верхнего девона – нижнего карбона, а прогнозируемая глубина залегания залежи - до 2 км,

В пределах Астраханской (3) площади в настоящее время известен ряд малых нефтяных месторождений. Но высокая контрастность и значительные размеры аномальной зоны Кнф позволяют прогнозировать обнаружение крупных залежей углеводородов. Кроме того, эта аномальная зона не оконтурена в южном направлении.

Позиция Ишимбаевского (VI) нефтегазоносного района более сложная. Его западная часть приходится на Южно-Татарский свод, центральная – на Предуральский прогиб, а восточная - на складчато-надвиговый западноуральский пояс. В центральной части района локализована значительная по размерам контрастная аномалия Кнф, в центре которой расположено крупное Ишимбаевское нефтегазовое месторождение.

В западной части Ишимбаевского района, в пределах Южно-Татарского свода интенсивность поля средняя и высокая, выделяется ряд относительно локальных контрастных аномалий. Восточный фланг характеризуется меньшей интенсивностью и локальностью аномалий Кнф, что может быть связано с экранирующей ролью складчатых структур Урала.

Структура аномального поля Кнф восточной половины Ишимбаевского района имеет характерную кольцевую морфологию, что позволяет говорить о структурном и генетическом единстве аномальных полей Кнф района, вмещающих Ишимбаевское месторождение и выявленных в пределах Урала. Это позволяет предположить продолжение нефтегазоносных структур под складчатыми образованиями Урала.

Кугарчинский (IX) потенциалный нефтегазоносный район, преимущественно локализуется в пределах складчатой области (СО). На платформу приходиться только его западный фланг.

Общая структура аномального поля кольцеобразная. В западном (платформенном) фрагменте аномального кольца известны два средних и ряд малых месторождений нефти. Аномальное поле здесь мозаично, в целом, средней интенсивности с отдельными локальными контрастными аномалиями. Характер поля хорошо согласуется со средней ресурсностью западного фланга Кургачинского района.

В восточной (уральской) части, несмотря на экранирующее действие надвиговых структур Урала, выделен ряд высококонтрастных аномалий Кнф. Контрастность и размеры аномалий здесь значительно выше, что позволяет прогнозировать выявление крупных залежей углеводородов. Наиболее перспективная интенсивная (Кнф до 42) аномалия, расположенная у южной рамки листа, имеет продолжение на юг за пределы изученной площади. Аномальная зона оконтурена, как первоочередная Кугарчинская площадь (4) в пределах которой прогнозируется выявление крупных залежей углеводородов.

Полностью в Уральской СО локализованы Магнитогорский (VII), Сибайский (X) и Айдерлинский (XI) потенциальные нефтегазоносные районы. Из них Магнитогорский (VII) район расположен севернее других и характеризуется развитием локальных разобщенных средней интенсивности аномалий. Интересна с точки зрения выявления нефтегазовых месторождений высококонтрастная (Кнф до 47,8) линейная аномалия, выделенная на южном фланге района.

Более интенсивным развитием аномалий Кнф характеризуются Сибайский (X) и, особенно, Айдерлинский (XI) районы. В последнем районе выявлена интенсивная (Кнф до 15,1) аномалия с характерной кольцеобразной для нефтегазоносных площадей морфологией, выделенная как первоочередная Айдерлинская (5) площадь. Характеристика геохимического поля Айдерлинской площади позволяет прогнозировать выявление в связи с ней промышленных залежей углеводородов.

Выявленные в пределах Уральской СО потенциально нефтегазоносные аномальные геохимические поля позволяют ставить вопрос о возможной нефтегазоносности Уральской складчатой области и выделять ее, как новую Уральскую потенциальную нефтегазоносную провинцию [11]. Это подтверждается и геологическими данными.

В последние годы получены доказательства о сложном чешуйчато-надвиговом строении Урала и Западного Предуралья и перекрытии аллохтонными пластинами Урала восточных частей Предуральского прогиба [3, 4]. Бурение скважины 1-Верхняя Сочь показало наличие коллекторов в породах автохтона [1]. А Аракаевская параметрическая скважина, расположенная в 100 км северо-западнее от г. Екатеринбург, вскрыла газоносные пласты в поднадвиговых зонах в изверженных породах аллохтона мощностью 12 м (1890-1902 м) и 44 метра (2452-2496м). По сейсмологическим данным велика вероятность встретить здесь и нефть в вендско-рифейских отложениях в поднадвиговых структурах. Предполагаемая нефтегазоносность рифей-вендских отложений на территории Урала (Зилаирский, Магнитогорский синклинории и др.) отмечена в объяснительной записке к геологической карте региона масштаб 1:1 000 000 [2]. На смежных территориях Пермской области и Удмуртской Республики подобные залежи уже выявлены.

