Для оценки возможностей геохимической съемки в условиях Западной Сибири и выбора объекта исследований (приповерхностные отложения, поверхностные воды или снежный покров) ЗАО НИЦ "Югранефтегаз" в 1998 г. были проведены опытно-методические геохимические исследования на Ставропольском лицензионном участке (Нижневартовский нефтегазоносный район).
Ставропольский лицензионный участок примыкает с юго-востока к Новомолодежному нефтяному месторождению и расположен на моноклинальном погружении юго-восточного крыла Новомолодежного поднятия. До постановки геохимической съемки геологическое строение лицензионного участка было детально изучено сейсморазведочными работами, преимущественно, ОАО "Тюменнефтегеофизика". По результатам обработки и более поздней переинтерпретации сейсморазведочных данных разными организациями и фирмами, в юрских отложениях прогнозировалось наличие комбинированной структурно-литологической ловушки значительных размеров (рис.1). Для предполагаемой залежи, связанной с этой ловушкой, были подсчитаны запасы нефти по категории С2. Кроме того, на территории лицензионного участка было пробурено 5 разведочных скважин. Притоки нефти были получены только в скважине №26-Р (из юрских отложений).
- Рис. 1.
Опытно-методические геохимические исследования были проведены на небольшом фрагменте лицензионного участка в районе продуктивной скважины №26-Р и не продуктивной скважины №48-Р. В марте-апреле 1998 г. была выполнена геохимическая съемка по снежному покрову, а в июне-июле того же года по приповерхностным отложениям и поверхностным водам.
Геохимические исследования проводились вдоль отрезков 5 сейсморазведочных профилей. С целью снижения стоимости работ в отобранных пробах снега, приповерхностных отложений и поверхностных вод определяли только содержание сорбированных углеводородов. При этом учитывалось, что ранее ни на одном объекте, где отсутствовали аномалии по содержанию углеводородов, залежи нефти или газа открыты не были, даже при наличии аномалий по другим геохимическим параметрам.
Опытно-методические геохимические исследования показали, что содержание углеводородов в снежном покрове, приповерхностных отложениях и поверхностных водах на 1-2 порядка и более превышает чувствительность стационарных газовых хроматографов, что позволяет определять их содержание и состав с высокой степенью надежности. Углеводородные геохимические поля в исследованных средах значительно дифференцированы, что тоже является благоприятным фактором для постановки такого рода работ.
Анализ результатов хроматографического определения состава газов, десорбированных из проб снега, приповерхностных отложений и поверхностных вод показал, что количественные соотношения между гомологами метана в газах, сорбированных снегом, приповерхностными отложениями и поверхностными водами, характерен для территорий, вмещающих в недрах Земли залежи нефти, а не газа.
Так как значительная часть исследованной территории покрыта болотами, то данные о содержании в отобранных пробах метана и этана из процесса обработки были исключены.
Геохимическая съемка по приповерхностным отложениям и снежному покрову выявила возле скважины №26-Р, давшей продукцию из пласта ЮВ116, аномальные содержания гомологов метана, а скважина №48-Р оказалась расположенной за пределами геохимических аномалий (рис.2).
- Рис. 2.
По результатам съемки по поверхностным водам, в связи со смещением аномалий в направлении стока поверхностных вод, скважина №48-Р оказалась расположенной в пределах слабо аномального поля.
Наиболее информативной в условиях Ханты-Мансийского АО оказалась геохимическая съемка по снежному покрову, которая может применяться для прогнозирования нефтегазоносности недр и локализации перспективных объектов. Преимущества геохимической съемки по снежному покрову перед другими видами геохимической съемки в условиях ХМАО следующие:
- при проведении геохимической съемки по снежному покрову, которое возможно только в зимнее время, доступна вся территория исследуемой площади; в летнее время значительная, иногда преобладающая, часть территории не доступна;
- в условиях суровой сибирской зимы процессы окисления углеводородов микроорганизмами в снежном покрове практически отсутствуют; в теплый период времени эти процессы идут очень интенсивно, как в приповерхностных отложениях, так и в поверхностных водах, что может привести к искажению истинной картины распределения углеводородов и к ошибочной интерпретации результатов съемки;
- содержание углеводородов в снежном покрове выше, чем их содержание в приповерхностных отложениях и поверхностных водах, что повышает надежность результатов исследований;
- при геохимической съемке по снежному покрову не наблюдается смещение геохимических аномалий в направлении стока поверхностных вод, которое характерно для геохимической съемки по приповерхностным отложениям и поверхностным водам и которое может привести к искажению истинной картины распределения углеводородов и к ошибкам при интерпретации результатов работ.
По данным обработки и интерпретации геохимических данных были выделены 4 аномальные зоны: одна в районе скважины №26-Р, одна к северу от нее и две к северо-востоку. Геохимическая аномалия в районе скважины наиболее обширная и опирается на несколько точек опробования, две аномалии опираются на 2 точки и одна - на одну. На рис.2 показаны контуры трех геохимических аномалий, аномалия, опирающаяся только на одну точку, не показана.
