Особенности применения геохимических методов при поиске нефти и газа.

Геохимические поиски основаны на том, что месторождения негерметичны. Абсолютно герметичных месторождений не бывает, потому что нет например абсолютно герметичных покрышек нефтегазовых месторождений. Даже если это глины, даже если это каменная соль, то все равно через любую покрышку углеводороды просачиваются. Значит есть ореол рассеивания над залежью углеводородов, это типа теоретическое обоснование геохимических поисков.

Также установлены закономерности рассеивания углеводородов над залежью по вертикали и по латерали.(сбокуивпрофиль) Изучаются метан и его гомологи. Первым будет выходить из залежи гелий и метан, потом пропан и т.д. Ну есть диффузия, но основной способ движения углеводородов (и вообще флюидов) под землей важный для поисков на нефть и газ — это фильтрация. Происходит она в основном по пористым породам, коллекторам. Движущая сила фильтрации — это разность давлений. Есть еще конвекция, это когда перемещение из-за разницы температур.

Есть зона АВГО — это зона активного водогазообмена, там крутятся вода и газ. Там кислород, а он окислитель, поэтому углеводороды, которые восстановители исчезают. В этом трудность поиска. Значит надо бурить скважины ниже зоны АВГО, более глубокие.

Геохимические методы

Газовый

Битумный (изучаются битумы)

3) Гидрогеохимические (изучается вода)

Микробиологический (бактерии)

Биогеохимический

Радиометрический метод

Физикохимический метод

Геотермический

Самый лучший, самый надежный метод для прогноза газовых месторождений это газовый метод, а для прогноза нефти — это битумный метод.

 

Газовый метод включает 4 направления:

1.Поверхностная газовая съемка.

2.Газокерновое опробование

3.Газовый каротаж скважин

4.Специфические газовые методы

 

Битумный метод: Люминисцентно-битуминологический анализ, при котором

Лёгкий битум - свечение бледно-голубое

Маслянистый битум — желтое свечение

Маслянисто-смолистый битум оранжевое

Смолистый битум — коричневое

Смолистоабсорбентвый битум тёмно-коричневое свечение

 

Аномалия битуминозного вещества — это если концентрация в грунте 0,001, соответственно 0,0001 -фон, а 0,1 — это ураганная концентрация.

Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири.

Месторождения нефти и газа Восточной Сибири открыты в пределах Сибирской платформы. которая находится в междуречье Енисея и Лены. До настоящего времени Сибирская платформа является одной из наименее геологически изученных территорий нашей страны. Основные нефтегазоносные комплексы в пределах Восточной Сибири. Для большей части платформы главным нефтегазоносным комплексом являются древние вендско- нижнепалеозойские отложения. Нефтяные и газовые залежи в этом комплексе выявлены в южной части Сибирской платформы в терригенных (венд-нижнийкембрий) и карбонатных (нижний-среднийкембрий) отложениях. В восточной (Лено-Вилюйский район) и северной (Енисейско- Анабарский район) частях платформы нефтегазоносные комплексы связаны с относительно молодыми для древней платформы отложениями верхнепалеозойского-мезозойского возраста. Залежи газа, открытые в районе р. Вилюй, приурочены к терригенным коллекторам пермского, триасового и юрского возраста. Всего в Восточной Сибири открыто 19 месторождений. Залежи нефти и газа, имеющие промышленное значение, выявлены пока только в двух газонефтяносных областях – Непско-Ботуобинской и Лено-Вилюйской.

Нефтегазоносные области Иркутского амфитеатра –2 месторождения: Марковское, Криволужское и площади Биркинская, Атовская, Бильчирская, Христофоровская. Отложения архея и протерозоя –платформа, нижнепалеозойские (кембрий и селур) отложения осадочного чехла, основные тектонические элементы – присоянская синклиза и прибайкальская структурная ступень, к которым с юго-востока примыкает система впадин иркутско-канского прогиба.

Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего кембрия, терригенные колектора, слабосцементированные песчаники. Основные продуктивные горизонты: Парфёновский и Марковский, осинский горизонт усольской свиты. Марковское газонефтяное месторождение, 2700 – 3000м скважины, встречаются мощные пласты каменной соли (усольская свита). В Матской свите газовой а в усольской свите нефтяной залежи. Структуры сложнопостроенные, в надсолевых отложениях нижнего кембрия антиклинальные складки, в подсолнвых - залежи нефти и газа связаны со структурами соляной тектоники. В терригенных коллекторах мотской свиты развиты литологические залежи (маркова), в трещиноватых карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит устанавливаются залежи массивного типа (Маркова, Бильчирская).

Лено-Вилюйская нефтегазоносная область - 6 месторождений: Усть- Вилюйское, Сабо-Хаинское, Бадаранское, Неджелинское, Мастахское. Основные тектонические элементы – часть докембрийской платформы Восточной Сибири в пределах сочлинения Вилюйской синклизы и предверхоянского предгорного прогиба, отложения от архей-протерозойских до современных, террегенные породы (песчаники, алевриты, аргилиты) широкое развитие пластов углей в отложениях верхний юры и нижнего мела. Нефтегазоносность связана с нижней юрой и нижнитриассовскими отложениями. Газ в монолеской и устькельтерской свитах, газа до 5 мил.м³/сут, притоки нефти в некоторых скважинах. Неджелинского и Средне Велюйского месторождения пологие брахинантиклинальные складки. Залежи пластово-сводные, иногда с литологическим ограничением.

 

 

Характеристика зон ВНК, ГВК, ГНК. Методы нахождения их поверхностей.Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.

ВНК (водо-нефтяной контакт) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная (не только связанная) вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается. Часть коллектора, в пределах которой наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

ГВК (газо-водяной контакт)

ГНК (газо-нефтяной контакт)-определяется как граница 100%-ного содержания свободного газа и 100%-ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть-газ представляет собой границу смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их более затруднено, чем определение контакта нефть-вода. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки.

Точное определение контактов требуется особенно для построения карт изопахит эффективной

нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти.

Для точного определения ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований:

7промысловые испытания скважин; при этом нужно иметь в виду, что ВНК должен находится в интервале между низшим положением интервала прострела дыр в скважине, давшим при испытании 100% нефти, и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды; быстрое увеличение количества воды в скважине после вступления ее в эксплуатацию может указывать на то, что скважина находится в пределах водонефтяной зоны (если нет данных о влиянии других факторов, в частности о появлении конуса воды)

8изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение

9электрический и радиоактивный каротаж; данные этих исследований оказывают огромную помощь в определении положения контактов нефть-вода газ-нефть

Для определения ГНК строят также карты изолиний газового фактора по скважинам;путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого, определяют контакт газ-нефть.