Геохимические исследования во ВНИГНИ

С момента образования ВНИГНИ органическая геохимия была одним из основных направлений исследований института. Геохимические исследования охватывают широкий круг проблем: от создания новой аналитической аппаратуры и совершенствования методик анализов до разработки основ теории нефтегазообразования и ее применения для прогноза нефтегазоносности.

Работы по совершенствованию и разработке методов изучения органических компонентов пород, проводившиеся в 1950-60-е гг. под руководством Е.П.Шишениной, Э.Д.Гимпелевич, К.Ф.Родионовой, обеспечивали геохимическое изучение разрезов опорных скважин, развитие прямых методов поисков УВ, а также создавали базу для теоретических исследований по проблеме генезиса нефти и газа.

В 1960-е гг. во ВНИГНИ сформировалось одно из важнейших направлений аналитических исследований – газовая хроматография. Его возглавляли всемирно известные в этой области специалисты А.А.Жуховицкий и Н.М.Туркельтауб. Создание этого направления во ВНИГНИ положило начало разработке целого ряда специализированных методик детального изучения состава нефтей, конденсатов и газов, которые в последующие годы использовались при изучении и прогнозе нефтегазоносности разных регионов (М.Л.Сазонов, Б.И.Анваер, А.Ф.Шляхов, М.Е. Лунский, И.Л.Пайзанская, В.И.Горшков, М.С.Селенкина, С.Н.Морозова, Н.И.Чувиляева, Р.И.Корешкова, Л.И.Жильцова и др.).

В 1960-е гг. ВНИГНИ занял одно из ведущих мест в стране в развитии нового направления геохимических исследований – геохимии стабильных изотопов биогенных элементов (Н.А.Еременко, Р.Г.Панкина, В.Л.Мехтиева, М.Н.Чурмантеева, А.З.Скороход, Г.Ф.Кондратьева, Л.Е.Пальцева, З.В.Ермолаева, Р.Б.Зайдман, М.А.Стрелкова и др.).

Продолжалось дальнейшее развитие объемно-генетического метода оценки прогнозных ресурсов. Е.С.Ларской была разработана и обоснована модификация этого метода, учитывающая не только масштабы нефтегазогенерации, но и миграционно-аккумуляционные потери на путях основной миграции, количество аккумулировавшихся УВ в разных геологических условиях. Для решения этих задач был обоснован принцип “битумных эталонов”, разработана (Е.С.Ларская, О.П.Загулова, А.Н.Сухова, Е.А.Горюнова, Л.Б.Борисова) методика построения моделей нефтегазонасыщения природных резервуаров. Теми же авторами предложены способы использования эталонных моделей при поисках, разведке и прогнозе характера нефтегазоносности локальных объектов, а также моделей конкретных залежей для оценки их геологических и извлекаемых запасов. Эти разработки были апробированы на ряде сложных объектов Восточной Сибири, Прикаспия и Тимано-Печоры.

В.В.Пайразяном разрабатывались основные принципы моделирования процессов онтогенеза нафтидов в бассейнах различных геодинамических режимов.

Под руководством Т.А.Ботневой на примере Прикаспийской НГП были разработаны основные принципы создания моделей формирования залежей разного фазового состояния и состава. Эти материалы послужили основой для составления карт прогноза фазового состояния и состава углеводородных флюидов в разных зонах нефтегазонакопления Прикаспийского региона.

В.В.Ильинской была предложена схема установления по биомаркерам генетической связи ОВ и нефтей продуктивных комплексов, разработан комплекс показателей, позволивший по индивидуальному составу алкановых УВ дифференцировать вторичные и первичные газоконденсаты (В.В.Ильинская, Т.П.Жеглова, Г.С.Нечитайло, С.И.Голованова).
В конце 1980-х гг. под руководством В.В.Ильинской разработан и оформлен в виде патента способ поисков нефтей нафтенового состава в районах с установленной газоносностью по обнаружению в газоконденсате и водорастворенном ОВ пластовых вод биомаркеров – стерановых и терпановых УВ. В это же время в нефтяной лаборатории испытывался разработанный ИТМО АН БССР микроколоночный термодиффузионный аппарат АТР-5М для разделения малых навесок нефтей и битумов в растворе, с дальнейшей идентификацией биомаркеров (стеранов, гопанов и моретанов) методом капиллярной газовой хроматографии (В.В.Ильинская, Т.П.Жеглова, Г.С.Нечитайло, М.П.Тух, Е.С.Назарова).

