П.5.1.5-ПРОЧИТАТЬ.
П.5.1.6; 5.2.1-5.2.8-КОНСПЕКТИРОВАТЬ. В КОНЦЕ РАЗДЕЛА ОТВЕТИТЬ ПИСЬМЕННО НА КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.
Практическое занятие № 6
Тема: Изучение геохимических методов поисков месторождений нефти и газа
Цель: ознакомиться с теоретическими сведениями, законспектировать, сделать вывод, ответить на контрольные вопросы.
Средства обучения: учебные пособия, раздаточный материал, схемы, таблицы, опорный конспект
Основные теоретические положения:
Геохимические съемки относятся к разряду мобильных, экологически чистых и недорогих методов (на порядок дешевле сейсморазведки). Наряду с несомненными достоинствами геохимического метода, у него есть и существенные недостатки:
Во-первых, интерпретация выявленных аномалий, аномальных зон и участков может быть ошибочной, т.к. довольно трудно определить пороговые значения, характеризующие залежь или месторождение УВ.
Во-вторых, сложность точного определения планового положения аномалий или аномальной зоны относительно источника их возникновения. В природных помехах значительна роль тектонических нарушений (они регистрируются на территории исследования другими методами — сейсморазведкой, потенциальными полями, аэрокосмофотодешифрированием). Вместе с тем, большое влияние на поверхностное распределение легких УВ оказывают подземные воды; они, по условиям массопереноса, формируя ореолы рассеяния, могут создавать ложные (а не нефтегазоперспективные) аномалии.
В-третьих, недоучет техногенного фактора, особенно УВ-загрязнения. Оно с каждым годом играет все более значимую роль не только вблизи населенных пунктов и транспортных магистралей центральной и южной частей Западной Сибири, но и в относительно чистых отдаленных районах Крайнего Севера. Выявление под снежным покровом таких «грязных» мест при геохимической съемке весьма проблематично.
|
|
Для юга Тюменской области, в частности для Вагай-Ишимской впадины, все вышеперечисленные проблемы геохимических съемок также характерны.
В качестве примера комплексной интерпретации потенциальных полей и аэрокосмодешифрирования с привлечением результатов геохимической съемки по снежному покрову приводится Южно-Голышмановский профиль – сейсмический профиль – ПР-5 (рис. 1).
Рис. 2. Сопоставление результатов геохимической съемки (по снежному покрову) с данными гравимагниторазведки и аэрокосмодешифрирования. Южно-Голышмановский профиль. Составил А.М. Ванисов (1,2 — графики содержаний гомологов метана, взятых: с каталога (1), с карты (2); 3 — пункты отбора и номера геохимических проб; 4 — пункты гравимагнитных наблюдений; 5–7 — результаты обработки геофизических данных по методике “ ГОНГ”: положительные аномалии (5), относительно отрицательные аномалии, предположительно связанные с УВ-залежами (6), кривая Т с элементами обработки (7); 8–10 — распространение земель, прогнозируемых по аэрокосмодешифрированию: нефтенасыщенными (8), газонасыщенными (9), с неясным насыщением (10); 11 — дизъюнктивные нарушения, по данным: гравиразведки (Гр), магниторазведки (М), сейсморазведки (С) и аэро-космодешифрирования (К); 12 — рекомендуемые скважины глубокого бурения.)
На графике поля силы тяжести, обработанном по нестандартной методике локального прогноза «ГОНГ» выделяются отрицательные аномалии, предположительно вызванные залежами УВ (см. знак 6 на рис. 1). Пользуясь теми же технологическими принципами, что и в гравиразведке, обработан и профиль магнитного поля, где выделены нефтеперспективные аномалии (знак 5 на рис. 1).
|
|
Содержание гомологов метана С2 - С7 по интерпретационному профилю приводится в двух вариантах: график, построенный по истинным значениям, взятым из каталога, и график, снятый с карты содержания гомологов метана. Эти графики резко отличаются друг от друга (см. верхнюю часть рис. 1). Вероятное объяснение подобного расхождения следующее:
При построении карты значительно влияние близкорасположенных точек наблюдения, т.к. производится осреднение массива. И в итоге мы имеем далекую от реальной и даже искаженную картину распределения искомых полезных аномалий. Наибольшие расхождения между графиками наблюдаются в местах с пиковыми значениями содержания метана в снеговых пробах.
В пределах Южно-Голышмановской площади по результатам геохимической съемки (по снегу) фактически измеренная концентрация гомологов метана от С2 до С7 в отдельных местах (в пиковых точках) достигает 200–220 мг/т. И это в таком, как считается рядом исследователей, малоперспективном районе как Вагай-Ишимская впадина. В то же время, в Уватском нефтегазоперспективном районе, по материалам такой же геохимической съемки (по снежному покрову), проведенной в 2002 году, предельные значения С2-С7 достигают всего лишь 14–15 мг/т. Этот примечательный факт до настоящего времени не нашел объяснения ни геологами, ни геохимиками. Возможно, Южно-Голышмановская площадь, по сравнению с Уватской, является существенно газоносной, о чем косвенно свидетельствует появление аэрокосмографических «газовых» аномалий среди нефтеперспективных (см. знак 9 на рис. 1).
|
|
Сопоставление нефтегазоперспективных аномалий, выделенных по гравимагнитометрическим данным, с геохимическими результатами дает некоторое представление об информативности геохимической съемки.
Часть геохимических наблюдений со значениями содержания гомологов метана в пределах 8–10 мг/т совпадает с гравимагнитными аномалиями, что дополнительно указывает на нефтегазоперспективность разреза. В местах несовпадения наличие повышенных значений содержания С2-С7 можно объяснить вероятными тектоническими нарушениями, четко дешифрируемыми в виде линейных элементов на аэро- и космоснимках (они могут быть не только вертикальными, но и наклонными). Вышеизложенные замечания следует учитывать при проведении комплексной геолого-геофизической интерпретации.
Приведенные приемы интерпретации в профильном варианте не исключают и других способов обработки получаемых геохимических материалов. Но для последующего выхода на локальный прогноз УВ-залежей необходима основательная практическая и теоретическая база.
Сложная геолого-тектоническая обстановка, резко отличные по возрасту и составу доюрские образования, иногда отсутствие привязки по горизонту А,- все это значительно осложняет геолого-геофизическую интерпретацию результатов применения различных методов (способов) локального прогноза нефтегазоносности, включая и геохимическую съемку в ее модификациях.
Кроме основных условий проведения газогеохимические съемки имеют и «тюменские» особенности.
Западная Сибирь обильна болотами, озерами, водотоками, в осадках которых интенсивен процесс образования различных газов, в том числе метана и его гомологов. В других регионах, где ВНИИЯГ и другие организации выполнили основной объем геохимических съемок, нет таких ярких гидросферных обстоятельств. Последние обусловливают специфику выявления углеводородных следов скрытых на глубине скоплений нефти и газа. Она индивидуальна как для Южно-Тюменских (например, Голышмановского), так и более северных (Уватский, Сургутский) районов из-за различий в обводненности, степени рельефорасчлененности, илистости и заторфованности поверхностных образований. В этих условиях на севере более эффективными оказываются дистанционные исследования типа обнаружения «голубых озер». На юге Западной Сибири удачны наземный поиск и опробование аэровизуально обнаруженных на дне водоемов, так называемых, воронок газового взрыва – следов залежей.
Мало выявить газовые аномалии и вынести их на карты или профили. Необходимо установить критерии разделения УВ-газов на поверхностные (озерно-болотные) и глубинные. Они различны в разных районах Тюменской области. Так, в Уватском районе по иловым (донным) газам современных водоемов установлено, что «информативным показателем является содержание ТУ („тяжелых“ углеводородов), в данном случае – пентанов. Повышенные концентрации метана не связаны с залежами нефти на глубине и не могут использоваться как поисковый критерий». В Сургутском районе такие критерии выбраны по концентрациям «легких» УВ в песках и глинах, залегающих на глубине около 100 м
Практически каждый район имеет свои геологические особенности проницаемости разреза для миграции УВ-газов от залежи на дневную поверхность. Часто картируются «соседства» геоблоков тектонически напряженных (с многочисленными разрывными нарушениями и трещинами — путями интенсивной миграции УВ) и не напряженных, монолитных (с низким и «спокойным» УВ-фоном). В первых блоках эффективен поиск по «тяжелым» (газообразным) и ароматическим (парообразным) УВ из-за их малой мигрируемости и меньшего радиуса ореола рассеивания. В других – по наиболее мигрантноспособным газообразным компонентам: метану и его первым гомологам (как в Сургутском и Вынгапурском районах, – по пропану).
Концентрации УВ-газов, поступивших с глубины, во многом зависят от длины пройденного ими пути, т.е. от глубины залегания аномалиеобразующего объекта. В каждом районе она различна. Так, в Сургутском районе наиболее приближенными к дневной поверхности (около 1700 м) являются пласты АС7 и АС8 Быстринского месторождения нефти. В Уватском районе верхний нефтеносный горизонт скрыт на глубинах 2400 м (пласт АС10 на Зимнем месторождении) и 2600 м (Кальчинское месторождение, ачимовские отложения).
