Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимические методы прогноза нефтегазоносности с применением многомерного статистического анализа

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геохимические методы прогноза нефтегазоносности с применением многомерного статистического анализа"

ГОЖОМГЕОЛОГт РСФСР

Все с оюзный научно-исследовате льский проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и геохимических информационных систем (В1Ш4гео1щформсистем)

На правах рукописи УДК 553.98:550.8

ВДШСЧЕВ Александр Ваганович

ГЕСВаМИЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗА НЕМЕГАЗСНОСНОСТИ С ШШЕНЕШШ Ш0Г0МЕРН0Г0 СТАТИСТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

04.СО. 13 - Геохимические методы поисков шсторовдений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени хсандидата геолого-ршнералогических наук

Москва - 1991

Работа выполнена в Институте геологии и разработки горших ископаемых (заочная аспирантура).

Научные руководители: доктор химических наук,

профессор Ал.А.Петров; кандидат геолого-минералогических наук А.С.Петренко

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор И.С.Старобинец (ШИЯгеоикформоистем, г.Москва);

доктор геолого-минералогических наук, профессор Т.Л.Ботнева (ЕНИГНИ, г.Москва)

Ведущее предприятие: Государственная Академия нефти и газа им. И.М.Губкина (г.Москва).

Защита состоится "26 " декабря 1991 г в 14 часов на заседании специализированного совета Д.071.10.01 при Всесоюзном научно-исследовательском проектно-конструкторском и технологическом институте геологических, геофизических и геохимических информационных систем по адресу: 113105 Москва, Варшавское шоссе дом 8, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в геологическом фонде ЕНИИге оинформсис тем.

Автореферат разослан "20" ноября 1991 г.

Ученый секретарь специализированного совета, доктор геолого-минералогических наук /

В.С.Лебедев

гатгаг.'

* О г

Зтдел , ■ ХрТ£Ц.<Р

ОЕЦАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ дуальность теш. Перспективы открытия новых месторождений:

в"граяйцах многих нефтегазоносных бассейнов СССР связаны на современном этапе с освоением как слабо- опоискованпых территорий, так и глубинных зон земной коры. Б этих условиях проведение геологоразведочных работ требует более научно обоснованных критериев поисков.

В связи с указанным, для повышения оптимизации геологоразведочного процесса, наряду со многеми поисковыми методами, находят все более активное применение исследования в области прикладной органической геохимии.

Среда многих проблем нефтегазопоисковой геохимии особое место занимают задачи, связанные с совершенствованием методов прог-' ноза фазового состояния и физико-химических свойств углеводородных (УВ) систем на больших глубинах. Один из методов регионального, зонального и локального прогнозов, как известно, основан на детальном изучении индивидуального УВ состава (Сд-Сд) легкокипя-щих фракций нефтей и конденсатов. На современном этапе его применения в связи с резко возросшим массивом аналитических данных по многим НГБ СССР возникла необходимость их пересмотра и обобщения с помощью методов математической статистики. Такой анализ предусмотрен с учетом геолого-геохимнческях условий залегания УВ систем и литолого-фациальных характеристик возможно продуцировавших толщ. Указанна® методологический подход раскрывает возможности для более объективного выбора информативных УВ соединений, позволяющих дифференцировать УВ системы как по типам исходной биомассы генерировавших толщ, так и гго фазовым состояниям УВ.

Ямальская нефтегазоносная область (ЯНО) стоит в ряду наименее изученных территорий Западно-Сибирской провинции. Здесь тлеются определенные разночтения в оценке закономерностей пространственного размещения нефтяных и газоконденсатных скоплений в юрзко-неокомском продуктивном комплексе, особенно в границах северных районов ЯНО. Более того, не однозначны представления и-об источниках генерации и поступления УВ в коллекторские толщи юрского и неокомского возраста. Все указанное делает актуальными задачи по геохимической раздельной оценке нефте- и газоносности мезозойских отлокений в пределах полуострова.

Научно и практически обоснованными представляются исследования, посвященные реконструкциям фациальянх условий генерации неф-

ти и определении геологического возраста нафгидов с привлечением данных о распределении в них высших биомаркеров: стеранов и три-терпанов.

Таким образом, глубокое и всестороннее геохимическое изучение широкого спектра УВ соединенЕЙ направлено в работе на созер-шествование методов качественных оценок перспеткв нефтегазонос-ности недр.

Цель работа.Разработка геохшичвскнх методов раздельной оценки нефте- и газоносности недр на озновэ статистического анализа широкого спектра УВ соединений и прогноз пространственного размещения фезово-генетических типов залежей в кгрско-неокомских отложениях ЯНО.

Основные задачи исследований

1. Статистический анализ распределения лвгаиг ув состава Cg-Gg нефтей и конденсатов с выявлением наиболее информативных соединений для классификации УВ систем по типам генерировавшего их исходного СВ.

2. Разработав метода прогноза фазово-генетических типов УВ залежей с учетом природы исходной биомассы и применением статистики.

3. Создание способов реконструкции фацкальных условий образования нефтей и определения их возможного геологического возраста на основе статистического анализа распределения, стерановнх и тритерпановых УВ.

4. Изучение геохимических особенностей: УВ состава нефтей и конденсатов ЯНО для выявления источников генерации УВ систем, а таете региональных закономерностей изменения степени их термической зрелости.

5. Прогноз пространственного размещения фазово-генетических типов залежей в неоком-юрских отложениях ЯНО.