Результатом проведенных к этому времени геохимических исследований нафтидов была серия методических рекомендаций по прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных флюидов (Т.А.Ботнева, Э.М.Грайзер, М.В.Дахнова, В.В.Ильинская, О.Л.Нечаева, Н.С.Шулова и др.), применению люминесцентно-спектральных методов в нефтяной геохимии (Т.А.Ботнева, О.Л.Нечаева, Н.С.Шулова, Н.С.Долгопят, Т.Н.Поспелова, Э.М.Грайзер), составлению геохимических карт (Т.А.Ботнева, Н.С.Шулова, С.Г.Мануилова, А.А.Петров). В эти же годы был создан и опубликован банк данных по свойствам и составу нефтей следующих НГП: Днепровско-Припятской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Прикаспийской, Туранской, Западно- и Восточно-Сибирской (Г.И.Сафонова, В.В.Ильинская, С.И.Голованова, Т.П.Жеглова, Г.С.Нечитайло).

Под руководством Р.Г.Панкиной продолжались исследования изотопного состава нефтей и природных газов. С помощью изотопных исследований серы сероводородсодержащих газов и других серосодержащих соединений (сульфатов, самородной серы, серы нефтей) были установлены два основных генетических типа сероводорода в нефтеносных регионах и обоснованы изотопные критерии диагностики этих типов: бактериального генезиса, образующийся на небольших глубинах, и хемогенный, образующийся в процессе абиогенного восстановления сульфатов углеводородами в глубокопогруженных отложениях в условиях температур свыше 80оС (Р.Г.Панкина, В.Л.Мехтиева и др.). Эти исследования имели большое значение для разработки критериев прогноза сероводорода в УВ-скоплениях.
На основании изучения вариаций изотопного состава углерода СО2 было показано, что в глубоко погруженных толщах этот компонент природных газов генерируется, главным образом, при гидролизе карбонатов (С.М.Гуриева, Р.Г.Панкина, В.Л.Мехтиева и др.) Результаты этих исследований не только позволили прогнозировать содержание СО2 в газах УВ-скоплений, но и показали возможность использования изотопных критериев при изучении и прогнозе коллекторского потенциала карбонатных толщ (С.М.Гуриева, М.В.Дахнова, Р.Г.Панкина и др.).

В 1980-90-е гг. на примере конкретных регионов (Тимано-Печорский, Прикаспийский, Восточная Сибирь) обоснованы изотопные критерии реконструкции  условий образования газоконденсатных залежей (М.В.Дахнова, Р.Г.Панкина, С.М.Гуриева и др.). Продолжались теоретические исследования, позволяющие обосновать связь изотопного состава углерода нефтей с фациальными особенностями материнских толщ. Показана связь изменений изотопного состава углерода ОВ пород в разновозрастных отложениях с содержанием СО2 в атмосфере (А.А.Ивлев).

В это же время М.К.Калинко, обобщив и проанализировав современные достижения органической геохимии, разработал метод количественного прогноза нефтегазоносности локальных объектов.

В 1990-е гг. продолжались работы по прогнозированию состава и фазового состояния углеводородных флюидов (О.Л.Нечаева).

Одним из основных начальных этапов работ по прогнозированию состава нефтей и конденсатов является их генетическая типизация. Принципы генетической типизации нефтей к этому времени были уже разработаны и использованы во многих регионах, например, в Прикаспийской. Тимано-Печорской НГП (О.Л.Нечаева, Т.А.Ботнева, Э.М.Грайзер, Т.П.Жеглова, В.В.Ильинская и др.). Сложнее обстояло дело с генетической типизацией конденсата, поскольку было отмечено влияние фазово-ретроградных процессов на величины показателей, используемых при генетической типизации нефтей. Масштабы этого влияния зависели от пластовых температур и давления в залежи. В связи с этим был сделан вывод о том, что при генетической типизации конденсатов, а также при выявлении исходного для них ОВ сопоставление соотношений реликтовых УВ в конденсате, а также последних с битумоидами должно проводиться с учетом термобарических условий, в которых находятся газоконденсатные смеси (О.Л.Нечаева).

