НЕФТЕ- И ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ



Предыдущая | Следующая

Содержание

НЕФТЕ- И ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ

В наше время все возрастающего применения сложного оборудования и сокращения наземных поисков отмечается тенденция к сведению до минимума роли нефтегазопроявлений в поисковых исследованиях. Тем не менее многие, если не большинство, важные нефтедобывающие районы мира были открыты благодаря поверхностным нефтегазопроявлениям.

Выходы нефти на поверхность отмечались уже в ранней истории человечества. Использование асфальта, получаемого из: нефтепроявлений на Ближнем Востоке в качестве строительного материала, датируется 3000 г. до н. э. В 1875 г. до н. э. шла торговля нефтью, и уже тогда сетовали на ее недостаток [454]. Колодцы с горящим газом существовали в районе Баку за несколько столетий до нашей эры.

Многие исследователи, которые пересекли США в начале девятнадцатого столетия, сообщали о многочисленных нефтепрояв-лениях. Например, В. П. Блейк [59], сотрудник Геологической службы США, писал в своем отчете о путешествии через Калифорнию в 1853 г.: «Интересным фактом, который, как я полагаю, известен недостаточно широко, является наличие в районе прибрежных гор в югу от Сан-Франциско многочисленных мест, где нефть высачивается из земли и в огромном количестве растекается по поверхности. Эти места известны как смоляные источники (tar springs), они наиболее многочисленны в окрестностях Лос-Анджелеса». Далее он продолжает: «Я был информирован лейтенантом Троубриджем из Инженерной службы США, что пролив между Санта-Барбара и островами иногда покрывается пленкой минерального масла, которая придает поверхности живописную радужную окраску, подобную той, которая образуется, если масло вылить в воду». Сейчас, более чем через сто лет, реакция общественности на нефть в воде резко отличается от реакции исследователей тех лет.

Скважина Дрейка, пробуренная в 1859 г. в Пенсильвании, а также скважина, законченная в том же году в Онтарио, Канада, были заложены в зоне нефтепроявлений. Первая успешная скважина в Техасе была пробурена в 1865 г. около нефтепрояв-ления. До 1949 г. каждое нефтяное месторождение, открытое в Иране, было связано с поверхностными нефте- или газопроявлениями [384].

Выветривание нефтепроявлений. Когда нефть и газ выходят на поверхность, они подвергаются воздействию ряда химических н физических факторов, которые значительно изменяют их внешний вид и состав. Газовые или конденсатные проявления установить трудно, если они не находятся под водой, из которой выделяются в виде пузырьков. Большинство легких углеводородов испаряется в атмосферу и быстро рассеивается при циркуляции воздуха. Имеется косвенный показатель наличия газопроявлений, известный под названием «парафиновая грязь», которая встречается в ассоциации с выходами газа в Луизиане и Техасе на побережье Мексиканского залива. Парафиновая грязь — это желтое эластичное вещество, напоминающее искусственный каучук по цвету и внешнему виду. Название это неправильное, так как парафиновая грязь практически не содержит углеводородом. Она состоит почти целиком из микробных клеток с большим количеством полисахаридов. В образцах парафиновой грязи присутствует значительное количество метан-, этан-, пропан- и бу-танокисляющих бактерий. Это вещество считается побочным продуктом биодеградации газов, выходящих на ионерхпость. Радиоуглеродный анализ показал, что около 8Г> % органического вещества парафиновой грязи представлено углеродом, поступающим на поверхность из недр [133].

Нефть, вытекающая на поверхность, изменяется под влиянием следующих действующих одновременно процессов:

1.    Испарение более летучих углеводородов. В течение первых двух недель после выхода на поверхность нефть теряет углеводороды примерно до С15, что эквивалентно кипению при температуре до 250°С. В последующие месяцы теряются другие углеводороды, вплоть до С24.

2.    Вынос водорастворимых соединений. Наиболее растворимые соединения азота, серы и кислорода вместе с некоторыми легкими ароматическими соединениями могут выноситься грунтовыми водами.

3.    Микробная деградация. Как уже отмечалось в гл. 8, углеводороды, выходящие на поверхность, подвергаются воздействию микробов. «-Парафины, некоторые изопарафины и нафтены окисляются в различной степени в зависимости от условий, определяющих активность микроорганизмов.