Использованные материалы

В диссертационной работе использовались аналитические данные по индивидуальному УВ составу бензиновых фракций (НК-130°С) более 200 представительных проб нефтей и -конденсатов многих НГБ СССР и ряда зарубежных стран. Эти материалы были-любезно предоставлены автору лабораториями Геохимии осадочных пород и происхождения нефти и аналитических методов исследования (ИГиРГИ).

Материалы "аналитических исследований по распределению биомаркеров (стеранов и тритерпанов) в 180 пробах нефтей месторождений мира, а также первичная геологическая информация были заимствова-

ни из зарубежных литературная источников. Некоторая аналитическая информация по указанным биомаркерам была предоставлена лабораторией Геохимии нефти ИГлРТИ.

В настоящей работа использовались также первичный геологический материал, образцы пород, пробы УВ флюидов, собранные автором в течение 1985-1988 гг. в геологоразведочных экспедициях: ЯНО. Исследованные пробу нефтей и конденсатов составили большую часть коллекции, отобранной автором на места его производственных работ. Другие пробы были заимствованы из коллекции кафедры Геологии и геохимия горячих ископаемых ИГУ. Всего в аналитических исследованиях было использовано более 30 проб углеводородных флюидов по 12 месторождениям Ямала.

Изучение состава нефтей и конденсатов Ямала проводилось катодами ГКХ как самим автором, так и сотрудниками лаборатории ИГиРГИ и МГУ. Химжо-битуминологическш исследования пород осуществлялись в лаборатории геохимии осадочных пород ИГнРГй. Компьютеризированная обработка данных проводилась автором самостоятельно в лаборатории математических методов в геологии ИГиРГИ, а также геохимическом отделв ВНИИГеоинформсистем.

Научная новизна

1. Статистически найдены информативные УВ состава Сд-Сд и на их основе разработаны оригинальные способы дифференциации УВ флюидов по типам исходного 03.

2. Впервые получены критерии, позволяющие прогнозировать размещение нефтяных, газоконденсагнонефтяных и газоконденсатиых залежей с учетом типа исходной биомассы и с применением методов многомерной статистики.

3. Статистически определены способы реконструкций фатальных обстановок нефтеобразования по концентрационным распределениям стеранов и тритерпаков. По указанным биомаркерам дана оценка возможного геологического времени образования нефтей в широком стратиграфическом диапазоне вмещающих отложений.

4. В границах ЯНО по неоком-юрскому комплексу проведено районирование зон преимупрственно нефте- и газонакопления с использованием ранее не применявшихся статистических методов, учитывающих распределение легких УВ соединений в кефтях и конденсатах.

Практическая значимость результатов исследований. Создан универсальный методов распознавания фазово-генетических типов залежей, применимый на региональном, зональном и локальном уровнях

прогноза нефтегазоносности. Найденные закономерности и критерии дифференцированных оценок фазовых состояний УВ систем могут найти применение на разных этапах поисково-разведочного процесса.

Найден способ реконструкции фацгальных обстановок и источников нефтегазогенерации в осадочных толщах. Статистически выявлены отдельные углеводороды стеранового и тритерпанового рядов как геохимические индикаторы условий образования и геологического возраста нефтей. В частности, возрастная индексация нефтей может быть значима при реконструкциях мзжрезервуарных перетоков УВ систем и определении характера их первичного шш вторичного размещения в природных ловушках.

Результаты прогноза фазовых состояний УВ в залвжах неоком-юрского комплекса Ямала существенно уточнили границы размещения зон преимущественного нефте- и газонакопления. Данное обстоятельство будет способствовать более корректному выбору стратегии дальнейших поисков и освоения УВ запасов данного региона.

Достоверность основных научных положений работы и метода прогноза обеспечена представительным набором массива аналитических данных и современными способами их статистической обработки.

Апробация к реализация работы. Основные результаты и разделы диссертации докладывались на научно-технических конференциях молодых ученых во ВНИИГеоинформсистем (Москва, 1989), ЙГиТТИ (Москва, 1990), на Всесоюзном сешшаре "Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа" (Алма-Ата, 1990). Большая часть исследований при подготовке диссертации проводилась в соответствии с темпланами лабораторий НГиЕГИ, посвященными проблемам геохимической типизации нефтей и локальцого прогноза нефтегазоносности недр. Ряд научных положений работы от-'ражен в двух отчетах лаборатории Геохимии осадочных пород и происхождения, нефти (ИГиРГИ).

По теме диссертации опубликовано четыре и находятся в печати две статьи.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 174 страницах машинописного текста. Содержит 38 таблиц, иллюстрирована 30 рисунками. Список литературы включает 141 наименований.

Работа выполнялась в заочной аспирантуре при лаборатории Геохимии нефти. Существенную помощь в проведении аналитических исследований автору оказывали кандидаты наук Т.Л.Виноградова, . Р.А.Твердова, Г.Н.Гордадзе, н.с. В.Г.Пунанова, ст.инзе. А.С.Дашко.

