МЕТОД ДИАГНОСТИКИ ГЕНЕЗИСА МИНЕРАЛОВ

Метод диагностики генезиса минералов (ДГМ) — один из литогеохимических методов, основанный на изучении вторичных преобразований пород под влиянием мигрирующих углеводородных газов. Методы проходят апробацию в районах Восточной и Западной Сибири (на месторождениях Сигово-Подкаменном, Северный Варьеган, Куюмбинском и др.), в Волгоградском Поволжье. При этом изучаются элементный состав, минеральные преобразования и физико-химические свойства пород надпродуктивных отложений [3, 8, 9, 37].

Исследованиями установлено, что пары воды и различные газы, мигрирующие вертикально вверх по разрезу (вплоть до дневной поверхности), приводят к физическим, химическим и минералогическим изменениям пород, залегающим выше над залежью. Это выражается в различных вторичных преобразованиях первичных пород: интенсивном выщелачивании, метасоматозе, изменении минерального состава — кальцитизации, доломитизации, перекристаллизации карбонатного материала, пиритизации, окремнении, десульфатизации, развитии вторичных минеральных парагенезисов, в результате чего формируются концентрически-зональные «колонки» измененных пород, регистрируемых геофизическими, электрическими и геохимическими методами в виде интенсивных аномалий вторичных неоднородностей. Эти процессы наиболее интенсивно проявляются над сводами структур, что, по-видимому, обусловлено преобразованием пород под воздействием миграционного потока углеводородных флюидов от залежей.

Установлено, что на ряде месторождений (Сигово-Подкаменном, Каражанбас, Кызылойское) доломитизация пород над залежью возрастает в 3—5 раз, пиритизация — в 2—3 раза, окрем-нение — в 3—4 раза, а пористость увеличивается на 10—15%. Образование пирита и других сульфидов, согласно существующим представлениям, связано с восстановлением железа в условиях сероводородного ореола рассеяния углеводородных залежей. Кальци-тизация, доломитизация и окремнение связаны с наличием углекислого ореола рассеяния.

Метод заключается в отборе и определении ориентировочной концентрации того или иного химического элемента в пробах подпочвенных отложений. Отношение ориентировочной концентрации элемента Сориен (определяют по данным спектрального анализа) к его истинной концентрации Смст называется коэффициентом генетической информации (КГИ). В восстановительных условиях среды (Ей < 0) КГИ изменяется от 0,17 до 0,22—0,3; в условиях окислительной среды (Ей > 0) — от 0,5 до 0,67—1,0. Полученные значения КГИ наносят на карту исследуемой площади, выделяя, соответственно, продуктивную, непродуктивную зоны и зону водонефтяного контакта.

Метод ДГМ позволяет проследить изменение перекрывающих залежь пород по изменению энергетического состояния породообразующих, редких и рассеянных элементов под воздействием различных факторов, обусловленных интенсивностью миграционных процессов глубинных флюидов [4, 29].

Применение метода ДГМ на Куюмбинском и Юребчанском месторождениях позволило установить, что над центральным участком структуры: пониженное содержание С2Н6 — 0,85—2,73 мг/кг, СН4 — 1,27—5,01 мг/кг; повышенное содержание Й42 — 3,87—4,67 мг/кг, а на границе ВНК С2Н6 — 11,4—14,5 мг/кг, СН4 — 29,97-47,68 мг/ кг и пониженное содержание 1Ч2 — 0,87—0,6 мг/кг. Вдоль западной, юго-восточной и восточной границ структуры четко выделяется полукольцевая газогеохимическая аномалия по периферии поднятия (рис. 10.3), обусловленная изменением Ей и pH среды, возникшим в результате воздействия вертикального потока флюидов на приповерхностные отложения. Это свидетельствует о наличии на глубине литологической ловушки, над которой в поверхностном геохимическом поле фиксируются пониженные значения углеводородных газовых показателей в контуре предполагаемой залежи.

Рис. 10.3. Фрагмент поверхностного литогеохимического поля Куюм-бинского нефтегазоносного участка. Зона карбонатообразования:

  • 7 — слабого; 2 — умеренного; 3 — интенсивного; 4 — интенсивного в условиях бактерицидного окисления; 5 — отсутствие вторичных процессов;
  • 6 — внутренний геохимический барьер; 7 — внешний биохимический барьер;
  • 8 — зона восстановительного эпигенеза; 9 — зона окислительного эпигенеза; 10 — зона предполагаемого ВНК по геохимическим данным; 11 — продуктивная нефтяная скважина; 12 — скважина с притоком воды; 13 — скважина без притока

При наложении в плане контуров поднятия, границ геохимической аномалии и выделенных зон литогеохимического поля можно видеть, что поверхностное литогеохимическое поле отражает сложное зональное строение, размеры и степень кольма-тации ловушки, вторичную цементацию пород карбонатными минералами (так называемый геохимический барьер), что приводит к образованию на пограничных участках ловушки зоны выклинивания коллекторов.

Под литогеохимическим барьером подразумевается толща (угленосная, соленосная, трапповые интрузивные и эффузивные тела, криолитозона) со специфическими свойствами, в которой происходят задержка миграции, изменение направления основного потока УВ, распределение отдельных компонентов в системе «УВ — О В — порода».

Закономерное зональное распределение вторичных минералов верхней геохимической зоны, обусловленное воздействием глубинных флюидов на приповерхностные отложения, позволяет проектировать на глубину зоны, благоприятные для обнаружения залежей углеводородов, давать обоснованный локальный прогноз и выделять наиболее перспективные участки в пределах исследуемой территории [26, 71, 76]. Таким образом, в качестве индикаторов не-фтегазоносности в настоящее время используются такие химические элементы, как и, Ид, К, Си, N1, V и их подвижные формы; минеральные новообразования — кремнистые, карбонатные, сульфатные, сульфидные и титановые, являющиеся естественными продуктами различных физико-химических процессов, протекающих в породах под влиянием залежей в комплексе с данными об изотопном составе углерода, кислорода и серы во вторичных минералах и другими геохимическими показателями (рис. 10.4). Наиболее интенсивно процессы вторичного изменения протекают в области водонефтяного контакта, а по мере удаления от него затухают.

Распределение содержания титана в поверхностных отложениях

Рис. 10.4. Распределение содержания титана в поверхностных отложениях: а — Астраханское ГКМ; б — Даниловское нефтяное месторождение [45, с. 31]

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ     След >