Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле  

Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации

Федеральное агентство по недропользованию

Федеральное государственной унитарное предприятие Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана

имени академика И.С.Грамберга

(ФГУП ВНИИОкеангеология им. И.С.Грамберга)

На правах рукописи

ГОНЧАРОВ Андрей Васильевич

ОКАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

СУБАКВАЛЬНЫХ ПЛОЩАДЕЙ ПРИБРЕЖНО-МОРСКОГО МЕЛКОВОДЬЯ И ПОБЕРЕЖЬЯ

ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДОННОЙ ГЕОХИМИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ

(НА ПРИМЕРЕ ТРАНЗИТНОЙ ЗОНЫ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ)

Специальность 25.00.12- Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург

2012

Общая характеристика работы

Актуальность темы Одним из путей повышения качества прогноза нефтегазоносности зоны транзитного мелководья является включение в состав геолого-разведочных работ на нефть и газ донной комплексной геохимической съемки (ДКГС) - экономичного и экологически безопасного (последнее крайне важно для богатых биоресурсами акваторий) вида нефтегазопоисковых работ. Особо значимым является применение ДКГС для поисков нефти и газа в условиях, налагающих ограничения (технологические, экономические, а в последнее время все чаще - экологические) на применение стандартных видов нефтегазопоисковых и разведочных работ. К таким обстановкам относится, в первую очередь, зона прибрежно-морского мелководья (ЗПММ) с глубинами моря менее 10-15 м и, особенно, зона предельного мелководья с глубинами до 3-5м. ЗПММ охватывает обширные пространства транзитной зоны (в Печорском море на акваториальном продолжении Тимано-Печорской НГП - 9,8 тыс. км2) и является наименее изученной в геологическом отношении зоной шельфа. Существенным может быть вклад ДКГС в решение таких задач, как выявление залежей в ловушках несводового типа, уточнения тектонического взаимоотношения структур суши и шельфа и т.п.

Однако, широкое внедрение ДКГС в производство в ЗПММ сдерживается недостаточной разработанностью отдельных теоретических и методических положений морских геохимических поисков нефти и газа (ГПНГ). Недостаточно изучены процессы взаимодействия потоков рассеивания углеводородных газов (УВГ) и их спутников из залежей и очагов генерации с фоновыми геохимическими полями в субаквальных условиях. Практически не изученными остаются такие вопросы, как особенности формирования полей концентраций в субаквальных обстановках ЗПММ, влияния на них уровня антропогенного углеводородного загрязнения донных осадков и придонных вод. Не разработаны рациональные комплексы методов морских ГПНГ для области прибрежного мелководья.

Цель и основные задачи исследований. Цель работы: обосновать рациональный комплекс методов ДКГС для локального прогноза нефтегазоносности ЗПММ и побережья (на примере субаквальных обстановок прибрежного мелководья и побережья Печорского моря).

Целевое назначение работы раскрыто в решении следующих основных задач:

• выявить условия формирования и размещения субаквальных геохимических полей концентраций химических соединений и элементов (СГП) в обстановках  ЗПММ и обводненного побережья;
• определить особенности состава биохимических, эндогенных и техногенных УВ в прибрежно-морских обстановках;
• установить закономерности распределения фоновых полей концентраций УВ в обстановках ЗПММ  и обводненного побережья;
• выявить особенности структуры проявления в ЗПММ геохимических аномалий, возникновение которых обусловлено геологическими и техногенными факторами;
• определить информативные геохимические показатели и разработать рациональный комплекс геохимических методов и технологию  ДКГС для решения задач зонального и локального прогноза нефтегазоносности в условиях ЗПММ и обводненного побережья Печорского моря.

Основные защищаемые положения

1. Зона прибрежно-морского мелководья представляет собой область шельфа, характеризующаяся специфичностью условий формирования и размещения СГП.

2. Интенсивность газовых потоков на границе раздела дно - вода над зонами нефтегазонакопления в обстановках ЗПММ и обводненного побережья Печорского моря контролируются тектоническими факторами, а состав газовых потоков отражает нефте-и/или газоносность геологического разреза.

3. Над флюидопроводящими зонами, нефтегазоносными объектами, а также в зонах нефтезагрязнения в донных осадках и придонных водах субаквальных обстановок ЗПММ и обводненного побережья Печорского моря формируются различные типы локальной геохимической зональности (геохимических аномалий).

4.Рациональный комплекс методов ДКГС, включающий газовую, микробиологическую, ртутную и битуминологическую съемки, дополненный изотопными исследованиями и определением литологического состава донных осадков оптимален для решения задач зонального и локального прогноза нефтегазоносности в условиях ЗПММ и побережья Печорского моря.

Фактический материал.

Основой диссертации послужили результаты обработки по представительному набору аналитических методов 1939 комплексных геохимических проб, отобранных в

ходе выполнения ДКГС на нефть и газ в ЗПММ Печорского моря и на обводненных площадях побережья, а также на шельфах Баренцева (Куренцовская площадь) и Печорского (Песчаноозерская и Паханческая площади) морей. Съемка проводилась партией №19 ВНИГРИ под руководством автора в 1979-2001гг.