В процесса работы над диссертацией автор пользовался консультациями профессора Л.М.Зорькина, с.н.с. В.Е.Келезшгк и н.с. В.Н.Ки-селэва. Все указанным лицам автор выражает искреннюю благодарность. Особую признательность автор выражает научным руководителям проф. Ал.А.Петрову и к.г.-м.н. А.С.Петронко за научно-методическую помощь на всех этапах проведения работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. Геохимические основы прогноза фазово-гэнетических типов углеводородных залеяей

Впервые легкие УВ (ЛУВ) на молекулярном уровне стали методами ГЖХ изучаться в начале 60-х годой. С этого периода данному объекту было посвящено немало глубоких исследований отечественных и зарубежных специалистов. Существенный вклад в познание геохимии ЛУВ нафтидов внесли Богомолов А.И., Ботнева Т.А., Брянская Э.К., Виноградова Т.Л., Гончаров И.В., Гордадзе Г.Н., Гусева A.H.-, Данилов В.И., Добрянский А.Ф., Ильинская В.В., Исаев В.Н., Карцев A.A., Кубский Г.П., Озеранская Л.С., Оленина З.К., Петров Ал.А., Соколова В.А., Соколова И.М., Старобпнец И.С., Чахмахчев В.А., Шапиро А.И., Шиманский Б.К., Щербань O.A., а также Велан Д., Квенвол-ден К., Лейтхойзер Д., Мартин Р., Россини-Ф., Смит Г., Томпсон К., Уинтерс Дж., Уильяме Дж., Филиппи Г., Ханг Дж., Шаффер Р. и др.

В основе методов прогноза фазовых состояний; УВ в залежах лежат разделяемые автором представления об органическом, осадочно-миграцпонным происхождении нафтидов и эволщиошгости прощссов нефге- и газообразования в недрах. В частности, прогнозные оценки по ЛУВ включают обязательные знания закономерностей распределения индивидуальных соединений в зависимости от типов исходного OB и стадий его катагенеза.

Анализ "литературных данных в указанном аспекте привел к следующим основным выводам.

1. Установлено определенное влияние фациально-гекетического типа исходного OB на характер распределения ЛУВ з породах и ней-гях. Например, для ÖB типа Ш (по международной классификации) преимущественно гумусового состава характерны повышенные концентрации легких аренов, циклогексанов, а также насыщенных УВ с ге-минальным замещением.

2. С ростом степени зрелости OB пород в состава ЛУВ:

- повышается доля алканов, а среди них - нормальных изомеров;

- на более жестких стадиях катагенеза (Вд - более 1,250 наб-

отдается инверсия, связанная с некотором повышением содержания изоалканов; особенно монометилзамещенннх типа 2-метияалканов;

- на фоне общего снижения содержания цикланов устойчиво уменьшаются концентрации циклопентановнх УВ при некотором увеличении доли циклогексанов, в диметилзамещешшх циклопентанах сокращаются соединения-с транс-формой ажилъного замещения;

- возрастают концентрации легких аренов, особенно бензола и толуола.

3. Аналогичные тенденции с увеличением стадий катагенеза (в диапазоне 1^=0,4-1,2^) прослеживаются и в составе ЛУВ нефтей, что нашло отражение в коэффициенте метаморфизма В.К.Шиманского, Г.П.Курбского, В.А.Чахмахчева, парафиновом и гептановом индексах К.Тошсона и т.д.

4. Эволюционная зона, располагающаяся ниже "нефтяного окна" (Ец - более.1,2$), характеризуется сравнительно .жесткими термобарическими условиями преобразования кафтидов, спецификой химических процессов за термодеструкций и продуктов новообразований. Ейесь процессы генерации .жидких нефтяных УВ затухают, но усиливается новообразование сравнительно низкомолекулярных соединений, обладающих большей термодинамической стабильностью. К ним относятся моноядерные преимущественно шестич ленные цикланы, арены, мономзтилзамещенные алкаш, а также газообразные УВ. В совокупности УВ системы такого состава характерны для т.н. первичных (по И.С.Старобинцу) газоконденсатов. Прогноз зон их развития на больших глубинах является актуальной задачей нефтегазопоисковой геохимии.

Глава 2. Краткий обзор статистических методов в геохимии нефти

На современном этапе развития геологических наук происходит все более активное цривлечение математических методов и средств вычислительной техники для решения разнообразных теоретических и прикладных- задач.

Разработке методов применения математического аппарата, решению геологических задач и совершенствованию методов многомерной статистики посвящены работы рада исследователей (М.Д.Белонин, В.Н.Бондаренно, Д.А.Родаонов, Р.И.Коган, В.А.Ваншин, А.С.Петренко, А.В.Петухов, В.А.Сиротвж, а также Т.Андерсон, Дж.Девис, Ф.Чейз, И.Трохимчик и др.).

Многомерная статистика включает в себя ряд методов, решающих задачи: классификации; определения степени сходства мевду объек-

тами; установление связи между свойствами объекта и т.д.. Одним из таких методов является дискриминангный анализ (ДА). Простая линейная дискриминантная функция осуществляет преобразование исходного множества измерений, входящих в выборку, в единственное дискриминантное число. Это число или преобразованная переменная определяет положение.образца на прямой, определенной дискримн-нантной функций. Таким образом, дискршшгантная функция "сжимает" многомерную задачу в одномерную. Однако ДА не лишен недостатков. Вне поля- зрения исследователя оказывается изучение взаимозависимости мозду перемапнши, учет их информативности. В этом отношении определенными преимуществами обладает метод главных компонент (МПС).

В основе МПС лежит предположение о том, что, если переменные величины коррелируются, то существует некая величина, которая является причиной, фактором. При этом считается, что количество факторов долено быть значительно меньшим числа наблюдений переменных. Таким образом, компонентный анализ обеспечивает переход от исходных коррелируемых переменных к новым независимым (главным компонентам).

В целом ДА и МПС иироко используются при решении задач классификации объектов, описываемых набором признаков. Среди классических задач, решаемых с помощью многомерных методов, можно назвать идентификацию пустых и продуктивных структур, выделение аномальных геохимических полей, распознавание типа флюидов и т.д.

Большинство статистических методов реализованы в виде программна средств и являются доступными для широкого круга пользователей.

К настоящему времени определено достаточное количество показателей, помогающих реконструировать геохимическую историю нефти. Однако многие из этих показателей не имеют количественных характеристик. Геохимическая значимость таких показателей порой не подтверждается представительным материалом по природным объектам. В некоторой мере, в качестве первых подходов к решению указанных проблем можно считать методы многомерной статистики. Имея в распоряжении достаточно представительный массив данных, исследователь получает возможность количественно оценивать распределение индивидуальных~УВ в нефтях, определять их внутренние взаимосвязи и, в конечном итоге, увязывать особенности состава нефтей с геолого-геохимическими условиями их образования и залегания. С другой стороны, применение методов "сжатия информации" существен-

но облегчает интерпретацию многомерных данных и разработку критериев разделения УВ флюидов в соответствии с условиями их генезиса в недрах.

Глава 3..Раздельный прогноз нефтегазоносности с применением методов шогомернои статистики (по данным о составе легкоюшщих углеводородов)

Легкокипящая фракция нефтяных и газоконденсатных систем является информативным объектом для осуществления прогнозных оценок фазово-генегкческих типов залежей. В определенной мере это связано с присутствием этой фракции почти во всех УВ системах. С другой стороны, являясь наиболее лабильной УВ частью, легкокипящая фракция з своем индивидуальном составе несет информацию как о типах исходного ОБ, так и о степени катагенетической превращенное™ систем. В свою очередь,-это косвенным образом определяет и их фазовые состояния в недрах*.

Отдельнвми исследователями еще в конце 70-х годов 'была отмечена генетическая и эволюционная связь направленных изменений-состава ЛУВ флюидов в ряду нефтяных, нэфтегазоконденсатных (вторичных) и газоконденсатных (первичных) систем. В указанном ряду параллельно с увеличением степени термической зрелости систем проявлялось закономерное возрастание доли легких аренов, шести-членных цикланов, моноштиязамещенныхалканов и т.д.

Двумерные статистические трафики, составленные по определенным информативным УВ соотношениям, довольно четко дифференцировали области развития нефтяных, газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных систем (метод ИГиРГИ). При этом на всех графиках фиксировались сравнительно узкие переходные зоны от нейтай к газоконденсатам с равновероятным присутствием УВ систем разных типов.

Однако опыт применения метода выявил в ряде случаев элементы некоторой неоднозначности'результатов по отдельным показателям. По нашим предположениям, причиной этому является определенное влияние типа исходного ОВ на формирование состава УВ систем.

Для оценки этого влияния весь массив аналитических данных был разделен на две части, каждая из которых включала более 100 проб. Классификация проводилась на основе анализа априорной геолого-геохимической информации, химико-битумино логической характеристики ОВ пород возможно продуцировавших толщ и их литолого-фациалЕной характеристики. Таким образом были разделены УВ

флюиды, генетически связанные с морским автохтонным преимущественно сапропелевым типом (тш 1-П) и континентальным аллохтонным, преимущественно гумусовым типом Ш (тш Ш ).

Для статистической обработки были составлены матрицы размером 50x100. В качестве анализируемых параметров использовались концентрации 50 индивидуальных УВ (Сд-Сд) в % на фракцию. Использовались также программы кластерного анализа "Сиди", пакет программы стагобработки данных (факторный анализ) на языке 1Ш-1, пакеты прикладных програш^яед^ и[ПиЬ*р1.ям. В целях выявления особенностей распределения УВ в каждой совокупности были рассчи-таш коэффициент парной корреляции, среднее содержание соединений и их дисперсия.

Первичный статистический анализ выявил различия в распределении УВ в двух выборках. Так, в УВ системах (1-П тш ОВ) оказались выше концентрации изомеров ажанов, наприывр, 3-Щ, 2-Ш, 2-МГ, н-Сд, н-Сг, (здесь и далее соединения приводятся в порядке возрастающих концентраций). В тоже время в УВ системах, генерированных ОВ Ш типа, отмечается большее содержание метилциклопен-тана, легких аренов и гомологов цшслогексанов (Б, МЦП, 1,3-ДМЦГ, ЦТ, Т, МЦГ). Близкие значения концентраций циклопентановых УВ, кроме ЩИ, в двух выборках свидетельствуют об отсутствии влияния типа исходного ОВ на их содержание. На основе критерия Стьюден-та, оценивающего разницу между средними, был выбран рад соединений (всего 12) для последующего анализа.

Необходимость получения критериев разделения УВ флюидов по типу их исходного ОВ, а также значимые коэффициенты корреляции выбранных признаков предопределили применение метода "главных компонент" (МПС). В результате применения МГК были построены проекции проб бензинов двух совокупностей, представленных 12 индивидуальными УВ, на первые две главные компоненты. Получено удовлетворительнее разделение УВ флюидов по типу исходного ОВ. Таким образом,- необходимая для изучения проба УВ флюида после анализа мажет быть соотнесена к одной из выбранных групп на основе ее проекций на две главны® компоненты.

Далее изучение особенностей составов ЛУВ в связи с задачами прогнозных оценок проводилось в кавдой выборке раздельно.

В выборке исходного ОВ типа III рост катагенеза и фазовые переходы от нефтей и вторичных газоконденсатов к первичным сопровождались ростом- содержания циклогексановых и ароматических УВ - Б, 'ЦТ. Г» ШТ. В то же время происходит устойчивое уменьше-

ние содержания н- и изоалканов, а также циклопентанов (1,3-ДМЦП, 3-Ш, 2-МП, н-Сд, н-С6, н-С^, н-Сг,). С помощью 1.1ГК были спроецированы данные о составах УВ системы на первые две главные компоненты ъ Z . Получено удовлетворительное разделение УВ систем по их фазовым состояниям (рисЛ). При этом выделялась такие переходная зона равновероятного присутствия нефтей, вторичных и первичных конденсатов.