Следует отметить, что высокая перспективность областей развития надвигов на нефть и газ в мире известна. Подобные месторождения известны в Скалистых горах, в складчатой области Загроса (Иран) и многих других регионах мира. На месторождениях Северо-Кубинского бассейна залежи нефти содержатся в различного типа ловушках и коллекторах, представленных, главным образом, магматическими и метаморфическими породами аллохтонного комплекса, надвинутого на отложения краевого прогиба и т.д. [12]

Подводя итог, следует отметить, что одним из основных результатов региональных геохимических работ является установление геохимических признаков потенциальной нефтегазоносности шарьяжно-надвиговых структур Урала. Полученные данные позволяют выделить новую Уральскую потенциальную нефтегазоносную провинцию. По аналогии со структурами Надвигового пояса Скалистых гор, Аппалачского пояса надвигов и других нефтегазоносных районов мира они могут оказаться высоко перспективными на углеводородное сырье. Особое внимание должно быть уделено нефтегазоносности западноуральского складчато-надвигового пояса.

Изучение локализованных в пределах Уральской СО, потенциальных нефтегазоносных площадей может не только значительно расширить углеводородную базу региона, но и позволит научно обоснованно подойти к изучению нетрадиционной, с точки зрения нефтегазоносности, территории Уральской СО.

Несомненно, важнейшим результатом работ является прогнозирование новых высокоресурсных площадей для первоочередных работ, с прогнозируемым крупным углеводородным потенциалом. Для поиска нефтегазоносных залежей на выделенных первоочередных площадях рекомендуется провести: 1) геохимическую углеводородную съемку по УВГадс в масштабе 1:500 000 (5 км × 5 км) - 1:200 000 (2 км × 2 км); 2) сейсморазведку по линиям профилей через эпицентры аномалий; 3) бурение поисковых скважин в эпицентрах аномалий для вскрытия нефтегазоносных залежей.

Освоение новых высокоресурсных площадей позволит в относительно короткие сроки расширить ресурсную базу региона и обосновать подобные ревизионные работы с использованием геохимических методов на всей территории Волго-Уральской и других НГП, в том числе и в потенциальной Уральской НГП.

 

Литература

 

  1. Беляева Н.В., Юдин В.В., Корзунов А.Л. и др. Глубинное строение западного склона Урала в районе Сочьинской антиклинали (по данным бурения параметрической скважины 1-Верхняя Сочь), Сыктывкар, 1997, 79 с.

  2. Геологическая карта Российской Федерации масштаб 1:1 000 000 (новая серия), лист N-40(41) – Уфа, объяснительная записка. Санкт-Петербург, ВСЕГЕИ, 2002.

  3. Казанцев Ю.В. Структурная геология Предуральского прогиба. М. Наука, 1984,

  4. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. и др. Геология и перспективы нефтегазоносности Урала. М.: Наука, 1988, 240 с.

  5. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России. Геология нефти и газа, №2, 2007г. ст.18-23.

  6. Кондратов Л.С., Ершова М.В. Углеводородные газы горных пород в связи с использованием при поисках полезных ископаемых. Изв. ВУЗов. Геология и разведка. МГРИ. М. 1986. № 7. с.17-24.

  7. Кондратов Л.С., Воинков Д.М., Прокофьева А.Ф. Адсорбированная форма газа пород - новый этап в развитии газогеохимических поисков нефтегазовых скоплений. Разведка и охрана недр. Москва. 2009. № 11.с.24-31.

  8. Кондратов Л.С., Старостин В.И., Воинков Д.М., Голубев Ю.К., Криночкин Л.А., Демидов В.И. Газы литосферы и полезные ископаемые. Смирновский сборник-2009. Фонд им. академика В.И. Смирнова, М. 2009. с. 75-103.

  9. Криночкин Л.А., Головин А.А., Чуткерашвили С.Е., Прокофьева А.Ф. Методика и результаты прогнозирования нефтегазоносных объектов при региональных геохимических работах. /Разведка и охрана недр, 2013, №8, с. 17 – 20.

  10. Криночкин Л.А. Геохимические критерии локализации высокоресурсных нефтегазоносных площадей при региональных работах. Разведка и охрана недр, 2015, № 6, с. 21 – 26.

  11. Криночкин Л.А., Демидов В.И., Баранов И.С., Гелетко А.А. Перспективы нефтегазоносности Волго-Уральской провинции по геохимическим данным. / В сб. Геохимическое картирование, поиски и геоэкология. /Отв. Редакторы И.Г. Спиридонов, В.А. Килипко. Сборник статей. М.: ИМГРЭ, 2015, М.: ИМГРЭ, 2015, 155-166 с.

  12. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность (геофизический анализ). Итоги науки и техники. Физика Земли. М.: ВНИТИ, 1985, т.8,   200 с.

  13. Требования к производству и результатам многоцелевого геохимического картирования масштаба 1:1 000 000 (МГХК-1000). – М.: ИМГРЭ, 1999, 191 с.



Keywords: oil, gas, Volga-Ural OGP, geochemical studies, adsorbed gases, high-life area




Статья «Геохимическое картирование Расширение ресурсной базы востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, Июнь 2017)

Читайте также
Система Orphus