4.    Полимеризация. Средние и более крупные молекулы объединяются, образуя очень крупные сложные структуры после удаления воды, двуокиси углерода или водорода.

5.    Самоокисление. Многие компоненты нефти поглощают солнечный свет и кислород с образованием окисленных полимеров. Нафтиды могут принять в свой состав до 6 % кислорода при длительном воздействии воздуха и солнечного света.

6.    Же латинизация. Нефть некоторых проявлений с течением времени может приобрести жесткую гелевую структуру.

Все эти реакции приводят к загустению или отвердению исходной нефти. Нефть из жидкого состояния постепенно переходит в асфальт, асфальтит и в конечном счете в пиробитум. Следовательно, если нефтепроявление не имеет постоянного притока свежей нефти, в конце концов нефть в нем затвердевает и образуется залежь черного твердого битума. В табл. 9-1 дается характеристика нескольких образцов, отобранных около озера Маракайбо. Образец 1 представляет собой текучую нефть из активного нефтепроявления. Образцы 2 и 3 — более выветрелые битуминозные вещества — взяты соответственно дальше от активного проявления, а образец 4 взят на наибольшем удалении [153]. Очевидно, что уменьшение растворимости этих образцов в органических растворителях совпадает с увеличением содержания связанного (fixed) углерода и уменьшением содержания водорода.

Увеличение содержания кислорода в нескольких образцах гильсонита из бассейна Юинта показано на рис. 9-1. Здесь сопоставлены образцы жидкого гильсонита из глубокой части разработок, а также свежие невыветрелые и сильно выветрелые твер-

Рис. 9-1. Выветривание гильсонита из бассейна Юинта, Юта (по Ханту [291]).

На примере десяти образцов от жидкого гильсонита (слева) до сильно выветрелого гильсонита (справа) показано повышение содержания кислорода с увеличением степени выветрелости гильсонита.

дые разновидности гильсонита. Более выветрелые образцы содержат меньше водорода, больше кислорода и еще больше асфальтенов. Содержание азота и серы во всех образцах одинаково [291]. Эти общие наблюдения выветривания нефти позволяют надлежащим образом оценить связь поверхностного проявления с вероятными скоплениями нефти на глубине.

Классификация нефте- и газопроявлений. Для практического применения в полевых исследованиях нефтегазопроявления можно разделить на три группы: 1) активные, или живые, проявления, которые могут быть представлены газом, легкой и тяжелой нефтью или буграми липкого черного асфальта;

2) неактивные, или мертвые, проявления, представленные глав-

ным образом асфальтитами или пиробитумами, не связанные с каким-либо жидким материалом; 3) ложные проявления, внешне напоминающие активные или неактивные проявления, но фактически никак не связанные с подземными углеводородными скоплениями.

Активные нефтегазопроявления имеют важное значение в районах бурения поисковых скважин; на площади их развития следует провести детальные поверхностные и глубинные исследования для установления связи нефтегазопроявлений с литологией, стратиграфией и строением района. В активных проявлениях должны быть исследованы диапазон состава углеводородов, содержание «-парафинов, асфальтенов, кислорода и отношение Н/С. Это позволит установить степень выветрелости и наличие или отсутствие связи углеводородов с подземным природным резервуаром. Детальный хроматографический — масс-спектрометрический анализ поможет сопоставить углеводороды из нефтегазопроявления с известными нефтями или битумоидами из материнских пород изучаемого района.

Неактивные проявления обычно характеризуются присутствием асфальта, который со временем дозревает до асфальтитов (таких, как грэемит) или до пиробитумов (таких, как импсонит и антраксолит).

Наиболее крупная из известных жил грэемита находится около Ташкахома, Оклахома, и приурочена к разлому, пересекающему глинистый песчаник. Длина жилы — более 1,5 км, а ширина достигает 7,6 м. В асфальтите содержатся обломки вмещающих пород, которые попали в него еще до отвердения. Эта и другие залежи грэемита представляют собой древние неф-тепроявления, давно ставшие неактивными. Все они расположены вдоль структурных поднятий в южной Оклахоме, где нефтеносные пески выходят на поверхность и часты активные нефтегазопроявления. В Оклахоме также находят импсонит, заполняющий трещины вокруг структурных поднятий.

Оценка нефте- и газопроявлений. Из нефтегазопроявлений следует отбирать невыветрелые образцы и отсылать их для изучения в аналитическую лабораторию. Некоторые сведения, полученные при полевых наблюдениях, рекомендуется пересылать в лабораторию вместе с образцами. Например, имеются ли признаки жидкого материала, связанного с твердыми битумами? Плавится ли данное вещество под солнцем или становится липким? Много ли битума растворяется в более легкой жидкости, влияя на изменение ее окраски? Если нет, то, очевидно, это пиробитум или уголь.

Образцы нафтидов из проявлений, предназначенные для лабораторных исследований, необходимо отбирать в стеклянные или пластиковые бутылки, а не в металлические сосуды, так как из последних в пробу могут быть внесены микроэлементы, играющие важную роль в определении ценности данного нефтега-зопроявления. Кроме того, сильно минерализованная вода, отобранная из активного нефтегазопроявления, часто корродирует металлические банки и приводит к их продырявливанию. Отбор пузырьков газа, проходящих через воду, может производиться в перевернутую бутылку, заполненную водой, которую вытесняет входящий газ.

Лабораторные исследования позволяют классифицировать пробы в соответствии с категориями, представленными на рис. 8-28. Асфальты более растворимы и характеризуются более низкой температурой плавления, чем асфальтиты. Пиробитумы можно отличить от углей по более низкому содержанию кислорода, более высокому суммарному содержанию азота и серы, а также ванадия и никеля.

За нефтепроявления ошибочно могут быть приняты породы, окрашенные в черный цвет двуокисью марганца или сульфидами металлов. Арнолд [24] сообщал об окрашенном двуокисью марганца конгломерате в графстве Керн, Калифорния, который был неправильно принят за нефтяной песок. Он упоминал также

о других типах ложных нефтепроявлений, в том числе о разнообразной изменчивой пятнистой окраске пород веществами неорганического и органического происхождения.

Нефтепродукты из захороненных и проржавевших емкостей могут быть ошибочно приняты за нефтепроявления. Нефть с плотностью 0,916 г/см3 из предполагаемого нефтепроявления в Миссури была представлена на анализ. Она не содержала ни углеводородов, вплоть до фракции смазочных масел, ни остатка. Если начальные фракции могли быть потеряны вследствие испарения, то совершенно необычным было отсутствие остатка. Анализ показал, что нефть содержит 400 млн-1 железа и 40 млн-1 цинка, тогда как типичные концентрации этих элементов в нефтях данного региона соответственно составляют 4 млн-1 и 0. Так было установлено, что это — смазочное масло, полученное после перегонки нефти.

Особенно необычным был образец из «нефтепроявления», обладающий вязкостью керосина, но плотностью 0,985 г/см3. Было установлено, что это пикриновая кислота (взрывчатое вещество), растворенная в керосине. Другое ложное нефтепроявление оказалось керосином с растворенным в нем ДДТ. Так как керосин широко используется в качестве растворителя инсектицидов и различных органических соединений, то его часто можно встретить высачивающимся из заброшенных емкостей.

Имеются проявления легкой нефти, не содержащей остатка. Много лет назад на Кубе было открыто естественное нефтепро-явление, содержащее только бензин-кероенновую фрикцию. Эту

нефть можно было использовать в двигателях автомобилей без предварительной обработки.

Геология нефте- и газопроявлений. Нефтегазопроявления наиболее многочисленны по окраинам бассейнов и в отложениях, смятых в складки, эродированных и нарушенных разрывами. Линк [384] разделил нефтегазопроявления по их происхождению на пять типов:

1.    Нефтегазопроявления из моноклинальных пластов, обнажающихся на поверхности.

2.    Нефтепроявления, связанные с теми же пластами и формациями, в которых нефть была образована.

3.    Нефтепроявления из крупных скоплений, вскрытых эрозией или нарушенных вследствие образования складок и разрывных нарушений.

4.    Нефтегазопроявления в зонах выхода несогласий на поверхность.

5.    Нефтегазопроявления, связанные с грязевыми вулканами, интрузиями магматических пород и соляными диапирами.

Нефтегазопроявления первого типа, представленные на рис. 9-2, обычно малы по объему, но активность их весьма устойчива. В погруженных частях Мичиганского бассейна из известняка Трентон ордовикского возраста производится добыча нефти.

Пример нефтепроявлений второго типа представляют битуминозные песчаники и жилы в отложениях формации Грин-Ривер бассейна Юинта, Юта, схематически показанные на рис. 9-3. Тяжелая асфальтовая нефть, образовавшаяся в плотных глинах Грин-Ривер, проникает в трещины, рассекающие небольшие структуры, а также в песчаники, переслаивающиеся с глинами. Ко второму типу Линк относит нефтепроявление в Коста-Рике, где насыщенная нефтью плотная глина разбита и раздроблена в результате образования складок и разрывных нарушений, при-

ведших к высвобождению автохтонной нефти и последующей ее аккумуляции в трещинах, выходящих на поверхность.

Огромные количества нефти были потеряны в течение геологического времени в результате эрозии природных резервуаров, приуроченных к антиклиналям, как показано на рис. 9-4 (нефтепроявления третьего типа). Такие нефтепроявления указывают на хорощде перспективы обнаружения нефти в соседних антиклиналях, где эти отложения не были эродированы. Нефтегазопроявления, расположенные вдоль разломов, рассматривались в гл. 6 (рис. 6-28). Сообщалось о связи между разломами и газопроявлениями, отмечаемой в ряде районов.

Месторождение Месджеде-Солейман в Иране (рис. 9-5) связано с антиклинальной складкой, не разбитой крупными разломами. В зоне перегиба свода структуры, где небольшая трещиноватость покрышки и перекрывающих отложений способствовала вертикальной миграции нефти из природного резервуара,

Рис. 9-5. Нефте- и газопроявление третьего типа, (по Линку [384]).

Нефть мигрирует вверх из известняка Асмари, месторождение Месджеде-Солейман„ Иран.

сложенного известняками Асмари, отмечаются нефтепроявления.

Линк [384] пишет, что некоторые нефтегазопроявления в бассейне Юинта, Юта, приурочены к несогласиям (проявления четвертого типа). Нефтяные пески Атабаска, очевидно, представляют самое крупное в мире нефтепроявление, связанное с выходом несогласия на поверхность.

Многочисленные нефте- и газопроявления, связанные с соляными диапирами, в районе побережья Мексиканского залива относятся к пятому типу. Они были известны индейцам и первым белым поселенцам. Богатое месторождение Спиндлтоп было открыто в 1901 г. в результате бурения у нефтегазопроявления, приуроченного к соляному куполу. Обилие нефтегазопроявлений в районах заливов и стариц на побережье Луизианы частично объясняется легкостью их обнаружения в воде. На многих газопроявлениях, связанных с соляными куполами, в состав выделяющегося газа входит H2S. Залежи промышленной серы, образованные в результате окисления H2S, встречены в кепроках нескольких куполов, в том числе и на месторождении Спиндлтоп. Внедрение соли сопровождается деформацией как окружающих, так и перекрывающих отложений, с образованием в них трещин и разломов. Это приводит к значительному локализованному выходу нефти и газа, особенно вокруг неглубоко расположенных куполов.

Нефте- и газопроявления, связанные с грязевыми вулканами, как уже говорилось в гл. 6, также относятся к пятому типу. Грязевые вулканы обычно располагаются в районах сложного геологического строения, где на поверхность выносятся обломки пород, часто значительно более древних и залегающих гораздо глубже окружающих пород.

На рис. 9-6 представлено нефтеироявление пятого типа, являющееся следствием интрузии магматического тела в осадочные отложения, богатые органическим веществом. Такие нефтепроявления могут быть непосоедственно не связанными с нефтя-

Рис. 9-6. Нефтепроявление пятого типа, образовавшееся, вероятно, в результате прогрева материнских пород прорывающей их дайкой магматических пород, Голден-Лейн, Мексика (по Линку [384]).

ными скоплениями, а являться результатом воздействия высоких температур интрузии на органическое вещество материнских отложений. Эти нефтепроявления указывают на наличие хороших материнских пород; в данном случае нефтегазоносность богатого района Голден-Лейн в Мексике обязана тем же материнским отложениям, которые рассечены дайкой магматических пород.

Наибольшее количество нефтегазопроявлений связано с молодыми отложениями в тектонически активных районах. Небольшие кайнозойские бассейны Калифорнии характеризуются сотнями нефтепроявлений. Большое количество нефтегазопроявлений также отмечено в небольших межгорных бассейнах, таких, как Магдалена в Колумбии, Маракайбо и бассейны Индонезии. Нефтегазопроявления многочисленны на складчатых бортах бассейнов, таких, как Месопотамский, Монагас в восточной Венесуэле, и бассейнов в восточных предгорьях Анд от Колумбии до мыса Горн. Очень много нефтегазопроявлений вдоль окраин бассейнов, где зоны несогласия и нефтеносные отложения выходят на поверхность. Типичным примером, как показано на рис. 9-7, является Оклахома. Несколько нефтепроявлений находится в центральной и западной части штата над продуктивными отложениями, перекрытыми мощными непродуктивными толщами. Нефтепроявления часты в северо-восточной Оклахоме, где нефтеносные отложения выходят на поверхность на склонах поднятия Озарк и в южной Оклахоме, где нефтеносные пески резко поднимаются на поднятиях Арбакл и Уичито. Возраст этих отложений палеозойский, так что было достаточно времени и тепла для преобразования части асфальта в асфальтит, грэемит и пиробитум импсонит.

Другим примером нефтепроявлений, расположенных по окраинам бассейнов или там, где структурные поднятия выводят

на поверхность нефтеносные стратиграфические комплексы, является бассейн Маракайбо, представленный на рис. 9-8. В западной Венесуэле известно более 200 нефтяных и газовых проявлений, многие из которых расположены вдоль склонов гор Кордильера-де-Мерида и Сьерра-де-Периха. Размеры нефтепроявлений здесь от нескольких баррелей нефти до асфальтовых озер, занимающих площадь в несколько квадратных километров. Вдоль северо-западного склона Кордильера-де-Мерида нефть небольшйх проявлений выходит из трещиноватых пород, перекрывающих в центральных частях бассейна кайнозойские или меловые отложения. Месторождения Мбке-Гранде, Эль-Мене, Ла-Пас и группы Боливар были открыты благодаря нефтепрояв-лениям. Обращает на себя внимание отсутствие нефтепроявлений в центральной, выполненной мощной толщей осадочных отложений части бассейна к юго-западу от группы месторождений Боливар, несмотря на то что в центральной части озера Маракайбо были открыты богатые залежи нефти.

Дробление пород-покрышек и выходы нефти по небольшим трещинам и разломам весьма часты в районах, подверженных землетрясениям, вдоль окраин литосферных плит, где происходит столкновение континентов. Например, на Ближнем Востоке (рис. 9-9) столкновение Аравийской и Евразиатской плит постоянно «встряхивает» Иран и Ирак, в результате чего на границе плит появляются новые нефтегазопроявления. Такие границы являются районами сейсмической активности, приводящей к образованию трещин и разломов, по которым происходит вертикальное истечение нефти и газа из природных резервуаров мелового

Рис. 9-8. Нефтепроявления в бассейне Маракайбо, Венесуэла (по Линку [384]), 1 — нефтепроявление; 2 — месторождение нефти; 3 — вода.

возраста. Возможно, что большая часть этой нефти накопилась в природных резервуарах под непроницаемыми кепроками 65 млн. лет назад, до столкновения Африканско-Аравийской плиты с Евразиатской. В южной и западной частях Саудовской Аравии, где практически не бывает землетрясений, иефтегазо-проявлений мало, несмотря на то что здесь находятся некоторые из крупнейших месторождений Ближнего Востока, например

Рис, 9-9. Соотношение границ литосферных плит, районов активных землетрясений и районов нефтегазопроявлений на Ближнем Востоке.

Нефтегазопроявления третьего типа, связанные с вертикальной миграцией через нарушенные породы-покрышки, обычны в нефтеносных районах у границ литосферных плит. 1 — границы литосферных плит; 2 *— нефтегазопроявления; 3 —• районы, подверженные землетрясениям.