Анализ УВ флюидов, образованных ОВ типа 1-П, показал, что в отличие от предыдущей совокупности проб усиление катагенеза, а также фазовые переходы сопровождаются ростом содержания нормальных алканов и ароматических УВ (Б, Т, н-Сд, н-Су). Отчетливо видна тенденция снижения концентраций циклопентанов (1,3-ДМЦПтц, 1,2-ДМЦПтц, МЦЕО. С использованием 7 показателей ж применением ИСК было получено разделение УВ флюидов по их разово-генетическим типам.

Сравнительная оценка изменения состава УВ систем двух генеральных выборок с учетом их фазовых состояний показала, что эволюция ОБ Ш типа связана с образованием более широкого спектра фа-зово-генетических типов залежей - от нефтяных, газоконденсатно-нефтяных до чисто газоковденсатных. В отличие от указанных в шло систем, во флюидах 1-П типа ОВ не встречены типичные газоконденсаты первичного облика (без нефтяных оторочек). Самым превращенным УВ системам, отвечающим максимальным значениям палеотемпера-тур (до 200-220°С), здесь соответствуют нефтегазсковденсатные скопления. Такая закономерность, вероятно, объясняется, значительно более высоким нефтегенерационным потенциалом ОВ 1-П типа, продолжающим генерировать преимущественно .жидкие УВ алифатического ряда при тех температурах, в условиях которых СБ Ш типа уже образует высокометаморфизованные т.н. первичные газоконденсаты.

Настоящий метод прогноза фазовых состояний может быть использован как для решения задач зонального, так и локального дрог ноза при выявлении типа вскрытой залежи скважинами-первооткрыва-' тельницами месторождений. Этот же метод применим при изучении ЛУВ пород и на этапе прямых поисков. Например, выявление в приповерхностных отложениях легких углеводородов с характерным нефтяным регулярным распределением, не свойственным ОВ незрелых осадков, может свидетельствовать о более глубоком источнике УВ. Более того, знание особенностей распределения ЛУВ разных систем раскрывает возможности прогноза типов предполагаемых на глубине залежей

г,»«,-! б )+к2-(т)+«,-(цг)+к4»(1.з-амип) + к5"(миг) + к6"(п-с5) +

+КГ"(п-С6)+МЗ-МП) + К,'(2-МП)+Кта-(п-С7) + К,1>{п-С8)

22=к;-(б)+кИт)+к;-(цг) + к;-(гз-лмцп)+к;-( миг)+к;- (п- с5)+ +.к'7-(п-с6)+к'8-(з-мп)+к'9-(2-мп)+к/10'(п-с7)^к;1-(п-св)

$ ЗАЛЕЖИ ПСРВИЧНЫХ ПМОКСНДЕНСАТОВ О ЗАЛЕЖИ НЕ<РСГАЗОКОНАЕНСАТОв 0 5ЛЛЕЖИ НЕФТЯНЫЕ

Рис. I Дифференциация залежей по их фазово-генетическим

типам на основе анализа состава легких углеводородов с применением метода главных компонент (исходное органическое вещество типа П-Ш)

- 12 -

Глава 4. Высокомолекулярные углеводорода - биомаркеры и их геохимическая информативность.

Достигнутые в после,инее десятилетие значительные успехи в аналитической химии нефтяных УВ предопределили бурное развитие многоцелевых геохимических исследований таких биомаркеров, как стераяы и тритерпаны. На современном этапе глубокое изучение этих соединений в ОВ пород и нефтях с учетом геологических условий их залегания позволяет:

- осуществлять диагностику нефтепроизводивших толщ путем геохимических корреляций кафтидов;

- реконструировать фациальные условия осадконакоплешя;

- определять степень термической зрелости нафтвдов с фиксацией верхней границы зоны "нефтяного окна" и т.д.

Задача наших исследователей связывалась с выявлением генетических связей особенностей распределения три- и пентациклических терпанов с обстановкаш осадконакопления нефтегенерировавших толщ. Массив исходных данных, заимствованный из многочисленных зарубежных и отечественных публикаций, включал около Г50 проб нефтей. При этом каждая проба характеризовалась 16 УВ показателями.

Предварительно массив был разделен на три выборки в соответствии с условиями осадконакопления (глубоководно-морскими, прибрежно-дельтовыми и озерными). Для каждой выборки были рассчи таны средние значения содержания индивидуального УВ по отношению к гопану CgQ.

В итоге, для группы нефтей прибрежно-дельтовых фаций оказались характерным повышенные концентрации трицикланов Cjg и С2о> а также олеанана. На этом фоне существенно занижены содержания трицикланов Gg3, С^д, С25 и гомогопанов С31 и Сд2. Нефти морских глубоководных отложений отличаются сравнительно высоким содержанием трицикланов Ср^, Cgg, C2g, а также гомогопанов Cgj и Сд2' В нефтях озерных фаций относительно высока доля гамма-цера-на - показателя солоноватоводных замкнутых бассейнов. На основе применение многогруппового дискриминантного анализа были получены критерии разделения нефтей по типу обстановок накопления генерирующих толщ.