Научная новизна

На основе изучения представительного фактического материала установлены специфичность условий формирования СГП в обстановках ЗПММ и побережья Печорского моря. Определена иерархия факторов, влияющих на контрастность проявления фоновых и аномальных СГП  УВ в придонном горизонте вод и осадков.

Впервые выполнены эксперименты по изучению режимов и количественной оценке интенсивности газовых потоков на границе раздела морское дно - вода в условиях ЗПММ Печорского моря.

Обоснован рациональный комплекс геохимических методов локального прогноза нефтегазоносности в условиях ЗПММ Печорского моря (в т.ч. предельно мелководных) и обводненных территорий севера Тимано-Печорской НГП.

Практическая значимость работы. Создана технология ДКГС на нефть и газ  для ЗПММ Печорского моря (в т.ч. зоны предельного мелководья), включающая новые методические и технические разработки.

В результате выполнения ДКГС выделено 32 локальных объекта для постановки детальных сейсмических работ. Осуществлялась разбраковка локальных структур, подготовленных к бурению. Результаты работ подтверждены бурением на Таркской площади.

Район проведения ДКГС представляет особый интерес в связи с выходом поисковых работ в акваторию Печорской губы и началом освоения Кумжинского ГКМ.

ичный вклад автора. Работа основана на изучении материалов, полученных в ходе многолетних полевых работ под руководством автора в ЗПММ и на побережье Печорского моря. Использованы результаты 7 договорных НИР во ВНИГРИ, ответственным исполнителем которых являлся автор, и 4 бюджетных НИР, в которых автор являлся соисполнителем. В ходе работ автор лично руководил пробоотбором, участвовал в отборе свыше 900 проб, выполнил дегазацию 230 проб, газовый анализ 172 проб, а также экспресс-анализ содержания нефтепродуктов в 215 пробах вод и донных осадков. Лично руководил и принимал участие в обработке и интерпретации полученных данных, разработке и внедрении методических, технологических и геологических рекомендаций, представленных в диссертации.

Структура и объем работы Диссертация состоит из 5 глав, введения и заключения общим объемом 169 страниц, включая 29 рисунков, 16 таблиц и список литературы из 129 наименований.

Краткое содержание

Во введении сформулированы актуальность постановки темы, определены цель, задачи и защищаемые положения диссертации, отмечены ее научная новизна и практическая значимость.

В первой главе отражено современное состояние и определены первоочередные направления развития морских ГПНГ в области создания эффективной технологии  ДКГС прибрежно-мелководных зон.

Во второй главе приведены данные о физико-географических и геологических условиях и нефтегазоносности района исследований. Морскую часть основных площадей района работ формируют обстановки ЗПММ Печорского моря, континентальнуюЦсубаквальные обстановки дельты р.Печора и озерно-речной сети побережья Малоземельской тундры и о. Колгуев (рис.1).

Рис.1. Площади производства донной комплексной геохимической съемки.

В тектоническом отношении район работ приурочен к Малоземельско-Колгуевской моноклинали и северной части Шапкино-Юрьяхинского приразломного вала Денисовской мегавпадины.

Согласно нефтегеологическому районированию,  район исследований расположен в пределах Нарьян-Марского НГР и Восточно-Колгуевского НГР Малоземельско-Колгуевской НГО, а также Шапкино-Юрьяхинского НГР Печоро-Колвинской НГО.

В целом, для изучаемого региона региональной газонасыщенностью характеризуются отложения карбона, перми и нижнего триаса в интервале глубин 1а400 -2а400 м (Коровинское и Кумжинское ГКМ). В континентальной части Малоземельско-Колгуевской НГО нефтеносность (непромышленная) установлена только в органогенно-обломочных известняках нижнепермско-каменноугольного комплекса (Верхнехарицейская площадь). Нефтегазоносность триасового комплекса (песчаники чаркобожской свиты нижнего триаса) установлена на Песчаноозерском нефтегазоконденсатном и Таркском нефтяном месторождениях о.Колгуев.

В третьей главе показаны основные объекты, объемы и методика исследований, представлен комплекс ДКГС на нефть и газ для условий ЗПММ и побережья Печорского моря, насыщенный новыми методическими, и  техническими разработками

Поисково-оценочные (М 1:250 00 - 1:100 000) и детальные (М 1:50 000) работы выполнены на недостаточно (Малоземельско-Колгуевская моноклиналь), слабо (дельта р.Печоры) и практически не изученных (губа Коровинская, губа Колоколкова) в геологическом отношении площадях мелководно-прибрежной зоны и побережья Печорского моря, а также на о. Колгуев. Съемкой покрыто 4а872 км2 акваторий и обводненных территорий. Площади работ включали как изученные в геологическом отношении продуктивные Кумжинскую, Коровинскую, Таркскую и Песчаноозерские структуры, так и выведенную из бурения с отрицательным результатом структуру Удачная, а также подготовленные к бурению Аноргаяхскую и Нерутскую структуры.

В таблице 1 приведены методы и объемы аналитических работ.

В процессе исследований была разработана и успешно внедрена в практику ДКГС серия новых методических и технологических решений.

Принципиально значимым оказалось создание:

• модификации технологии ДКГС для производства работ в зоне предельного мелководья;

Таблица 1.

