National University of Oil and Gas Gubkin University
Применение методов органической геохимии при поисках нефтяных месторождений
Application of organic geochemistry methods for exploration and development of oil fields
Gordadze G.N., Giruts M.V., Koshelev V.N.
Moscow, Russian Federation
Аннотация
На конкретных примерах, заимствованных из практики авторов, показано значение методов органической геохимии (базирующейся на осадочно-миграционной гипотезе образования нефти) при проведении генетических корреляций в системах «нефть-нефть», «нефть-рассеянное органическое вещество пород». Целью исследований являются выявление нефтематеринских толщ и типизация нефтей различных регионов России, в том числе в случае нефтей, залегающих в одной и той же скважине в разновозрастных коллекторах. В частности, показано, что нефтематеринской толщей нефтей северо-востока Татарстана являются породы доманиковой толщи семилукского горизонта. Подток углеводородов из фундамента (как это утверждают сторонники абиогенного происхождения этих нефтей) отсутствует.
The importance of organic geochemistry methods (based on the sedimentary-migration hypothesis of oil formation) for genetic correlations in oil-oil, oil-extractable organic matter of rocks was shown on specific examples from authors practice. The aim of the study was to identify source rocks and genetic correlation of oils of various regions of Russia including oils from the same well deposited in the reservoirs of different ages. In particular, it was concluded that the source rocks of the northeast of Tatarstan are rocks of the Domanik strata of the Semiluksky horizon. The flow of hydrocarbons from the foundation (as claimed by supporters of the abiogenic origin of these oils) was absent.
После ухода из жизни основоположников гипотезы абиогенного синтеза углеводородов - В.Б. Порфирьева, П.Н. Кропоткина, Н.А. Кудрявцева - существенно сократилось количество дискуссий между сторонниками органической (осадочно-миграционной) и неорганической (абиогенной) концепций происхождения нефти. В 90-х гг. работы старшего поколения «неоргаников» стали постепенно забываться, а объем новых публикаций, отстаивающих эти позиции, резко уменьшился. Однако в последнее время сторонники абиогенной гипотезы происхождения нефти очень активизировались. Об этом свидетельствует регулярное проведение конференции «Кудрявцевские чтения», организованной в 2013 г. в Казани Международной конференции по абиогенному синтезу углеводородов нефти, конференции по нефтегазоносности фундамента и т.д.
Сегодня, благодаря развитию инструментальных методов анализа и установления строения химических соединений, наши знания в области идентификации новых высокомолекулярных углеводородов-биомаркеров и других углеводородов на молекулярном уровне существенно обогатились. Современные данные об углеводородном составе нефти на молекулярном уровне свидетельствуют о том, что эти углеводороды никак не могли образоваться абиогенным путем. Они образовались из эукариотов (грибы, растения, животные) и прокариотов (бактерии и археи) [1 - 9].
Только на основании закономерностей распределения углеводородов на молекулярном уровне можно получить наиболее достоверную информацию о природе органического вещества (ОВ) нефти и уточнить представления о процессах нефтеобразования. Они служат основой для прогнозирования состава нефтей новых территорий и геологических комплексов.
На наш взгляд, чтобы корректно использовать данные по распределению углеводородов на молекулярном уровне в нефтях и рассеянном ОВ пород, необходимо знание стереохимии и относительной термодинамической устойчивости углеводородов различного типа строения, того, в каких реакциях они участвуют и т.д. Эти вопросы изучает дисциплина «Химия нефти». Кроме того, специалисты, работающие в области нефтегазопоисковой геохимии, должны быть хорошо знакомы с недавно (в середине 60-х гг. прошлого столетия) оформившейся в самостоятельную научную дисциплину органической геохимией углеводородов. Современные достижения этого самостоятельного научного направления позволяют проводить:
- корреляцию в системах «нефть-нефть», «нефть-РОВ», «нефть-кероген» (потенциальные производящие породы - источники);
- определение типа исходного ОВ: морской, континентальный, прибрежно-морской, лагунный и т.д.;
- определение степени катагенеза (созревания): керогена, нефти, битумоида. Эволюция ОВ в конкретных бассейнах осадконакопления;
- определение фациальной обстановки в диагенезе: карбонатные или терригенные породы, степень солености вод в данном бассейне, окислительная или восстановительные обстановка и пр.;
- определение интенсивности микробиологической трансформации ОВ в диагенезе, генерацию этим путем новых углеводородов;
- определение степени и масштабов микробиологического изменения нефти в залежах (биодеградация);
- определение геологического возраста нефти, вернее, геологического возраста образующего ее органического вещества;
- определение путей и интенсивности процессов первичной и вторичной миграции нефти.
Иными словами, без знания того, из каких углеводородов состоит нефть на молекулярной уровне, и того, какую геохимическую информацию можно получить на основе закономерностей их распределения, невозможно осуществлять эффективные поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений.
К сожалению, со сторонниками абиогенной гипотезы происхождения нефти и поиском нефтяных месторождений на этой основе занимаются геологи, физики, математики, которые являются профессионалами в своих областях, но мало знакомы с углеводородным составом нефтей на молекулярном уровне. Представленная работа не ставит своей задачей критиковать сторонников гипотезы абиогенного синтеза нефтяных углеводородов. Отметим лишь то, что нижеперечисленные углеводороды (рис. 1), которые находятся во всех нефтях, никак не могли образоваться абиогенным путем. Кроме того, в нефтях далеко не все углеводороды находятся в термодинамически равновесных концентрациях, как утверждают сторонники абиогенной гипотезы происхождения нефти [10]. Нужно также заметить и то, что в литературе на сегодняшний день отсутствуют экспериментальные данные по моделированию процессов образования нефтяных углеводородов абиогенным путем.
По существу, любые закономерности распределения углеводородов-биомаркеров в различных геологических объектах являются характерным для них «отпечатком пальцев».
Ниже, на некоторых примерах, мы продемонстрируем, как методы органической геохимии, закономерности распределения нефтяных углеводородов и их соотношений, приведенных на рис. 1, могут быть незаменимы при проведении типизации нефтей различных нефтегазоносных районов, установлении генетического сходства или различия нефтей одного месторождения и даже отобранных из одной скважины многопластового месторождения. Как правило, решить подобные задачи другими геологическими или геофизическими методами или очень трудно, или вовсе невозможно.
Одним из примеров использования закономерностей распределения углеводородов-биомаркеров в нефтях и рассеянном ОВ пород в целях поиска нефтематеринских толщ приведем выявление происхождения нефтей северо-востока Республики Татарстан (рис. 2 - 4) [11]. На основании исследований углеводородного состава (н-алканов и изопренанов, стеранов, терпанов и др.) ОВ осадочных пород, кристаллического фундамента и нефтей методами капиллярной газо-жидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии мы пришли к следующим выводам:
1. Близость состава углеводородов-биомаркеров в нефтях северо-восточной части Татарстана заставляет предположить существование их единого источника (рис. 2).
2. Таковым источником могла быть, вероятнее всего, семилукская (доманиковая) толща, которая по своим нефтематеринским возможностям намного превосходит другие толщи палеозоя района (рис. 3). Об этом говорит сопоставление биомаркерных параметров нефтей и ОВ пород.
3. Отсутствие подтока углеводородов из фундамента в осадочную толщу палеозоя северо-востока Татарстана сильное. Об этом свидетельствует различие между стерановыми и терпановыми параметрами ОВ фундамента и протерозоя -- с одной стороны, и нефтей вышележащих отложений девона и карбона -- с другой. Кроме того, по таксонометрическому показателю регулярных стеранов С28/С29 ОВ кристаллического фундамента моложе (0,8 - соответствует юре-триасу), чем ОВ семилукского горизонта (0,4 - соответствует девону) (рис. 4).
В качестве другого примера приведем результаты исследования закономерностей распределения углеводородов-биомаркеров (н-алканов, изопренанов, стеранов, терпанов и др.) нефтей, отобранных на разных площадях Самарской области. Здесь нами было выделено три геохимических группы нефтей: а) нефти «наддоманикового» геохимического типа, б) нефти «поддоманикового» геохимического типа, в) нефти «смешанного» геохимического типа. Выделяются также всего два генетических типа нефтей: 1) «доманиковый» генотип (соответствующий «наддоманиковому» морскому геохимическому типу), 2) «девонский терригенный» генотип (соответствующий «поддоманиковому» прибрежно-морскому геохимическому типу) [12].
Приведем также пример, касающийся знакомой всем нефтяникам баженовской свиты Западной Сибири. Несмотря на то что отложения баженовской свиты изучены довольно подробно с разных позиций и различными методами (Барташевич О.В., Вебер В.В., Гусева А.Н., Конторович А.Э., Ларичев А.И., Лопа-тинН.В., Меленевский В.Н., Неручев С.Г., Петров А.А., Соколов Б.А., Чахмахчев В.А. и др.), до сих пор не существует единого мнения о происхождении этих нефтей.
Большинство исследователей предполагает, что нефть, залегающая в этих отложениях, образовалась за счет собственного ОВ. Так, согласно А.Э. Конторовичу, баженовские глины являются мощным генератором нефтей и углеводородных газов, и не только для самой баженовской свиты, но в ряде мест и для ниже- и вышележащих залежей [13]. По мнению О.В. Барташевича [14, 15], залежи нефти в отложениях баженовской свиты сформировались в результате первичной миграции. Там, где битумоидная часть ОВ носит «нефтяной характер», но не обеднена низкомолекулярными алканами и цикланами, интерпретируются как результат первичной миграции (эмиграции), а следовательно, как эффект сингенетичного нефтеобразования. Эти площади и рассматриваются как наиболее перспективные для формирования скоплений.
Наши исследования [16--18] на примере пород баженовской свиты и нефти скв. № 554 Салымского месторождения подтвердили предположение О.В. Барташевича с тем отличием, что не вся порода участвует в образовании нефти, а лишь ее часть, наиболее близко залегающая к нефти.
С этой целью было изучено распределение н-алканов и высокомолекулярных биомаркеров в битумоидах и распределение ароматических углеводородов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород (керогена).
На рис. 5 показано распределение аренов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород и нефти скважины 554 Салымского месторождения, на рис. 6 - соотношение степени созревания ОВ по стеранам, тритерпанам и аренам состава C8.
По распределению аренов состава C8 мы пришли к следующим выводам:
- Относительная концентрация этилбензола свидетельствует о морском генезисе и варьирует в пределах 15,1 - 24,2 % [16] , причем наиболее близки к нефти продукты термолиза пород, залегающих на глубине 2733,8 - 2736,7 м и 2736 - 2739 м (образцы 3 и 4).
- Наблюдается тенденция приближения к равновесной смеси относительной концентрации орто-ксилола и мета-ксилола. Видно, что их относительные концентрации также близки в нефти и продуктах термолиза образцов 3 и 4.
- Относительная концентрация пара-ксилола в продуктах термолиза и в нефти практически одинаковая (рис. 5).
- По соотношению (мета-+пара-ксилол)/орто-ксилол (коэффициент степени зрелости) [16] также наиболее близки продукты термолиза образцов 3 и 4 к нефти.
Аналогичные выводы можно сделать и на основании распределения стеранов и тритерпанов в битумоидах тех же пород и нефти (рис. 6).
Распределение стеранов С27:C28:C29 и отношение пристан/фитан свидетельствуют о том, что и битумоиды, и нефти относятся к морскому фациально-генетическому типу. Однако по степени преобразованности ОВ битумоиды резко отличаются друг от друга, несмотря на их довольно близкое залегание между собой. Согласно значениям К1зр. и отношениям Ts/Tm, наиболее зрелыми являются битумоиды пород 3 и 4 и в отличие от битумоидов образцов пород 1 и 2 они наиболее близки к нефти. В принципе, такую близость этих коэффициентов в битумоидах пород 3 и 4 и в нефти можно было бы объяснить и влиянием близко залегающей нефти, но когда такая же закономерность наблюдается и по распределению аренов состава C8, образованных в результате термолиза дебитуминизированных пород, можно однозначно заключить об участии в нефтеобразовании именно этих пород.
Интересно отметить, что к аналогичному выводу можно прийти и на основании распределения н-алканов в битумоидах и нефти (рис. 7). Здесь видно подобное бимодальное распределение н-алканов в битумоидах образцов пород 2, 3, 4 и в нефти.
Таким образом, на основании изучения распределения аренов состава C8 в продуктах термолиза дебитуминизированных пород и биомаркеров в битумоидах и нефти можно заключить, что в образовании нефти скв. № 554 Салымского месторождения принимала участие не вся порода баженовской свиты.
Вопросы выявления нефтематеринских толщ и типизации нефтей, безусловно, очень важны при поисках и разведке нефтей. Однако довольно часто встречаются такие случаи, когда в одной и той же скважине залегают нефти в разновозрастных коллекторах. В этом случае, с точки зрения поиска и разработки нефти, важно установить: одними и теми же нефтематеринскими толщами генерированы эти нефти или разными. Как показали наши исследования, эти нефти могут быть генерированы как одной, так и разными нефтематеринскими толщами. Значение методов органической геохимии при решении таких вопросов переоценить трудно. Доказать это можно только на основании исследования закономерностей распределения углеводородов на молекулярном уровне как в нефтях, так и в органическом веществе возможных нефтематеринских толщ. Далее мы приведем несколько примеров подобных исследований.