Проблемы хемотаксоношш или определения геологического возраста нефтей интересны как в теоретическом, так и прикладном пле не. Имеется несколько методологических подходов ее решения. Одиг

из них учитывает т.н. "фирменные биошркеры" исходной биомассы пород определенного возраста (Ал.А.Петров). Другой подход основывается на представлениях о расширении видового спектра живой материи в ходе ее биологической эволюции в истории Земли (П.Грант-хэм).

Для определения геологического возраста автором был привлечен ужа упомянутый массив тритерпановых УВ, который был предварительно разбит на три группы в соответствии с Р2, М2 и КЕ возрастом вмещающих отложений. В указанных трех совокупностях затем расчитаны средние содержания УВ относительно гопана С3д. Сравнительный статистический анализ средних величин показал, что" с увеличением геологического возраста в отложениях от КН. к РЕ растет содержание пентациклических соединений состава- С2д, Сд£, Сдз» Наряду с этим уменьшается доля УВ С23, а также гамш-цорана. Олеанан, характерный для нафгидов кайнозоя, в отложениях мезозоя практически представлен в исчезающих количествах.

По анализу средних значений не удалось выявить устойчивую связь распределения трицикланов С^д-^з.возрастом вмещающих толщ.

Однако применение многомерного даскримшантиого анализа выявило возможность использования в целом тритерпановых УВ для эффективного разделения нефтей по возрасту с точностью до эры. Такое разделение было получено на плоскости,•определяемой двумя дискримшантными функциямиЬ х и Ь 2 (Р:1С-2) •

Существует заде один подход к оценке возраста нефтей. Он учитывает сравнительно низкие в масштабе геологического времени скорости процессов изомеризации УВ к перехода био- в геостераны и геогопаны (Ал.А.Петров, П.Грантхэм). На основе анализа данных по нефтпгл более 20 НТВ Мира нами построен трафик, на осях которого откладывались значения соотношении Г7£, 21Л (моретан)/17с/,21$ (гопан) и 205/(20^+20(0 стераны С29. На графике локализуются две зоны - нефти Р2 -М2 и'К2 . Первая из них характеризуется высокими, близкими к равновесным соотношениями изомеров стеранов 203/(20&-20Ю (0,40-0,55) и минимальными значениями отношения го-панов (0,06-0,10). Для зоны размещения нзфтей кайнозоя

величины указанных показателей обратные, т.е. соответственно 0,28-0,40 и 0,12-0,30. Практическая значимость определения по биомаркерам фациалышх обстановок генерирующих толщ, а также возраста нефтей видится в возможностях-выявления син- или эпигене-тичных- УВ в разрезах осадочных толщ. Особое применение это может

ВОЗРАСТ ВМЕЩАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ СОДЕРЖАНИЕ ТРИТЕРПАНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЯХ ОТНОСИТЕЛЬНО ГОПАНА

т^ттс27 Сгв Адиантан С29 Сз^+Я) Олеонон ^-Церон

КАЙНОЗОЙСКИЙ. 0,37 0,25 0,71 0,54 0,33 0,18 0,22

МЕЗОЗОЙСКИЙ 0,4В 0,07 0,79 0,51 0,34 0,01 0,28

ПАЛЕОЗОЙСКИЙ 0,62 0,05 0,98 0,59 0,41 0,00 0,11

РАЗДЕЛЕНИЕ НЕФТЕЙ ПО ВОЗтСТУ ВМЕЩАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ДИСКРИМИНАНТНОГО АНАЛИЗА

01=0.49[С«]+0.12[Са]-0.36[^-0.12[Са]-1.38[С2,]+а42[С^-а5в1Си]+ +1.67 [С „] - 2.41 [Си]+3.17[Ол]+1.15 [¡5-- Ц]+0-47

Ог=2.09[С,з]+2.01[С»]+1.43[Сн]+5.34[С„]-4.12[С„]-3.45[С2,]-0,16[С!,]-- 5.97 [С*]+1,49 [Сзг] - 3.58 Юл] - 0,47 [ у- Ц] - 0,35

О - НЕФТИ, ЗАЛЕГАЮЩИЕ В ОТЛОЖЕНИЯХ КАЙНОЗОЙСКОГО ВОЗРАСТА ф- МЕЧ>ТИ, ЗАЛЕГАЮЩИЕ В ОТЛОЖЕНИЯХ МЕЗОЗОЙСКОГО ВОЗРАСТА НЕЧТИ, ЗАЛЕГАЮЩИЕ В ОТЛОЖЕНИЯХ ПАЛЕОЗОЙСКОГО ВОЗРАСТА

Рис.2 Тритерпановые углеводороды - показатели геологического возраста нефти.

- 15 -

найти при проведении прямых методов поисков залежей.

Глава 5. Геохимия нефтей и конденсатов Ямала и прогноз фазовых состояний углеводородов в залежах

Проблемам геохимии УВ систем и раздельному прогнозу нефте-газоиосности Ямала посвящено немало работ (А.Я.Гусева, В.И.Ермаков, А.Э.Конторович, Н.Н.Немченко, И.И.Нестеров, А.С.Ровенская, М.Я.Рудкевич, А.В.Рыльков , В.А.Скоробогатов, Л.В.Строганов и др.). Тем не менее ЯНО еще стоит в ряду слабо изученных территорий Западно-Сибирской провинции.

В разделе приводится краткий очерк геологического строения ЯНО и условий залегания нефти и газа в продуктивных пластах мезозоя.