Методы и объемы аналитических работ

Определяемые показатели (концентрация)	Методы	Кол-во проб	Исполнители
Полевая лаборатория
Газонасыщенность	Вакуумная дегазация донных осадков и вод	3001	Г.М.Ельцова,Е.Л.Гидулян, Е.В.Каюкова, автор.
СН4,  С2Н4, С2 Н6, С3 Н8, i- С4 Н10,  n-С4 Н10, i- С 5Н12, n- С5Н12 ,He, H2, Ar, N2, О2, СO2,	Хроматография	4245	В.А.Лобков, Т.В.Байкова, Т.С.Соколова, автор
Микроорганизмы, окисляющие пропан-бутан, пентан, нонан и нефть, а также сульфатредуцирующие	Предельных десяти-кратных разведений (элективные среды)	1367	Р.М.Свечина
Водорастворенный битумоид	Экстракция	649	И.В.Умнова
УВ содержащие соединения при-донных вод  и донных осадков	ИК-фотометрия	2273	Н.В.Пальчевская,Т.В.Дуб-кова, С.Г.Туманян, автор
Групповой состав хлороформенного битумоида донных осадков	Хроматография	631	М.А.Галишев, М.Б.Гали-шева, В.В.Конотопов,
Алкановые УВ  С14- С29	Хроматография	54	М.А.Галишев
Hg парообразная	Газортутный	99	В.П.Астафьев, автор
Ионы Cl , SO4 , SO3, НСО3, Ca, K Na, Mg, NH4 , B, Br в придонной воде	Объемный	1192	Э.Л.Веселова,О.В.Кокори-на, Н.В.Пальчевская
Песчано-алевритовая фракция донных осадков	Ситовой гранулометрический	970	С.К.Стетюха, Р.Н.Стайсон, М.А.Тугарова
	Гидравлический	20	К.К.Гостинцев,АВ.Котров
Формы железа и серы	Весовой	404	Э.Л.Веселова,С.Ю.Орлова
Естественные радиоактивные элементы группы U, Th.	Радиометрия	1107	В.В.Пономарев, М.В.Зенин, А.Р.Назаров
Стационарные лаборатории г. Санкт-Петербург
Изотопный состав углерода СН4 и СO2	Масс-спектрометрия	149	ВНИГРИ, В.А.Лобков
Сорг вод и осадков	Весовой	1277	ВНИГРИ, З.А.Андреева
Групповой состав хлороформенного битумоида придонных вод  и осадков	Методика ВНИГРИ	115	ВНИГРИ, З.А.Андреева
Групповой состав масляной фракции би-тумоида придонных вод и осадков	Хроматография	115	ВНИГРИ, З.А.Андреева
Молекулярный состав хлороформенного битумои--да придонных вод и осадков	ИК Цспектрометрия УФ-спектрометрия	115	ВНИГРИ,  Т.Г.Тарасова
Минеральный состав легкой и тяжелой фракций донных осадков	Оптическая минералогия	116	ВНИГРИ, И.А.Пинчук, Р.Н.Стайсон, .И.Белова
Hg в донных осадках	Атомно-адсорбционный	296	Невское ПГО
Микроэлементы Sr, Ba, Мn,  Cr, V, Ni, Ti, Cu, Co, Zr, Ga, Pb, Be, Mg, Zn, Mo, Sc, Nb, La, Sb, Bi, Ge, Sn, Te, Cd, P, Au, Pt,  Ta, W	Количественный спектральный	116	ВНИГРИ

- приставки ГРП-1 для реализации эффективной в нефтепоисковом отношении новой модификации технологии ртутной съемки;

- вакуумного дезинтегратора, существенно (в 2-26 раз) повышающего объемы извлечения  газов в процессе вакуумной дегазации донных осадков;

- полноценной полевой (набортной или береговой) аналитической лаборатории;

- методики обработки результатов различных видов геохимических исследований с расчетом интегрального геохимического показателя нефтегазоносности.

В четвертой главе рассмотрены условия формирования СГП в обстановках ЗПММ и побережья Печорского моря, приведены особенности состава биогенных, техногенных и эндогенных УВ придонной среды. В главе обосновано первое защищаемое положение.

В пятой главе представлен рациональный комплекс методов ДКГС и доказана эффективность его применения для решения целевых задач в ЗПММ и на побережье Печорского моря. В главе обоснованы второе, третье и четвертое защищаемые положения.

В заключении даны общие выводы по результатам исследований.

Апробация работы Основные положения работы были представлены в форме докладов на конференции Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз поиск и разведка и освоение месторождений (СПб, 1999г); Первой научно-практической конференции Транзитное мелководье - первоочередной объект освоения углеводородного потенциала морской периферии России (СПб, 2004г); Международной научно-практической конференции. Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности (СПб, 2004 г); Шестой, Восьмой и Девятой Международных конференциях и выставках по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO -2003, RAO -2007, RAO/CIS Offshore 2009, СПб).

Публикации. Результаты выполненных исследований опубликованы в 21 печатном издании, в т.ч. в 3 журналах, входящих в Перечень... ВАК Министерства образования и науки РФ.