Абкайк-Гавар. По всему миру отмечается корреляция между нефтегазопроявлениями и зонами повышенной сейсмичности, причем основная часть проявлений располагается близко к границам литосферных плит, где сейсмоактивность максимальна. Например, на западном побережье Южной Америки нефтегазопроявления в Эквадоре, Перу и Чили концентрируются вдоль сейсмического пояса, являющегося следствием субдукции плиты Наска под Южную Америку. Тринидад, южная Калифорния, южная Аляска, Филиппины, Индонезия и Бирма — это также районы, где многочисленные нефтегазопроявления связаны с сейсмической активностью по границам плит. Колодцы на неф^ тяных месторождениях Бирмы, из которых нефть добывалась почти за столетие до того, как Дрейком была пробурена скважина, расположены на нефтепроявлениях близ границы Индо-

Австралийской и Евразиатской плит. В районах, примыкающих к границам литосферных плит, где имеются нефтегазопроявления, следует проводить поисково-разведочные работы на нефть и газ.

Имеются сообщения о нефтепроявлениях в каменноугольных шахтах Англии, Австралии и других районах. Углеводороды нефтяного ряда генерируются в небольших количествах во время созревания угля, так что некоторые нефтепроявления могут быть связаны с угольными пластами. Однако образование промышленных скоплений нефти при этом маловероятно, если рядом с пластами угля не залегают пласты богатых органическим веществом тонкозернистых материнских пород. Угли могут генерировать промышленные скопления метана и лишь незначительные количества высших углеводородов.

Подводные нефте- и газопроявления. Активные нефтепроявления часто обнаруживаются в море на континентальном шельфе и связаны с отложениями, являющимися нефтеносными на суше. В морской части нефтеносного бассейна Вентура в южной Калифорнии расположен богатый нефтепроявлениями район Кол-Ойл-Пойнт, в пределах которого, как считают, за сутки выделяется от 8 до 11 т нефти. Эти нефтепроявления отмечались первыми испанскими исследователями и постоянно загрязняли побережье в районе южной Калифорнии. Вернон и Слейтер [638] установили источник нефтепроявлений в Санта-Барбаре с помощью картирования асфальтовых бугров на морском дне, которые особенно многочисленны около мыса Консепшен. Асфальтовые бугры достигают в поперечнике 31 м и высоты 2,4 м. Они неравномерно распределены, концентрируясь вдоль широтных нарушенных антиклиналей. В связи с потерей газа и легких углеводородов и накоплением материала осадков асфальт становится плотнее морской воды. Часть изливающегося асфальта выходит на поверхность, но в основном из него образуются бугры, покрытые морскими организмами.

Лэнде [370] опубликовал сводку, основанную на отчетах по морским нефтегазопроявлениям, в которую включены такие районы, как полуостров Гаспе в Квебеке, побережье Мексиканского залива в США, залив Пария у Тринидада, Суэцкий залив, Красное море, Арктическое побережье Аляски и Канады и Южно-Китайское море.

Подводные нефтяные и асфальтовые проявления могут быть лёгко установлены аквалангистами или с помощью подводных камер с дистанционным управлением. Гораздо сложное установить газовые проявления: всегда возникает вопрос, по является ли этот газ биогенным по происхождению. В конце 1950-х годом в Atlantic Refining Company был разработан газовый детектор (sniffer) для обнаружения газопроявлений и районах, покрытых водой. В основном эта система аналогична газовому каротажу, только здесь на содержание углеводородов исследуется морская вода, а не буровой раствор; чувствительность прибора в этом случае выше. Во время движения исследовательского судна с разной глубины через приемную линию производится засасывание морской воды. Затем производится отделение углеводородов, а вода выливается обратно в море. Углеводородные газы в токе гелия направляются в газовый хроматограф. Чувствительность системы зависит от точности прибора; большинство систем способно установить содержание индивидуальных углеводородов в морской воде в 0,5 частей на миллиард.