Тюменские районы проведения геохимических съемок различны и по глубинам залегания литолого-геохимических барьеров – адсорбентов УВ-газов. В частности, глинистые образования туртасской свиты в Сургутском районе фиксируются в 100 м от дневной поверхности, в Голышмановском – на глубине 300 м.
В каждом районе «свои» пороговые значения концентрации УВ, характеризующие залежь (месторождение). Так, на Сургутском профиле для земель с высокой нефтенасыщенностью высота геохимического порога – 14 фонов С3Н8; на соседнем (см. рис. 1), вэнгапурском – она более чем в 2 раза ниже (6 фонов пропана). На Южно-Голышмановской площади содержание гомологов метана С2 - С7 над нефтегазоперспективными участками в 8–10 раз выше фонового (см. рис. 2).
Вывод
С позиций геологической интерпретации полученных данных проведение геохимических съемок должно осуществляться при следующих условиях:
1.Геохимическая съемка проводится на участках, где ранее выполнены другие геофизические исследования, в частности, сейсморазведка в площадном или профильном варианте, наземные гравимагнитные работы или аэромагнитная съемка. Площадь геохимической съемки планируется в границах нефтегазоперспективных участков или зон, выявленных другими геофизическими методами.
2. Очень важно, чтобы геохимическая съемка выполнялась по линиям геофизических профилей и на пунктах физических наблюдений других методов. При наличии технических, финансовых и др. возможностей сеть геохимических наблюдений следует сгустить для повышения достоверности выявленных аномалий.
3. Интерпретацию полученных геохимических результатов необходимо проводить только в профильном варианте и непосредственно по исходным данным. Добиваясь повышения точности измерения того или иного параметра, при картопостроении нередко проводится осреднение по трем, а то и по пяти, и семи значениям, что ведет к потере полезной информации. Механическое наложение контуров перспективных аномалий и зон, выявленных различными геофизическими методами, без учета специфики каждого из них, приводит к некорректным и даже ошибочным выводам. Как и для всех геофизических методов, выявленные геохимические аномалии следует считать достоверными, если они выделены по трем точкам физнаблюдений. Пиковые значения необходимо учитывать при интерпретации, но не опираться на них при окончательных геологических выводах.
4. Опираясь на полученные результаты работ, планируются местоположение, время проведения съемок, их модификация. Необходимо учитывать, что практически каждая площадь имеет индивидуальные черты строения, а это требует принятия нестандартных решений в интерпретации материалов съемок.
5. Следуя только стандартным методикам проведения газогеохимических съемок невозможен эффективный (положительный) результат рассмотренного «прямого» поиска нефтегазоносных земель. Более того, это («нерезультативность») может подорвать доверие к другим несейсмическим методам регионального и, в особенности, локального нефтепрогноза, комплексирование которых повышает эффективность нефтепоиска.
6. Соблюдение вышеперечисленных условий проведения геохимических съемок и интерпретации в комплексе с другими геофизическими методами позволит повысить информативность работ и окажет существенную помощь в локальном прогнозе залежей УВ на малоисследованных землях.
Задание на выполнение практического занятия:
1. Изучить теоретический материал по теме занятия.
2. Систематизировать записи и оформить в виде отчета.
Контрольные вопросы:
1. Расскажите о геохимических исследованиях при поисках и разведке нефти и газа.
2. Расскажите об основных видах прямых геохимических методов съемок и их информативных показателях.
3. Какие природные процессы формируют поверхностные геохимические аномалии? Дать понятие о коэффициенте контрастности, геохимических барьерах и опорных горизонтах.
4. Расскажите о геохимических методах поиска нефти и газа на акваториях.
5. Какие фациально-генетические типы исходного органического вещества пород вы знаете? Расскажите об оптических и химических методах их определения.
6. Какие уровни термической зрелости (катагенеза) органического вещества пород вы знаете? Расскажите об оптических физико-химических методах определения стадий катагенеза.
7. Какова зональность процессов нефте- и газообразования и недрах?
8. В чем заключается раздельный прогноз нефте- и газоносности недр. Расскажите об основных геолого-геохимических критериях прогноза.
9. Какие вы знаете геохимические методы определения типов залежей (по фазовому состоянию углеводородов)?
10. Перечислите геохимические показатели и расскажите о методах доразведки месторождений.
Содержание и форма отчета о поделанной работе:
1.Отчет по практическому занятию должен содержать:
2.титульный лист;
3.цели и задачи практического занятия;
4.краткие теоретические сведения;
5.схему сварки;
6.расчетная часть; расчет режимов сварки и расчет расхода сварочных материалов, электроэнергии и время сварки;
7.основные результаты и выводы;
8.список используемой литературы.
9.Оформление работы: оформляется на писчей бумаге стандартного формата А4 на одной странице листа, которые потом сшиваются в скоросшивателе.