Благодарность Автор глубоко признателен своему научному руководителю, проф., д.г-м.н. О.И.Супруненко за постоянное внимание и помощь в работе. Автор благодарен своим учителям, к.г.-м.н В.П.Астафьеву и к.г-м.н С.Д.Талиеву, преждевременно ушедшим из жизни. Автор благодарит коллектив прибрежно-морской геохимической партии №19 ВНИГРИ, а также сотрудников отдела морской нефтяной геологии ВНИГРИ и его бессменного руководителя д.г-м.н Ю.Н.Григоренко. Особо автор благодарит Е.И.Горбенко за большую помощь в обработке материалов и оформлении работы, а также Л.Ф.Скресанову за участие в оформлении диссертации.

Обоснование защищаемых положений.

1.Зона прибрежно-морского мелководья представляет собой область шельфа, характеризующуюся специфичностью условий формирования СГП.

В процессе анализа результатов многолетних исследований установлена специфичность условий формирования фоновых и аномальных СГП в обстановках ЗПММ и побережья Печорского моря Важнейшие из них (пониженная активность биологических процессов, нестабильность гидро- и литодинамических режимов, дифференциация состава прибрежно-морских вод, сложность фациальной организации субаквальных обстановок) обусловлены приуроченностью района работ к высокоширотному гумидному климатическому поясу, переходной зоне суша-море и приустьевой области  р. Печоры.

Уровень пространственной дифференциации полеформирующих параметров возрастает при переходе от шельфовых к прибрежно-морским и континентальным обстановкам, а также с падением динамической активности придонных вод в пределах каждой из них. Соответственно изменяются характеристики полевмещающего горизонта донных осадков и параметры фоновых СГП.

По результатам геоморфологического (с учетом данных П.Н. Сафронова) и литофациального районирования охарактеризованы с точки зрения условий субаквального полеформирования комплексы литодинамически активных, умеренно-активных, слабоактивных и пассивных обстановок седиментации (табл.2) (Тугарова и др., 1996). Осуществлено районирование субаквальных обстановок по условиям сохранности СГП. итодинамически активные обстановки образуют зону развития условий, неблагоприятных для генерации и аккумуляции УВ, а также область формирования слабоконтрастных полей низких концентраций углеводородных Продуцирование УВ протекает наиболее интенсивно в донных осадках слабоактивных и пассивных обстановок дельты р.Печоры.

На основе изучения литофациальной дифференциации СГП установлены предельные значения фоновых концентраций информативных геохимических показателей в различных типах осадков субаквальных обстановок 

Таблица 2

Характеристики донных осадков обстановок седиментации шельфов и побережий  Баренцева и Печорского морей

Обстановки осадконакопления				ДР*	Характеристики донных осадков
					Md**, мм	Содержание, % от веса осадка			Feзакн/Feок	Геохимическая обстановка****
						Сорг	Feобщ***	Feсульф
Шельфы Баренцева и Печорского морей	Участки открытого шельфа	Кольский (глубины  120-220м )		УА	0,1	н.д	н.д	н.д	н.д.	н.д
		Куренцовский (глубины 102-115м )		А	0,15	н.д	н.д	н.д	н.д.	н.д
		Восточно-Колгуевский ( глубины  20-35 м )		УА	0,05	н.д	н.д	н.д	н.д.	н.д
	ЗПММ Печорского моря	Приливное мелководье открытого шельфа (гл 0-1м )		А	0,2	0,19	0,28	н.о	0,77	О-81.3%  Н-18,7%
		Эстуарий Коровин-ская губа	Абразионная ( глубины 0-2,5м )	А	0,14	0,34	0,9	н.о	0,89	О-88,0%  Н-12,0%
			Аккумулятивная (глубины 0-2,5м )	СА	0,04	1,14	2,7	0,016	0,77	О-41,4%, Н- 55,1%, СВ-3,5%
Дельта р.Печора	Авандельта			УА	0,05	0,5	1,22	0,005	0,90	О-100%
	Каналы твердого стока			УА	0,06	0,86	2,02	0,004	0,98	О-71,0%  Н-29,0%
	Отмершие и неактивные озера и протоки			СА	0,03	1,53	2,6	0,004	1,10	О-25,0%, Н- 61,0%, СВ-7,0%
	Озерно-болотные бассейны			П	0,03	1,7	3,27	0,019	1,80	О-26,0% Н-63,0%,СВ -11%
Малозе мельская тундра	Аллювиальные			УА	0,12	0,71	1,05	0,035	1,80	О-28,6%, Н- 54,5%, СВ-9,1%
	Озерные			УА	0,096	1,37	0,98	0,09	3,40	О-28,6%, Н- 45,5%, СВ-21,8%, В-4,1%

Примечания: *ЛДР- литодинамический режим: А-активный; УА-умеренно-активный; СА-слабоактивный; П- пассивный; **Md - средний размер зерен осадка;*** Feобщ, Feсульф, Feок , Feзакн - формы железа: общая, сульфидная, окисная, закисная соответственно;**** Геохимическая обстановка: О-окислительная, Н-нейтральная, СВ-слабо восстановительная, В- восстановительная; проценты- частота обнаружения; н.д.- нет данных; н.о. - концентрация ниже порога обнаружения.

2. Интенсивность газовых потоков на границе раздела дно Ц вода над зонами нефтегазонакопления в обстановках ЗПММ и обводненного побережья Печорского моря контролируются тектоническими факторами, а состав газовых потоков отражает нефте-и/или газоносность геологического разреза.