В эти же годы О.Л.Нечаевой разработана методика расчета количества жидких УВ, находящихся в пластовых условиях в газорастворенном и жидком состояниях, являющаяся необходимым дополнением к методике оценки прогнозных ресурсов объемно-генетическим методом. Она послужила основой нового варианта методики прогноза фазового состояния залежей.

Применение разработанных методик позволило спрогнозировать свойства и состав нефтей, конденсатов и свободных газов, а также фазовое состояние залежей в основных нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской, Прикаспийской, Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской НГП.

В 1980-90-е гг. продолжались исследования проблемы происхождения Н2S и факторов, контролирующих его накопление в углеводородных залежах. Основное внимание уделялось выяснению резких вариаций концентраций Н2S в газах глубокопогруженных карбонатных резервуаров (М.В.Дахнова, Е.Н.Шкутник, С.М.Гуриева). В результате исследований, проведенных на примере Прикаспийского, Амударьинского, Тимано-Печорского и других регионов были выявлены основные факторы, контролирующие масштабы генерации и накопления сероводорода в карбонатных коллекторах.

Разработана теоретическая модель, описывающая эти процессы. Разработаны критерии количественного прогноза содержания Н2S в углеводородных скоплениях.

В середине 1990-х гг. во ВНИГНИ при участии Агентства по международному развитию и Геологической службы США был создан Аналитический геохимический центр, оснащенный аппаратурой ведущих приборостроительных фирм мира.

Создание Центра положило начало качественно новому этапу геохимических исследований не только во ВНИГНИ, но и в сотрудничающих с ним организациях, поскольку эффективность геохимических оценок и прогнозов в очень большой мере зависит от уровня развития аналитической техники. Центр стал самой технически современной лабораторией в системе МПР России, производящей широкий комплекс аналитических работ, принятых в мировой практике при поисках, разведке и освоении нефтегазовых месторождений. Одним из основных направлений деятельности Центра является внедрение современных геохимических технологий в практику работ на нефть и газ в регионах России. В нем проводились анализы керна и углеводородных флюидов многих скважин, имеющих принципиально важное значение для оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных зон и комплексов отложений в Прикаспийской и Тимано-Печорской НГП, в Московской синеклизе, в акватории Каспия и в других регионах. В настоящее время формируется база современных данных по молекулярному составу нефтей и конденсатов из разных регионов России.

Эти исследования необходимы для уточнения, а, возможно, и пересмотра ранее сформировавшихся и в значительной мере устаревших концепций относительно условий генерации и накопления УВ в разных регионах. От обоснованности этих концепций зависит надежность переоценки перспектив нефтегазоносности изучаемых регионов.

Наличие высокоразрешающей аппаратуры и компьютерных программ позволило также начать внедрение в практику работ, проводимых в России, широко используемых западными компаниями методов резервуарной геохимии. В частности, методов применения капиллярной газовой хроматографии с целью корреляции продуктивных пластов, выявления сообщаемости или разобщенности разных участков нефтенасыщенного резервуара, идентификации «работающего» пласта при испытании скважин и др.

С целью внедрения последних достижений геохимии Центр проводит стажировки представителей научных и производственных организаций МПР России, а также аспирантов и студентов вузов.

Основные итоги исследований геохимиков ВНИГНИ отражены в многочисленных монографиях, сборниках трудов ВНИГНИ, статьях и тематических отчетах.

Проведенные за 50 лет исследования содействовали развитию органической геохимии и разработке теории органического (осадочно-миграционного) происхождения нефти. Они способствовали успешному решению важных практических задач, связанных с поисками, разведкой и оценкой залежей нефти и газа.

В заключение хотелось бы отметить, что практические возможности геохимии еще далеко не исчерпаны и можно надеяться, что при соответствующем техническом обеспечении в последующие годы она займет достойное место в общем комплексе работ по прогнозу нефтегазоносности слабоизученных территорий и акваторий. 

М.В.Дахнова, О.Л.Нечаева