В целях выявления источников генерации нефгей и их генети- ' ческой типизации проведена геохимическая корреляция по индивидуальному УВ составу ЛУВ С5-С8 и алканов С^-С^ Р® пород и УВ флюидов. По ряду-УВ показателей установлено, что нефти и конденсаты юрских и неокомских пластов находятся в едином генетическом ряду, образуя"т.н. "юрский" геохимический тип. В отличие от него вцделен "меловой" геохимический тип, конденсаты которого залегают в отложениях апт-альб-сеноманского возраста. Литофациальный облик юрских прибрежно-морских отложений, а также УВ состав пластовых систем и ОВ пород указывают на смешанный тумусо-сапропеле-вый характер исходного РОВ (пристак/фитан - 2,1-5,4; пристан/ н-С1?- 0,5-0,9; фитан/н-С18 - 0,2-0,3; СР1 - 1,05-1,2 и т.д.). Данная фациально-генетическая особенность ОВ юрского комплекса предопределила преимущественную газогенерацию в ЯНО и развитие в ее пределах газоконденсатных скоплений. Очевидно, большая часть жидких и газообразных УВ, выявленная в пластах неокома, имеет юрское происхождение. Признаки возможных вертикальных перетоков УВ установлены, например, по направленному уменьшению вверх по- разрезу отношения аренн/алнаны состава С^-Сг, и возрастания значений н-С^+л-Сд/н-С^+н-Сд. Наличие УВ состем "мелового" типа свидетельствует об их сингенетичности вмещающим субугленосным толщам апт-сеномана. Нафтеновый облик флюидов возможно характеризует невысокую степень их термической зрелости.

Сравнительная оценка геохимических показателей с учетом максимальных палэотемператур (по В.И.Горшкову и Т.Л.Волковой) позволила установить направленное к северу возрастание степени кага-генетической превращенноети УВ систем. В этом же направлении

Таблица I

Показатели фазово-генетических типов прогнозируемых залежей Ямала

Месторождения {Геохими-¡ческие :зоны

{Ямала

Г,

Зона шзокатагене-за, тип залежи

Углеводородные показатели

ЦГ/МЩ)! цшиханов/;! аренов/ }£алканов |£алканов

1 !

Толуол/ н-гептан

{Критерий по -¡методу {главных ¡компонент ! (2 I)

Нулмуяхинское Южная Слабый мезокатаге-Арктическое ной По руководству* 1,1 0,70 1,3 0,90 0,04 0,05 0,13 0,17 -17,5 -8,9

0,40-1,50 0,20-0,80 0,01-0,10 0,01-0,20 1

Бованенковское Средняя Умеренный мезоката- Шя Тямйййгкой генез, .преимущест-шламоеиское Бешю газоконд0н_ Зап.Тамбейское сатный, нефтегазо- конденсатный 1,6 0,90 1,8 1,00 1,9 1,00 0,20 0,10 0,10 0,50 0,30 0,50 -6,2 +3,5 +5,7 — Ь-1

1 По руководству 1,50-1,90 0,80-1,00 0,10-0,30 0,20-0,60

Сев.Тамбейское Северная Малнгинское

Слабый мэзокатаге-ноз, црфтяной, газо-конденсатонефтяной

1.5 1,0

0,80 0,60

0,06 0,10

По руководству

0,40-1,50 0,20-0,80 0,01-0,10

0,15 0,40

0,01-0,20

-9,1

-16,5

х Методическое руководство по прогнозу фазово-генетических типов залежей

тт т.о/^ттпоггатааттттш тлг ТО ЛтпТГПЯ . И. 1ПЧтРТИ. Т9ЯЙ Р.

происходит погружение фундамента и устойчивое возрастание палео-температур от 100° до 170°С (по кровле юрских отложений). В частности, оценка зрелости флюидов проводилась по значениям отношений пристана и фитана к н^^+н-С^д и н-С-^+н-С^, а также коэффициентов метаморфизма, основанных на соотношениях ЛУВ Сд-Сд. Для этих же целей использовался также график Коннана-Кассоу (пристан/

Н-С17 = "Г (Фитан/н-С^д) •

Прогноз пространственного размещения фазово-генетических типов залежей проводился по методу ИГиРГИ, учитывающему информативность статистического анализа распределения этих же УВ в природных системах. Все это позволило определить большую территорию Ямала, за исключением ее центральной зоны, как перспективную на поиски, главным образом, нефтяных скоплений (табл.Г). Данное заключение приобретает особую значимость для северо-восточных районов ЯНО, включая акваторию Карского моря, где имеют место благоприятные литолого-фациальные,, геохимические и палеогеотермические (не более 130°С ) условия .для формирования и сохранения нефтяных залежей.

В северо-западной части полуострова (центральная зона) прогнозируется размещение преимущественно газовых и газокоцденсатных систем. Такой вывод основан на наличии здесь высоких палеотемпе-ратур, связанных с погребенной палеорифгговой структурой, протягивающейся на северо-запад от Ямала. В подтверждение сказанному необходимо упомянуть Харасовейское и Крузенштернское газоконден-сатные месторождения, расположенные северо-западнее Бованенков-ско-Тамбейской группы площадей. Состав флюидов этой группы близок к первичны!,I газоконденсатным системам зон сильного мезоката-генеза.

Выводы

I. Методами статистического анализа выявлены особенности распределения ЛУВ в нефтях и конденсатах в зависимости от фа-циально-генетических типов исходного ОВ. В частности, для систем, генерированных Ш типом ОВ, оказалось характерным повышенные концентрации легких аренов, изомеров ряда циклогексана и т.д. В системах 1-П типов ОВ преобладающими являются разветвленные алканьт, а также н-гептан, н-гексан и т.д. Не установлено влияние типа исходной биомассы на распределение циклопентанових УВ, Методами главных компонент и дпскриминантного анализа построены графики, на которых получено удовлетворительное разделение УВ систем

по типам исходного ОБ.

2. На основе вышеуказанного разделения проведен статистичес кий анализ влияния степени зрелости УВ систем и перехода их фазо во-генетических типов залежей (от нефтяных к первичным газокон-деясатным) на характер перераспределения ЛУВ. Напр1шер, для систем Ш типа ОВ выявилась тенденция роста содержания циклогексано-вых и ароглатических УВ. На этом фоне устойчиво падают концентрации алканов и особенно циклопентанов. В системах 1-Л типов ОВ по вншется доля н-алкансв и аренов при заметном сокращении количества циклопентанов. С использованием наиболее информативных УЕ показателей (по двум совокупностям проб) методами главных кошго-нонт и дискриминантного анализа на графиках получено разделение УВ систем по их фазово-генетическим типам, составившее основу прогнозных оценок.

3. Сравнительная оценка изменения фазовых состояний УВ и сс тава фаз двух генеральных выборок показала, что термическая эволюция ОВ Ш типа предопределяет образование более широкого спектра залежей - от нефтяных до чисто газоконденсатных. В отличие от указанного, во. флюидах ОВ 1-И типов не встречены типичные газо-кондеисаты первичного облика. Самым превращенным УВ системам здесь соответствуют нефтегазоковденсатныэ скопления.

4. Установлены генетические связи распределения три- и пен-тациклических терпанов с обстановками осадконакопле1шя и фациал] но-генетическими.типами ОВ. Статистический анализ показал, в частности, что группы нзфтей прибрежно-дельтовых фаций выделяются повышенными концентрациями трицикланов С2д и С^д, а также ол( нана. Нефти морских глубоководных отложений отличаются сравнительно высоким содержанием трицикланов С^, С^д, С^, а также г< могопанов СдТ и £<¿2' ® нефтях озерных фаций высока доля гамма-церана - показателя солоноватоводных замкнутых бассейнов.

Сравнительный статистический анализ распределения тритерпа-нов показал, что с увеличением геологического возраста вмещающи: толщ от К2 к Р2 растет содержание пентациклических соединений состава С^, С^д, Сд^. Наряду с этим уменьшается доля УВ С. и гамма-церана.

Определены численные значения показателей моретан/гопан, стеранов 205 /(205+20К), характерные для нефтей отложения К2, а также М1-Р2.

5. По особенностям УВ состава в границах ЯНО выделено два геохимических типа нефтей и конденсатов - т.н. "юрский" и "мело-

зой". В первый входят УВ системы продуктивных пластов юры и неосома, а во второй - пластовые фшоиды альб-сеношнсяих отложений. Определена вторичная природа образования скоплений жидких УВ в отложениях неокома за счет вертикальных перетоков из пластовых резервуаров юрского возраста.

Установлено хорошее соответствие изменения отдельных показателей фазового состояния и состава УВ флюидов юрского геохимичес-сого типа с особенностями палеогеотермического режима недр Ямала. »Максимальный катагенез нефгей по площади совпал с территорией зредней части полуострова, гдо локализована палеорифтовая структура с повышенными палеотеяпературами (до 170°С) (в кровле юрского комплекса). С этой зоной совпадают максимальные число и объемы газоконденсатных залежей. Здесь ~е в северо-западной части регио-та, включая смеетгую акваторшэ, прогнозируется размещение преиму-цествеш.о газовых и газоконденсатных скоплений. Возможно нэфте-юской оценена крайне северо-восточная территория ЯНО, включающая акваторию Карского моря. Перспективна на нефть и самая южная часть эбластп, где юрсккй комплекс в условиях умеренных палеотемператур зодержит достаточно выдержанные пласты-коллекторы.

В диссертационной работе зэ-пацаются слэдующие научные положения:

1. Методы прогноза фазово-генетичеоких типов залежей по составу ЛУВ Сд-Сд с применением многомерного статистического анализа л учетом фациально-генетических типов исходного ОВ. .

2. Способы реконструкций литолого-фациальных условий, образо-зания нефтей на основе статистического анализа распределения сте-эанов и тритерпанов.

3. Прогноз фазовых состояний УВ в залежах и раздельная оценка перспектив нефте- и газоносности неоком-юрских отложений Ямала.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в зледующих работах.

1. Геохимические особенности углеводородного состава нефтей ;1 конденсатов полуострова Янал.- В сб.: Геохимические проблемы оценки нефтегазоносносги, Г:1., ИГиРГИ, 1989, с.102-111 (совместно з В.Г.Пунановым).

2. Прогноз фазово-генетических типов углеводородаых залежей. 3 сб.: Геологические, геофизические и геохимические игформацион-тае системы.- М., ВШМГеоинформсистем, 1989, с. 137-141.

■ 3. Прогноз фазово-генетических типов углеводородаых залежей

Ямала. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 4, с.4-8 (совместно с Т.Л.Виноградовой, А.С.Дашко).

4. Прогноз фазово-генетических типов залежей по составу лег-кокипящих углеводородов (с применением методов многомерного анализа)-. Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа.- Алма-Ата: КазИНС, 1990, с.103-104.

5. Влияние типа исходного органического вещества на состав легкокишщих углеводородов. В сб.: Конференции молодых ученых. 1990, М., ИГиРГИ (в печати).

6. Геохимические методы прогноза типа углеводородных залеже! с применением многомерной статистики. Геохимия, М., 1992, $-3 (принято к печати).

Подписано в печать 05.II.91. Заказ 1578. Тираж 100

113105.Москва,Варшавское ш. ,8.ВШИгеоинформсистем