Субаквальные поля концентрации УВ донных осадков и придонных вод представляют собой смесь биогенных, природно-термогенных (главным образом, эндогенных)  и техно-термогенных (техногенных) углеводородных соединений.

Широкое распространение в верхних горизонтах осадочного чехла севера Тимано-Печорской НГП имеют микрогазопроявления, обусловленные подтоком эманационных УВ. Это подтверждается результатами изотопных исследований. Значения δ13С метана спонтанных газов донных осадков обстановок эстуарно-дельтового комплекса Коровинская губ - дельта р.Печора изменяются в пределах от - 73,1Й  до - 52,6 Й при среднем - 61,8Й. Для метана донных осадков обстановок озерно-речной сети побережья - от  - 52,7Й  до  - 47,0 Й  при среднем - 49,4Й. Вариации величины δ13ССН4, выходящие за пределы, характерные для биогенного метана, подтверждают присутствие в донных осадках эндогенных УВ.

Установлено, что в газах осадков эстуарно-дельтового комплекса метан с максимальным содержанием изотопа 13С приурочен к зонам повышенной проницаемости над северным сводом и западным крылом Кумжинской продуктивной структуры.

Рост интенсивности потоков УВ над продуктивными структурами зафиксирован количественно при изучении газовых эманаций из донных осадков. В 1984 году в натурных условиях осуществлены замеры газовых потоков на границе раздела донные осадки - вода. Установлено, что в среднем с 1 м2 площади дна в условиях побережья Печорского моря выделяется 50 см3 газа в сутки. При этом интенсивность газовых потоков контролируется тектоническими факторами, а состав газовых потоков отражает нефте- и/или газоносность геологического разреза. В эксперименте над зоной нефтегазонакопления интенсивность газовых потоков возрастала в 1,5 раза, а в составе газов резко, в 2,5 раза, увеличивалось содержание метана. При этом данные об изотопном составе  углерода метана газовых потоков указывали на то, что до 20% метана в донных осадках над северным куполом продуктивной Кумжинской структуры представлены глубинной составляющей. Хотя надфоновая часть концентраций метана газовых потоков генетически разнородна, экспериментально установлено, что причиной ее возникновения служит подток эманационного метана.

В ходе натурных экспериментов определены масштабы газогенерации в процессах биохимического преобразования ОВ донных осадков, составляющие 0,23 - 0,38 см3/кг,  установлена специфика данных процессов для субаквальных обстановок ЗПММ.

Выявлена широтная зональность распределения концентраций метана в составе спонтанных газов, определяемая влиянием климатических условий на интенсивность генерации биохимических газов в субаквальных обстановках  побережья Печорского моря.  Она проявляется в различии на 10 - 17Й в изотопном составе углерода метана донных осадков дельты р.Печоры и рек и озер побережья Малоземельской тундры при стабильности изотопного состава углерода углекислого газа

Эффект перераспределения между формами нахождения биогенных метана и двуокиси углерода в донных осадках объясняет насыщенность спонтанных газов биохимическим метаном даже над продуктивными объектами.

3.Над флюидопроводящими зонами, нефтегазоносными объектами, а также в зонах нефтезагрязнения в донных осадках и придонных водах субаквальных обстановок ЗПММ и обводненного побережья Печорского моря формируются различные типы локальной геохимической зональности (геохимические аномалии).

Элементарной составляющей геохимических аномалий типа флюидопроводящая зона, нефтегазоносный объект являются очаги субаквальной разгрузки глубинных эманаций. Последние группируется в линейные зоны, в плане соответствующие сети флюидопроводящих участков разрывных нарушений литосферы. Над подобными линейными зонами очаги разгрузки формируют моногенетичную структурно - взаимосвязанную, но количественно, а нередко, и качественно, дифференцированную биоминеральную систему следственных изменений параметров придонной среды - локальную геохимическую зональность. В такой генетической трактовке мы рассматриваем понятие геохимическая аномалия. Обширность признакового пространства, в котором в субаквальных условиях проявляются геохимические  аномалии, дает возможность выявлять последние по совокупности геохимических и биологических характеристик.

Протяженные линейные зоны, узлы пересечения разломов и флюидопроводящие зоны над непродуктивными структурами выделяются повышенными концентрациями, главным образом, неуглеводородных компонентов: гелия, водорода, углекислоты, паров ртути и галогенов. Из УВ в них может присутствовать метан. Над этими же зонами в донной среде происходят следственные изменениям биоминерального комплекса. Такая структура соответствует локальной геохимической зональности (геохимической аномалии) типа флюидопроводящая зона.

При дренировании проницаемыми нарушениями продуктивных объектов, возникающая над ними трансформация типоморфных геохимических и биологических полей  проявляется в субаквальных обстановках в форме различных видов зональности (аномалий) типа нефтегазоносный объект. Эти аномалии имеют единую, но гетерогенную структуру. Надзалежная часть последней сформирована высокими надфоновыми концентрациями углеводородных газов (УВГ), в т.ч. метана с повышенной содержанием изотопа 13С, индикаторной термоформы ртути, полями повышенной численности углеводородокисляющих микроорганизмов, в ряде случаев -повышенным содержанием масляной фракции в составе битумоидов, высоким содержанием сульфидов железа и меди. Иногда (но редко для условий ЗПММ, что ограничивает возможность применения гидрогазосъемки) аномалия прослеживается по придонным горизонтам вод, где возрастает концентрация водорастворенных УВГ, битумоидов и закономерно изменяются содержания компонентов ионного состава вод. Периферийная часть аномалии характеризуется высокими концентрациями двуокиси углерода и водорода. Подобные аномалии были зафиксированы над продуктивными объектами шельфов Балтийского (структура Ладушкинская) и Охотского (структура Одоптинская) морей, ЗПММ и побережья Печорского моря (структуры Василковская, Кумжинская, Коровинская), о. Колгуев (Таркская площадь).

