Изотопно-геохимические критерии генезиса месторождений углеводородного сырья

Введение

Современные парадигмы и концепции в нефтегазовой геологии выстроены и базируются на материалах по геологии традиционных нефтегазовых месторождений. С середины прошлого столетия спектр разновидностей традиционных скоплений углеводородов постоянно расширялся в связи с обнаружением новых нетрадиционных типов ловушек, коллекторов, покрышек, как расширялись и представления об источниках углеводородов. За последние четверть века выяснилось, что в недрах нефтегазоносных регионов масштабы нефтегазонакопления в традиционных формах значительно уступают нефтегазонакоплению в особых, иных формах. Ресурсы и скопления углеводородов в виде газогидратов, тяжелых нефтей и битумов, водорастворенных газов, сланцевых нефтей и газов, газов угленосных разрезов пород, газов плотных пород были отнесены в отдельный тип неконвенциональных ресурсов нефти и газа.
В современных концепциях эволюции Земли и моделях глобальных геодинамических процессов задействованы разные механизмы мантийно-корового взаимодействия, связанные с рециклингом (переработкой) корового материала. При исследовании мантийных процессов помимо геофизических и петрологических, важное место занимают изотопно-геохимические методы исследования, в особенности при изучении глубинных флюидно-газовых систем.


1.Генезис углеводородов и образование залежей нефти и природного газа
Современные научные представления о генезисе нефти и газа и практические результаты геологических исследований позволяют говорить о наличии в недрах Земли громадных, неисчерпаемых запасов углеводородов, которое может быть объяснено только с точки зрения их абиогенного глубинного происхождения. Основные положения концепции абиогенного глубинного происхождения нефти и газа были сформулированы в прошлом веке такими выдающимися учеными, как Н.А. Кудрявцев, П.Н. Кропоткин, В.П. Порфирьев, Г.Н. Доленко, В.А. Краюшкин, И.И. Чебаненко и др. Эта концепция базируется на представлениях об образовании нефти и газа в очагах астеносферы вследствие неорганического синтеза. Глубинный флюид, представляющий собой смесь воды и углеводородов, по глубинным разломам мигрирует из мантии Земли в земную кору и образует, как правило, многопластовые нефтегазовые месторождения (рис. 1). Нефтегазоносность рассматривается как одно из проявлений природного процесса дегазации Земли, создавшего на ранних этапах ее развития гидросферу, атмосферу и биосферу

Рисунок-1 Теория абиогенного глубинного происхождения углеводородов
и образования нефтегазовых залежей
До недавнего момента современная концепция абиогенного глубинного генезиса углеводородов являлась геологической. Ее развитие тормозилось, главным образом, из-за отсутствия достоверных экспериментальных исследований, подтверждающих саму возможность абиогенного синтеза углеводородов в глубинных (мантийных) условиях.
2. Изотопно-геохимический метод
Изотопно-геохимический метод базируется на эмпирически установленной и подтвержденной экспериментально зависимости изотопного состава углерода метана и вторичных карбонатных новообразований от степени преобразованности ОВ и УВ. Поисковые показатели относятся к числу прямых индикаторов нефтегазоносности в случае исследований метана и косвенных - в случае изучения карбонатных новообразований.
Известно наличие изотопной зональности процессов газообразования. В частности, в верхней части осадочного разреза, где преобладают процессы бактериального разложения ОВ, образуется метан, внаибольшей степени обогащенный легким изотопом: δ13С от -60 до -95 ‰. По мере погружения осадков и затухания бактериальной деятельности главную роль играют процессы термокаталитического (абиогенного) преобразования ОВ. В главной зоне нефтеобразования генерируется метан с δ13С от -57 до –35 ‰ (с этой зоной связаны основные месторождения нефти и конденсата). В нижней зоне газообразования за счет высокотемпературного преобразования ОВ образуется метан с изотопным составом от -30 до -20 ‰. Здесь же за счет высокотемпературной деструкции жидких УВ образуется метан со значениями δ13С от -40 до -50 ‰ (это зона метанизации нефтей).
Изотопное фракционирование при миграции газа несоизмеримо мало по сравнению с изотопными различиями, обусловленными первичными генетическими факторами. Поэтому изотопно-геохимический метод поисков нефти и газа используется для оценки генетической природы газогеохимических аномалий и газопроявлений, выявленных на различных уровнях разреза по комплексу изотопных и газогеохимических показателей.
Таким образом, если наблюдается проникновение газа из залежи в покрывающие отложения, то по ИСУ метана они будут находиться в контрасте с условиями генерации в покрывающих отложениях. В частности, если геохимическое зондирование проводится в биохимической зоне, представленной изотопно лёгким метаном, то наличие миграционного потока от нефтяной залежи выразится в смещении ИСУ в сторону менее отрицательных значений. Задача поисков сводится к выявлению в поверхностных отложениях контрастных изотопных аномалий. Поскольку величина изотопного смешения будет определяться количеством мигрирующего газа, установить источник метана и его глубину только по ИСУ не представляется возможным. Например, на сингенетичном фоне ИСУ метана = - 70‰ одна и та же величина δ13С=-60‰ может быть обусловлена как поступлением 50 % нефтяного газа (δ13С=-50 ‰), так и 20 % газа нижней газовой зоны (δ13С=-25 ‰). По той же причине не представляется возможным по ИСУ установить тип залежи, хотя в пределах одного бассейна газы нефтяных залежей, как правило, на 5-10 ‰ изотопно легче газоконденсатных. В ряде регионов генерация изотопно тяжёлого метана за счёт глубокого метаморфизма возможна практически на любой глубине (например, за счёт глубокого преобразования углистого вещества пермо-карбона Лено-Тунгусской НГНП процессами траппового магматизма).
Надежный прогноз нефтегазоносности с применением метода обеспечивается при достаточной изученности изотопного состава углерода (ИСУ) метана и карбонатных новообразований как в зоне поискового геохимического зондирования (ЗПГЗ), так и в газах и карбонатных минералах продуктивных горизонтов.
Появление во вмещающиъх породах карбонатов, аномально обогащённых изотопом 12С (δ13Скарб<0), свидетельствует о взаимодействии эпибитумоидов (углеводородов нефти) и карбонатов