Данлап и Хатчинсон [174] провели статистическое сопоставление известных нефтегазопроявлений и нефтяных скоплений в южной Луизиане с целью подчеркнуть значение морских нефтегазопроявлений. Их данные показали, что в южной Луизиане поисковая скважина, расположенная недалеко от нефтегазопроявления, с большей вероятностью встретит залежь, чем скважина, место заложения которой основано только на геологических и геофизических данных. Они также пришли к заключению, что месторождения, обнаруженные в радиусе 6,5 км от нефтегазопроявления, будут на 7з крупнее, чем месторождения, расположенные на большем удалении. Они предположили, что системы разломов и трещин представляют собой пути миграции нефти и газа из основных зон накопления на поверхность, и отметили, что в районе побережья Мексиканского залива имеется большое количество разломов с углами падения 60° и больше, горизонтальная амплитуда которых на глубине 3050 м составляет всего лишь около 1,6 км. В связи с тем, что средний диаметр месторождения в южной Луизиане составляет примерно 2,4 км, здесь вполне возможно открытие залежи при бурении непосредственно на нефтегазопроявленни.

Несмотря на обширную рекламу, сопровождавшую использование газового детектора, имеется немало проблем, связанных с определением положения донного газопроявления на основе анализа углеводородов, содержащихся в морской воде над ним. Например, концентрация углеводородов в прибрежных водах не постоянна. В некоторых районах вода перенасыщена метаном и газ уходит в атмосферу, в других местах она недосыщена и действует в качестве растворителя атмосферного метана. Распределение углеводородов в океанах по вертикали обычно характеризуется максимумом в зоне термоклина. Концентрации метана варьируют в зависимости от плотности морской воды, солености, содержания кислорода и биологической активности. Сезонные изменения положения термоклина приводят к изменениям глубины максимума содержания метана.

Сообщалось, что содержание более тяжелых углеводородов, таких, как бутан, в районах интенсивного судоходства в тысячи раз превосходит их содержание в открытом океане [84]. Аномальные концентрации этих углеводородов также отмечаются в районах впадения рек в океан. Пробы морской воды, отобранные в 5 км от западного побережья Африки в районе устья реки Конго, показали увеличение содержания пропана от 0,01 млн-1 до 0,3 млн-1-1 до 60 млн-1.

Несмотря на эти проблемы, некоторые компании установили детекторные системы для определения подводных газопроявлений на свои геофизические суда. В 1970 г. Джеффри и Зарелла [317] сообщали о применении детектора на судне «Галфрекс». Они утверждали, что с помощью этой системы можно установить нефте- и газопроявления даже в районах с высоким фоновым содержанием углеводородов из посторонних источников. Как правило, они производят оценку нефтегазопроявления после повторного опробования через некоторое время. В 1974 г. Gulf Oil Corporation спустила на воду «Холлис Хедберг», научно-исследовательское судно для геофизических и геохимических поисков. Судно имеет три газовых детектора, которые вначале были установлены у поверхности на глубинах 61 и 183 м. Углеводороды ряда метан—бутан определяются одновременно тремя газовыми хроматографами. В результате измерений содержания углеводородов и обработки данных с помощью компьютера строятся карты углеводородных аномалий, позволяющие определить положение газопроявления на морском дне.

Все нефтяные компании и лаборатории, использующие газовые детекторы, сообщают об определенной корреляции нефтегазопроявлений с разломами. У побережья Западной Африки концентрации метана и более тяжелых углеводородов возрастают до нескольких сотен млн-1 в пределах 20—30-метровой зоны над разломом и снижаются до фоновых значений в 100 м от нее. Большинство исследований проводится с использованием геофизического и геохимического оборудования, что позволяет коррелировать углеводородные аномалии, связанные с нефтега-зопроявлениями с сейсмическими аномалиями.

Скопления пузырьков газа, поднимающиеся с морского дна, могут быть обнаружены с помощью акустического метода на частоте 3,5 и 12 кГц. Пузырьки отражают импульс и регистрируются в виде темной вертикальной линии на четком фойе морской воды. Сик [544] сопоставил эти цепочки пузырькон с содержащими газ осадочными конусами под морским дном. Эти насыщенные газом конусы,.распространяющиеся на глубину нескольких сотен футов, создают на дне моря иулкииоподобные бугры, через которые происходит выход газа н иоду. С помощью совместного использования нескольких сейсмических систем, таких, как боковой сканирующий сонар, эхолот, резонансный преобразователь, а также искровой или пневматический излучатель упругих колебаний, могут быть получены достаточно точные данные о газопроявлениях.

Важный вопрос, на который не может дать ответа вся эта подводная техника, заключается в том, является ли этот газ биогенным или термокаталитическим. Биогенный газ имеет незначительную ценность, если нет причин считать, что в данном районе имеются промышленные залежи такого газа. Показателями нефтяного происхождения газа обычно считаются высокие концентрации пропана и бутана. Однако, чтобы определить, какие концентрации следует считать высокими, необходим опыт, так как в современных отложениях также образуется некоторое количество пропана и бутана. Более точные результаты можно получить с помощью данных о составе газа и данных изотопного анализа углерода, если есть возможность отобрать достаточный объем газа для проведения подобных исследований. Брукс и др.

[85] отобрали газ из двух газопроявлений на дне Мексиканского залива с глубины 40 и 50 м и установили, что значение б13С в обоих случаях составляет примерно —60 %о. Считается, что это значение попадает в диапазон, соответствующий биогенному газу. Позднее Сэкетт [512] сообщал, что газы, отобранные из 16 газовых проявлений на возвышенных участках дна Мексиканского залива с глубины 90—180 м, характеризовались величиной 613С от —40 до —65 %о- Газ из четырех эксплуатационных скважин в заливе имеет значения 613С от —42 до —50°/оо- Сэкетт пришел к выводу, что в одних из рассмотренных выше газопроявлений газ биогенный, в других — нефтяной. Позднее Бернард, Брукс и Сэкетт [52] сообщали, что из этих 16 газопроявлений лишь одно наверняка связано с местонахождением газа. На основании этого можно сделать вывод, что газовые детекторы, по всей вероятности, «видят» в Мексиканском заливе огромное количество биогенного газа.

Другой прямой метод определения вероятного источника подводного газопроявления заключается в анализе проб донных осадков на содержание газов. Карлайл и др. [95] анализировали образцы донных осадков в районе, в котором геофизические исследования показали наличие пузырьков газа в воде и позволили установить глубинный разлом. Результаты этих анализов представлены на рис. 9-10. Над одним из газопроявлений в районе разлома концентрации углеводородов С2—Q превышают концентрации метана, а содержание углеводородов Cs—С7 в десять раз превышает фоновое содержание. Значительная концентрация этих более тяжелых углеводородов указывает на то, что газо-

Рис. 9-10. Углеводородные газы в образцах донных осадков из Мексиканского залива у берегов Техаса и Луизианы, взятых вблизи от газопроявления и разлома (по Карлайлу и др. [95]).

проявление связано с залежью. Высокая' концентрация газов в донных осадках объясняется миграцией газа вверх по разлому с последующим распределением в осадках.

Бернард и др. [53] разработали геохимическую модель, позволяющую различать биогенные газы и газы нефтяных и газовых залежей. Их модель учитывает возможное изменение состава нефтяных газов во время миграции через осадки и в результате смешения с биогенным газом. Они считают, что для газа нефтяного происхождения характерно отношение (^/(Сг + Сз), равное 10, и значение 613С в диапазоне от —35 до —50%0. В результате миграции отношение Ci/(C2 + C3) может возрасти до 103. У биогенных газов значения 613С изменяются в диапазоне от —55 до —85 %0, а отношение Ci/(C2 + C3)—от 103 до 105. Газы с отношением Ci/(C2 + C3) ниже 10;i и с величиной б13С менее —50%орассматривались как смесь газов биогенного и нефтяного происхождения.

Обнаружение газа в столбе морской воды с последующим анализом осадка, отобранного на аномальных участках, может быть весьма эффективным при картировании подводных газопроявлений. Для достижения наилучших результатов такие исследования следует проводить с учетом геологических и геофизических данных (о глубинных структурах, разломах и т. д.) по исследуемому району. Если Ихмеется возможность получить достаточное количество газа, следует изучить изотопный состав углерода, что очень важно для определения его источника.

Все методы, описанные выше, направлены на обнаружение и установление происхождения источников видимых нефтегазопроявлений. Так называемые невидимые проявления, или микро-п-роявления, интерпретировать и использовать в качестве поискового метода значительно труднее.

Содержание