То, что подобная структура аномалий характеризует именно нефтегазоносные объекты, наглядно иллюстрируется результатами работ в эстуарно-дельтовом комплексе  Коровинская губа-дельта р. Печора. Здесь над сводами продуктивных Кумжинской и Василковской структур и северо-западным сводом структуры Удачная (последний по данным бурения не содержит залежей) получены принципиально различные по структуре геохимические аномалии. Над сводом структуры Удачная зафиксирована кольцевая аномалия двуокиси углерода в донных осадках, концентрации УВГ не превышают фоновых и величина интегрального геохимического показателя нефтегазоносности (ИГП) менее 2,0. Над Кумжинской и Василковской структурами зафиксированы контрастные комплексные геохимические аномалии, отвечающие характеристикам аномалии типа нефтегазоносный объект, а величины ИГП превышают 2,5 (рис.2).

Залежи нефти, в отличие от газовых и газоконденсатных, отчетливо отражаются в полях высоких концентраций индикаторной термоформы ртути, границы залежей нефти и газоконденсата (в менее выраженной форме), в отличие от газовых, фиксируются в полях высокой величины соотношения нонанокисляющих и сульфатредуцирующих микроорганизмов.

Полями высоких концентраций УВГ и повышенной газонасыщенности донных осадков уверенно трассируются зоны нефтегазонакопления (Шапкино-Юрьяхинский вал на севере Тимано-Печорской НГП).

В части решения задач геологического картирования в результате работ установлено, что концентрация гелия, водорода, ртути позволяет трассировать флюи- допроводящие зоны разрывных нарушений. Это открывает, в частности, возможности изучения тектонического взаимоотношения структур суши и транзитной зоны шельфа.

Геохимические аномалии (геохимическая зональность) типа зона загрязнения нефтью и/или нефтепродуктами для условий субаквальных обстановок ЗПММ и побережья Печорского моря фиксируются в донных осадках повышением битуминозности, а в составе битумоидов -увеличением масляной фракции. В групповом составе масел в зонах нефтезагрязнения доминируют метано-нафтеновые УВ, значительную роль играют ароматические УВ. Установленная специфика состава газовой фазы донных осадков зон нефтезагрязнения, в отличие от газов аномалий типа нефтегазоносный объект, отчетливо выражается в высокой (кратной) величине отношения содержаний этилена и этана.

4.Рациональный комплекс методов ДКГС, включающий газовую, микробиологическую, ртутную и битуминологическую съемки, дополненные изотопными исследованиями и определением литологического состава донных осадков, оптимален для решения задач локального прогноза нефтегазоносности в условиях ЗПММ и побережья Печорского моря.

Создание рационального комплекса ДКГС для решения задач локального прогноза нефтегазоносности в ЗПММ и обводненных обстановках побережья Печорского моря базировалось на оценке нефтегазопоисковой эффективности применяемых в практике ГПНГ методов (газовой, микробиологической, битуминологической, ртутной, лито химической, радиометрической, гидрохимической съемок). Исследования проводились

Рис.2. Аномалии типа нефтегазоносный объект в субаквальных обстановках эстуарно-дельтового комплекса Коровинская губа - дельта р. Печора.

Условные обозначения: 1 - граница площади проведения ДКГС. 1-2-обстановки седиментации: 2 - Коровинской губы; 3 - дельты р. Печора. 4-7 -структуры: 4 - контур; 5 - Кумжинская; 6 - Василковская; 7 - Удачная. 8-9- аномалии типа нефтегазоносный объект: 8 - высокоперспективные (величина ИГП более 2,5); 9 - перспективные (величина ИГП от 2,0 до 2,4).

на девяти площадях с выявленными и изученными в геологическом  от ношении нефтегазоносными объектами как структурного, так и неструктурных, а также комбинированных типов.

В процессе исследований гидрогазосъемка была исключена из состава работ в связи с неэффективностью применения в ЗПММ. На основании критериев поисковой значи-мости определены ограничения в применении литохимической, радиометрической и гидрохимической съемок. Установлено, что результаты микробиологической, ртутной и битуминологической съемок существенно дополняют данные газовой съемки (основного вида ГПНГ), повышая ее эффективность в выявлении перспективных для производства детальных сейсмических работ на нефть и газ локальных и зональных объектов. Определен набор информативных в нефтегазопоисковом отношении показателей для прибрежно-морских условий, в том числе отражающих фазовый состав залежей.

Оптимальным вариантом для эффективного и экономичного решения поставленных задач в условиях ЗПММ и обводненного побережья района исследований является сочетание газовой, микробиологической, ртутной (в новой модификации) и битуминологической съемок по донным отложениям, дополненных изотопными исследованиями и определением литологического состава донных осадков.