. В зоне анаэробгого гипергенеза (δ13Скарб может достигать -27 ‰ (приближаясь к ИСУ нефтяных углеводородов). Также возможность изотопной диагностики миграционного потока УВ предоствляет определение ИСУ бикарбонатов пластовых вод (δ13СНСО3 пласт.вод≈ δ13СУВ). Изотопно-геохимический метод используется при региональных и прогнозно-рекогносцировочных геохимических работах главным образом для оценки природы естественных проявлений углеводородных газов и карбонатной минерализации, для разбраковки выявленных аномалий. При поисково-оценочных и детальных работах – для оценки перспектив нефтегазоносности локальных площадей, выявления продуктивной части в конкретных геологических разрезах, определения местоположения в ней продуктивных пластов и прогноза типа залежи в этих пластах.
Эффективность метода значительно возрастает при комплексировании его с другими поисковыми методами, особенно с газогеохимическим, литогеохимическим и геомикробиологическим.
Информативными показателями являются: ИСУ метана, характер связи δ13С метана с относительным содержанием гомологов и содержанием метана в пробе (%).
В случае миграции газов от залежи и достижении ими верхней части осадочного разреза они будут находиться в контрасте с местными условиями газогенерации и отличаться по ИСУ метана от сингенетичных газов. Контрастность изотопной аномалии (δ13Саном) в поверхностных отложениях определяется соотношением ИСУ сингенетичного (δ13Ссинг) и эпигенетичного (δ13СЭпиг) метана:
δ13Саном = (1-Р/100) δ13Ссинг + (Р/100) δ13Сэпиг, где Р — доля сингенетичного газа.
При преобладании в ЗПГЗ сингенетичной составляющей контрастность газовой аномалии по абсолютному значению δ13С будет низкой.
На изотопный анализ отбирают пробы газа поверхностных газопроявлений, пробы керна и бурового раствора с последующей их термовакуумной дегазацией. Требования к методике и качеству отбора проб аналогичны требованиям, действующим при газогеохимическом методе.
3. Изотопно-газогеохимические критерии генезиса углеводородных газов
Все газовые геохимические поля делятся на два типа: фоновые и аномальные. Значения фоновых геохимических полей в пределах углеводородных осадочных бассейнов является важной целью при поисках углеводородных залежей.
Известно, что Охотское море является одним из самых активных в северных широтах районом подводной разгрузки метана.
Обнаруженные здесь высокие концентрации этого газа сигнализируют о наличии его аномальных полей, характер распределения и изменчивость которых в толще вод данного бассейна до сих пор остается мало исследованной.
Закономерности формирования фоновых и аномальных углеводородных газогеохимических полей хорошо изучены для условий суши. Знание этих закономерностей позволили разработать эффективные методы определения фоновых и аномальных полей концентраций газообразных углеводородных соединений, которые широко используются для прогнозирования и поисков залежей углеводородных полезных ископаемых.
Знание условий распределения газогеохимических полей в воде и донных осадках морей позволяет использовать их как индикаторы для прогноза нефтегазовых залежей, для картирования зон разломов и оценки их геологической активности, для оценки влияния газогеохимических полей на окружающую среду.
Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа на акваториях основаны на исследовании субвертикальной миграции углеводородов, в основном газообразных, их скоплений в осадках, водной толщи, а также и частичного рассеивания в последней.
Газогеохимические исследования были проведены на восточном Присахалинском шельфе, Татарском проливе, Примагаданском и Приохотском шельфах, на шельфе западной Камчатки, в участках обнаружения газогидратов (северо-восточном склоне о. Сахалин и западнее о. Парамушир).
Ниже приведены основные особенности распределения газов, выявленные предшественниками в придонном слое этих районов. Необходимо отметить, что предшественниками в качестве максимальной фоновой концентрации метана в придонном слое воды принято значение, не превышающее 90 нл/л в придонных водах (после 1987-1989 гг.), как поисковый критерий на нефть и газ. Концентрации метана, превышающие эти значения, авторами отнесены к аномальным.
Северо-восточный шельф о. Сахалин Здесь, на Одоптинском и Чайвинском нефтегазовых месторождениях прошел проверку и эталонирование газогеохимический метод.
Наибольшая концентрация метана в придонной воде (10900 нл/л), превышающая фон на два порядка, была обнаружена на Лунской площади. Эта аномалия объясняется высокой тектонической нарушенностью структуры и газовым составом залежи. В районах открытых месторождений нефти и газа — Одоптинском, Пильтун-Астохском и других в придонной воде установлены высокие аномальные концентрации метана (2000-3000 нл/л). По данным предшественников, эти концентрации превышают фон на 2 порядка.
В газе, отобранном из осадка, газообразные гомологи метана, водород, гелий не обнаружены. Количество углекислого газа возрастает с увеличением глубины пропорционально увеличению метана. Количество углекислого газа, азота, кислорода возрастает в направлении к шельфу: углекислого газа от 0.07 до 0.01 мл/л, азота от 13.94 до 15.72 мл/л и кислорода от 3.1 до 6.5 мл/л.
Татарский пролив В придонной воде Александровской структуры отмечено равномерное поле повышенных концентраций метана от 90 до 110 нл/л