Надежно выявленными считаются только аномалия, опирающиеся не менее чем на три точки опробования, в данном случае это аномалия, в пределах которой расположена скважина №26-Р. Две другие геохимические аномалии требуют постановки дополнительных исследований, кроме того, их размеры слишком ограничены.
Для разбраковки выявленных геохимических аномалий и оценки перспектив нефтегазоносности недр исследованной территории была проведена комплексная интерпретация геохимических данных с данными сейсморазведки, геологическими и промыслово-геофизическими данными /3,4,5,7/.
На рис.2 видно, что контуры аномалии, в пределах которой находится скважина №26-Р, хорошо совпадают с контурами запасов категории С1.
Одной из основных задач комплексной интерпретации была оценка условий залегания и размеров нефтяной залежи, вскрытой скважиной №26-Р. В первую очередь было необходимо определить характер и размеры ловушки, с которой эта залежь связана. На структурной схеме по кровле пласта Ю11, составленной по данным сейсморазведочных работ на Ставропольской площади, проведенных в 1997-1998 гг., в районе расположения скважины №26-Р локальная ловушка структурного типа отсутствует (рис.1).
Учитывая характер залегания юрских отложений, комбинированная ловушка структурно-тектонического или структурно-литологического типа в районе скважины №26-Р могла бы образоваться только при наличии на этом участке в юрских отложениях тектонических нарушений или выклинивания продуктивного песчаника вверх по восстанию пород. По данным сейсморазведки к северо-западу от скважины №26-Р предполагается наличие двух почти взаимно перпендикулярных тектонических нарушений.
Если указанные тектонические нарушения протягиваются до пересечения с еще одним предполагаемым тектоническим нарушением, то образуется ловушка достаточного размера, чтобы скважина №26-Р попала в периферийную часть залежи (рис.2).
При наличии тектонических нарушений для формирования ловушки необходимо также, чтобы эти тектонические нарушения были непроводящими и экранировали залежь. Ответ на этот вопрос может дать характер распределения геохимических полей над тектоническими нарушениями.
При сопоставлении геохимических и сейсморазведочных данных (рис.2 и рис.3) видно, что тектоническое нарушение не только не проявляется в геохимическом поле (ни в плане, ни на профиле) в виде узкой зоны повышенного содержания углеводородов, но даже, наоборот, служит границей между зонами повышенного и фонового содержания углеводородов, как в снежном покрове, так и в приповерхностных отложениях. Это свидетельствует об отсутствии миграции углеводородов по плоскости нарушения.
- Рис. 3.
Таким образом, комплексная интерпретация геохимических, геофизических и геологических данных позволила предположить, что залежь, вскрытая скважиной №26-Р, связана с комбинированной ловушкой, формирование которой обусловлено наличием тектонических нарушений в юрских отложениях, существование которых предполагается по данным интерпретации сейсморазведочного материала. Характер геохимических полей над предполагаемыми тектоническими нарушениями указывает на то, что они являются экранирующими и не проводят пластовых флюидов.
По данным сейсморазведки прогнозировалось, что залежь, вскрытая скважиной №26-Р, заполняет всю ловушку (рис.1) и, следовательно, простирается далее на северо-запад за предполагаемое тектоническое нарушение (рис.3). По геохимическим данным, тектоническое нарушение экранирует залежь, к северо-западу от предполагаемого тектонического нарушения геохимические поля принимают фоновое значение и залежь должна отсутствовать. Последующее бурение и испытание скважин №751 и №754 подтвердило отсутствие нефтяной залежи к северо-западу от предполагаемого тектонического нарушения и надежность прогноза нефтеносности по результатам геохимических исследований.
К настоящему времени на рассматриваемой территории пробурена еще одна скважина №752. Эта скважина тоже была заложена за пределами геохимических аномалий и оказалась не продуктивной.
Геохимическая аномалия, расположенная к северу от рассмотренной выше, может указывать на существование еще одной залежи, связанной с похожей ловушкой, но для окончательного заключения о природе данной аномалии необходима постановка дополнительных геохимических исследований.
Для оценки перспектив нефтеносности остальной части структурно-литологической ловушки, прогнозировавшейся по данным сейсморазведки, необходимо провести дополнительные геохимические исследования по снежному покрову по системе профилей, охватывающих всю территорию структурно-литологической ловушки и выходящих за ее границы на 2-3 км.
Обобщая результаты опытно-методических геохимических исследований, проведенных ЗАО НИЦ "Югранефтегаз" на Ставропольской лицензионной площади, следует отметить:
- комплексная интерпретация геохимических данных с имеющимися геофизическими и геологическими данными позволила определить размеры залежи, открытой скважиной №26-Р;
- при наличии геохимических данных до начала бурения скважин №751 и №754, их местоположение было бы смещено и они не попали бы за пределы залежи;
- геохимическая съемка по снежному покрову может успешно применяться для оценки перспектив нефтегазоносности недр, а при поисках месторождений с относительно небольшими запасами и залежей неструктурного типа может оказаться незаменимой.
В заключение следует отметить, что повторная переинтерпретация данных сейсморазведки ОАО "Тюменнефтегеофизика" в 2000 г. подтвердила наличие возле скважины 26-Р лишь небольшой по размеру ловушки (рис.4).
- Рис. 4.