Комплекс нацелен на изучение следующих групп геохимических показателей, информативных для решения задач локального прогноза нефтегазоносности.

Содержания метана и газообразных гомологов метана определяются для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного чехла.

Данные по изотопному составу углерода метана, его гомологов, углекислого газа информативны в решении задач:

- определения генотипа метана, углекислоты в прогнозных оценках перспектив нефтегазоносности осадочного чехла;

- типизации флюидопроводящих разломов (сквозные или внутриструктурные).

Содержания гелия, в меньшей степени водорода, метана и двуокиси углерода  определяются для решения задачи выделения флюидопроводящих зон геологического разреза (флюидопроводящих зон разрывных нарушений).

Содержание газов воздушной группы (азот, кислород и двуокись углерода) определяется для исключения искажения газового состава донных осадков при разбавлении воздухом в процессе пробоотбора.

Содержание ртути определяется как показатель наличия разрывных нарушений, а лореольной ее термоформы - как показатель нефтеносности геологического разреза.

Количества пропан-, бутан-, пентан-, и нонанокисляющих, а также сульфат-редуцирующих микроорганизмов - как показатели нефтегазононости и интенсивности процессов сульфатредукции.. Величина соотношения численности двух последних групп, служит показателем фазового состава залежей.

Содержание органического вещества определяется для отбраковки высоких и аномальных концентраций информативных геохимических показателей (газов, ртути), обусловленных наличием больших количеств  сорбционно-активного органического материала в донных осадках.

Групповой состав  битумоидов (с привлечением в ограниченных объемах изучения спектра индивидуальных УВ) определяется при фиксации субаквальных зон разгрузки глубинных флюидов, содержащих в своем составе средне- и высокомолекулярные УВ; а валовый и групповой состав Цдля отбраковки высоких и аномальных концентраций УВГ, обусловленных техногенным нефтезагрязнением донных осадков.

Гранулометрический состав донных осадков изучается для оценки вариаций концентраций информативных геохимических показателей (газов, ртути), обусловленных дифференциацией литологического состава донных осадков.

Рациональный комплекс методов ДКГС включает методику обработки получаемых результатов с составлением итоговой карты распределения интегрального геохимического показателя нефтегазоносности.

Расширение изучаемого признакового пространства (включение литохимических, радиометрических, гидрохимических и др. методов.), как показал опыт многолетних исследований, к значимому повышению информативности ДКГС не приводит, а лишь неоправданно повышает стоимость работ.

Представленный рациональный комплекс методов ДКГС успешно применялся в ЗПММ и на побережья Печорского моря для оценки перспектив нефтегазоносности участков морского дна (выявления зон нефтегазонакопления и локальных объектов, в т.ч. неструктурного типа, перспективных для поиска нефти и газа);лразбраковки по перспективности локальных структур, подготовленных к бурению; уточнения тектонического взаимоотношения структур суши и шельфа.

Заключение

В процессе исследований разработаны рациональный комплекс методов морских ГПНГ и технология ДКГС для решения задач зонального и локального прогноза нефтегазоносности в условиях зоны прибрежно-морского мелководья и побережья Печорского моря.

На примере ЗПММ Печорского моря установлена специфичность условий формирования СГП в субаквальных обстановках прибрежно-морского мелководья. Осуществлено районирование субаквальных обстановок ЗПММ и побережья по условиям сохранности СГП. Установлены предельные значения фоновых концентраций УВ в выделенных типах субаквальных обстановок.

Установлено определяющее влияние тектонических условий на интенсивность, а нефтегазоносности на состав газовых потоков на границе раздела дно - вода в обстановках ЗПММ. В натурных экспериментах определены масштабы газогенерации, выявлен и обоснован эффект усиления интенсивности газовых потоков над продуктивной структурой и его влияние на формирование аномальных СГП.

Установлены особенности процессов формирования аномальных СГП над продуктивными объектами и очагами загрязнения в ЗПММ и на побережье  Печорского моря, обоснованы генетические признаки геохимических аномалий типа нефтегазоносный объект, флюидопроводящая зона, зона загрязнения нефтью и нефтепродуктами.

Выявлен информативный набор геохимических показателей и рациональный комплекс методов морских ГПНГ для решения задач зонального и локального прогноза нефтегазоносности.

Разработаны и успешно апробированы модификации технологии ДКГС, адаптированные к условиям производства работ в зоне предельного мелководья и субаквальных обстановках суши. Внедрены в практику набортный и полевой комплексы методов экспресс-аналитических исследований, что позволяет повысить эффективность и резко сократить сроки работ. Создана и широко внедрена в практику в Ненецком АО методика количественной оценки масштабов нефтезагрязнения акваторий и территорий.

Разработана и внедрена в ПГО Архангельскгеолдобыча серия рекомендаций по выявлению локальных объектов для постановки ГРР на нефть и газ в слабоизученных

участках ЗПММ и побережья Печорского моря. Выделены 32 локальных объекта для постановки детальных сейсмических работ. Осуществлялась разбраковка локальных структур, подготовленных к бурению. Детальными работами оконтурено акваториальное продолжение продуктивной Кумжинской структуры в зоне предельного мелководья Печорского моря.

Внедрения в работах ФГУНПП Севморгео на мелководном шельфе Карского моря и геотраверсах в Баренцевом и Восточно-Сибирском морях позволяют расширить область применения рационального комплекса ДКГС для решения прогнозных задач в ЗПММ  всего арктического шельфа (Региональные..., 2009, Оценка...2011).

Список опубликованных работ по теме диссертации.

Результаты исследований по тематике диссертации получили освещение в 21 статье автора, основные из которых представлены ниже.

1. Газортутная съемка как прямой метод выявления залежей углеводородов и картирования линз нефтепродуктов на загрязненной территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. // Сб. докладов Международной научно-практической конференции Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа северо-западного региона России. СПб, ВНИГРИ, 2007, стр.180-184. (в соавторстве с В.Н.Макаревичем, В.Р.Балаганским, Ю.И. Зытнером, Р.М.Галимзяновым).
2. Изотопные исследования газов донных осадков в Карском и Баренцевом морях. // ХVIII Симпозиум по геохимии изотопов им. ак. А.П.Виноградова 14-16 ноября 2007 г. СПб, Недра 2007 г. с.211-212. (в соавторстве с Э.М.Прасоловым, Э.Б.Прилепским, Ю.И.Матвеевым, А.Д.Краснюком).
3. Комплексная геохимическая съемка для зонального прогноза нефтегазоносности мелководной зоны шельфа (на примере Гыданской и Юрацкой губ). // Труды 9-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2009). 15-18 сентября 2009г. СПб., ХИМИЗДАТ, 2009.-Т. 1-324 , с.37-40. (в соавторстве с Г.И.Ивановым, Е.И.Горбенко, А.Д. Краснюком).
4. Комплексные геохимические исследования для решения нефтепоисковых и экологических задач в шельфовых зонах и на побережье морей России. // Сб. Новые идеи, теоретические обобщения и методические решения в нефтяной геологии. - СПб., Недра, 2004, с. 104-113.
5. Методика и результаты комплексных биогеохимических исследований в условиях прибрежно-мелководных зон акваторий. //Cб.Проблемы нефтегазоносности Мирового океана. М., Наука, 1989, с.115-121 (в соавторстве с В.П.Астафьевым, В.Г.Коцем).
6. Многоцелевая донная геохимическая съемка в транзитных зонах и на обводненных побережьях морей России // Cб. докладов Международной научно-практической конференции Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности. СПб, ВНИГРИ, 2004, 216 с. стр.176-181 (в соавторстве с Е.И.Горбенко).
7. Многоцелевые геохимические исследования для решения нефтегазопоисковых и экологических задач. // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз поиск и разведка и освоение месторождений: Доклады Юбилейной конференции в 3-х томах. Том 1.ВНИГРИ, СПб 1999, с.240-247 (в соавторстве с В.П.Астафьевым, В.Г.Коцем).
8. Региональные газогеохимические работы на геотраверсах // Труды 9-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2009). 15-18 сентября 2009 г. СПб., ХИМИЗДАТ, 2009. Т. 2, с.299-304 (в соавторстве с Г.И.Ивановым, Э.М.Прасоловым, Е.И.Горбенко, А.Д.Краснюком).
9. Опыт применения комплексных биогеохимических исследований субаквальных площадей для изучения их нефтегазоносности, геологического строения и оценки других природных ресурсов // Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа. М.: Наука, 1983. с.164-169 (в соавторстве с В.П.Астафьевым, В.В.Грибковым, В.Г.Коцем, С.Д.Талиевым, Т.П.Кудрявцевой).
10. Органическое вещество и газовая фаза донных осадков прибрежно-морских обстановок седиментации Баренцева моря. Вестник СПбГУ. Сер.7. Спб., 1996, вып.2 (№14), с.100-112 (в соавторстве с М.А.Тугаровой, В.П.Астафьевым).
11. Оценка перспектив нефтегазоносности Гыданской губы по результатам комплексной геохимической съемки // Разведка и охрана недр. 2011, №10, с.39-43 (в соавторстве с Г.И.Ивановым, А.Е.Гавриловым, А.Д.Краснюком, А.Е.Рыбалко, Е.В.Смирновой, Д.П.Никоновым, Е.И.Горбенко).
12. Переработка отходов и ликвидация загрязнения на объектах бурения и нефтедобычи. М., Недропользование - ХХ1век 2007, №2, с. 69-71 (в соавторстве с О.И.Супруненко, Е.И.Горбенко, В.М.Кнатько М.В.Кнатько).
13. Технология и результаты комплексной донной геохимической съемки на нефть и газ в зоне транзитного мелководья морей России. // Сб. докладов первой научно-практической конференции Транзитное мелководье - первоочередной объект освоения углеводородного потенциала морской периферии России ВНИГРИ, СПб, Недра, 2004 г, с.68-72.
14. Oil and Gas Activities in the Arctic-Effects and Potential Effects- Arctic Monitoring and Assessment Programme //Vol.1, Сh.2, pp.187-188, Oslo, 2010. Coauth. O.I.Suprunenko, E.I.Gorbenko.
15. The transformation of Dynamic Parameters of Oil - Contaminated Sediments of North European Russia. // Phys. Chem Earth (B), Vol. 24, No. 7, pp. 875-878, 1999.Coauth. M.A.Tugarova, D.V.Kovalchuc.

Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле