На первых этапах (1925–1950 гг.) становления геохимических методов объектом их исследования были верхние 50 м осадочного чехла, в пределах которых методами газовой (В.А. Соколов, 1929 г.), газокерновой (Г.А. Могилевский, 1954 г.), микробиологической съемки, газового (М.В. Абрамович, 1933 г.) и люминесцентно-битуминологического (Н.А. Шлезингер, 1939 г.; В.Г. Мелков и В.Н. Флоровская, 1944 г.) каротажа делалась попытка выявить наличие нефтяных и газовых УВ в нижележащей осадочной толще.

Прогресс в области применения ОГМ для определения ресурсов нефти и газа бассейнов связан в основном с фундаментальными исследованиями процессов генерации и эмиграции УВ на разных этапах литогенеза осадочных пород. К настоящему моменту в СССР (В.А. Успенский, С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, А.Э. Конторович, О.П. Четверикова, А.А. Ивлев, И.И. Нестеров и др.) созданы приемы определения важнейшего параметра ОГМ – коэффициента эмиграции (k_э), или выхода УВ из ОВ в процессе его катагенеза. Величина Кэ, рассчитанная разными способами, различается обычно в допустимых пределах.

Определение Кэ требует наличия обширной аналитической информации, отсутствующей обычно в новых районах (или горизонтах), поэтому во ВНИГНИ [5] для экспрессного осуществления объемно-генетических оценок прогнозных ресурсов были рассчитаны средние значения и пределы колебания К_э применительно к различным типам и подтипам ОВ и стадиям катагенеза, которые могут быть использованы на практике при оценке ОГМ ресурсов малоизученных территорий и разрезов. Были рассчитаны также коэффициенты, характеризующие удельные количества УВ, эмигрировавших из НГМП разного фациально-литологического облика, которые в совокупности с литолого-фациальными картами дают возможность достаточно экспрессно оценить плотности и суммарные массы эмигрировавших из толщи УВ, т. е. получить исходные параметры ОГМ.

Апробированный в ряде регионов СССР прогноз фазового состояния УВ в залежах с генетических позиций делается Т. А. Баженовой, В.А. Скоробогатовым, Ю.И. Корчагиной, И.В. Высоцким и Б.А. Соколовым и другими [4] на основе реконструкций количественных соотношений жидких и газообразных УВ, эмигрирующих на разных этапах из НГМТ, данных о характере вертикальной и территориальной зональности нефтегазогенерации, миграции и аккумуляции, в упрощенном варианте – на информации о количестве и степени катагенетической преобразованности сингенетичного ОВ. Несомненную пользу для решения этой задачи приносит выявление принципиально нефте- и конденсатоносных комплексов, которое базируется на анализе [5] распределения и особенностях состава миграционного остаточного битума (ХБА_М) и масштабов транзитных явлений в коллекторах опоисковываемого комплекса региона (зоны). Выявленные автором показатели применимы в основном для сингенетично-продуктивных комплексов, а не для зон и локальных объектов, залежи которых сформированы за счет вертикальных перетоков. Кроме того, возможно, что степень достоверности такого “дистанционного” прогноза нефте- и газоносности комплексов несколько снизится в зоне жестких термодинамических условий из-за неадекватности их воздействия на рассеянные и концентрированные формы эпибитумов и изменения фазового состояния первичных залежей.

Эмпирическое изучение особенностей распределения и состава сохранившейся в керне части нефти и конденсата в продуктивных толщах разнотипных залежей ряда нефтегазоносных провинций СССР позволяет считать [5], что содержание ХБА из коллекторских пород, доля УВ в составе ХБА, молекулярно-массовое распределение н-алканов, соотношение парафиновых и нафтеновых структур в метано-нафтеновой фракции (МНФ) и степень цикличности ароматических УВ специфичны в пластах-коллекторах, не содержащих скоплений ХБА_М, включающих непромышленные концентрации ХБА_М (коэффициент нефтенасыщения с поправкой на потери – менее 30 %), промышленные скопления нефти (легкой, средней, тяжелой, в том числе окисленной, биодеградированной или осерненной) и газоконденсата [4]. По пиролитическим данным, полученным на приборе Рок-Эвал, продуктивные карбонатные и терригенные коллекторы в газоконденсатных и газонефтяных залежах характеризуются высокими значениями следующих параметров: 1) содержание УВ-битума (S₁), 2) индекс нефтяной продуктивности (S₁/S₁+S₂), где S₂ – содержание смол и асфальтенов), 3) коэффициент битума (b_S1) и аномально низкие значения T_max (по сравнению с сингенетичным ОВ). Наличие в нефтенасыщенных коллекторах вязкого битума снижает величину параметров S₁/S₁+S₂ и b_S1, повышает T_max, но S₁ остается высоким.

Установлено также [5], что неколлекторские породы, входящие в состав коллекторского пласта (глины, первичноплотные нетрещиноватые карбонаты, мергели, глинистые алевролиты и т. д.), как правило, содержат ХБА_М в 10–15 раз меньше, чем нефтенасыщенные коллекторы, а доля УВ в ХБА неколлекторов в 1,5 раза меньше, чем в ХБА коллекторов. Поэтому использование таких показателей, как концентрация ХБА_М (м³ породы) или плотность содержания ХБА_М (тыс. т/км²) и доля УВ в ХБА, наиболее эффективно при условии, что геохимическому исследованию будут подвергнуты все породы предполагаемого коллекторского пласта, а не только “плотняки”, остающиеся после отбора образцов на петрофизические свойства.

Определение параметров “битуминологического прогноза наличия продуктивных пластов в разбуриваемом комплексе по характеру ореолов рассеяния битумов и УВ над залежами, проведенное на ряде месторождений [5], выявило, во-первых, повсеместную информативность показателей концентрации ХБА_М и доли УВ в составе ХБА, во-вторых, влияние генерационного поля покрышек, являющихся одновременно НМП, на состав и долю УВ в ХБА. Не менее сильное влияние на состав УВ непродуктивной части разреза оказывает современное состояние залежи. На этапе расформирования газонефтяных залежей путем сквозной вертикальной миграции через покрышки даже при небольшом содержании ХБА_М (до 3 кг/м³) в породах пачек, разделяющих продуктивные пласты, доля УВ в ХБА достигает 60–75 %, в их составе доминируют метано-нафтеновые УВ, среди которых до 70 % парафинов; нефтяной состав имеют и циклические УВ. Это один тип ореола рассеяния. Другой, более распространенный, тип характеризуется несколько меньшим (на 10 %) содержанием УВ в ХБА_М, чем в I типе, при существенно меньшей роли в их составе парафинов и малоциклических УВ. Спецификой типа является более “благородный” состав УВ в ХБА_М ореолов рассеяния по сравнению с ХБА_М и нефтями продуктивных пластов.

Разработана методика [5] установления численных значений битумных показателей применительно к сочетанию продуктивный пласт – ореол (ложная покрышка). Использование ее в совокупности с литолого-фациальными и сейсмостратиграфическими данными дает возможность прогноза нефтегазоносности локальных объектов до бурения.

Наряду с этим нами установлена [5] возможность определять наличие двухфазных систем в залежи, отбивать переходную между ними зону и нефтяную оторочку по динамике и характеру изменения содержания и состава ХБА_М в разрезе продуктивных пластов, доле его в межзерновом пространстве пород. Эта возможность базируется на эмпирически и теоретически обоснованных различиях значений указанных параметров в кернах, характеризующих нефтяную и газоконденсатную части залежи. Так, в газовой части вторичных газоконденсатных месторождений с низким (до 100 г/м³) выходом стабильного конденсата признаком существования нефтяной оторочки служит наличие пропластков с высоким (более 1 %) содержанием ХБА_М смолисто-асфальтенового состава, разделенных породами с концентрациями ХБА_М от 0,01 до 0,2 % и содержанием в нем свыше 60 % УВ.

В газовой части вторичных, не подвергшихся гипергенным процессам газоконденсатных залежей с оптимальным и высоким количеством стабильного конденсата в газе признаком существования нефтяной оторочки является постепенное возрастание вниз по разрезу концентрации ХБА_М в целом за счет его нефтяной части (части битума, не связанной с выпадением конденсата) от следов до 0,2 % при стабильно высоком (более 50–60 %) содержании УВ.

Граница с оторочкой проявляется в скачкообразном возрастании концентрации ХБА_М (до 0,5– 2 %), содержании в нем УВ (до 70 %) и сохранении их на этом уровне в значительной толщине нижележащего разреза. Подошва оторочки (ВНК) фиксируется по резкому падению концентрации ХБА_М и количества в нем УВ, при наличии переходной водонефтяной зоны в разрезе ее фиксируются резкие колебания содержания и состава ХБА_М. Наличие переходной газоконденсатнонефтяной зоны фиксируется по довольно резким колебаниям количества ХБА_М (от 0,3 до 1–2 %) с высоким содержанием УВ.

В последние годы были проведены исследования [1, 4, 5] в области использования геохимических показателей для определения характера флюидонасыщенности и флюидопроницаемости экранирующих залежи пород, т. е. качества и геометрических параметров ложных и истинных покрышек, определяющих, в известной мере, механизм формирования и степень сохранности залежей, прогноз заполненности опоисковываемых ловушек УВ-флюидами.

В качестве основных показателей указанных свойств покрышек использованы особенности содержания ХБА_М и состава ХБА в породах, перекрывающих и подстилающих залежи. Условно выделены четыре категории покрышек (по концентрации ХБА_М), проанализированы особенности применения геохимических показателей в терригенных и карбонатных экранах, нефте- и газоносных комплексах. Обнаружены проявления битуминозности покрышек, позволяющие судить об этапах формирования, расформирования или стабильно устойчивом режиме залежей, а также количественные показатели границы между нефтеносным пластом и “ложной” (при отсутствии последней – истинной) покрышкой.

К сожалению, в настоящее время в СССР геохимические методы используются в практических целях весьма слабо. Одна из причин этого заключается в том, что различные методы геохимических исследований слабо состыкованы между собой во времени, по объектам и не являются обязательной составной частью геологоразведочного процесса. Другая причина – наша, увы, техническая отсталость. В СССР геохимия по сравнению с геофизикой и с мировым уровнем геохимических исследований при поисках нефти и газа находится на уровне ручного трудоемкого и малопроизводительного процесса. Из-за этого геологическая служба неохотно берет геохимические методы на вооружение. Отсюда большинство из предлагаемых методов и показателей не выходит за пределы стадии “обкатки опытных моделей” в руках их создателей и не становится на промышленные рельсы.

1. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология.– М.: Недра.– 1984.
2. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ.– М.: Недра.– 1983.
3. Ларская Е.С. Методика расчета количества миграционного рассеянного битума // Труды ВНИГНИ.– М.– 1983.
4. Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации // Тезисы докл. Всесоюзн. совещ.– Изд. Саратовск. ун-та.– 1987.
5. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / Е.С. Ларская, В.Д. Ильин, О.П. Четверикова и др. // Труды ВНИГНИ.– М.– Вып. 256.– 1987.

The main stages in the development of applied geochemistry are considered and the analysis of its present-day state is provided. The list of basic exploration problems which can be solved through the use of geochemical information on organic matter, oil-gas fluids, waters, and the mineral part of rocks is presented. More attention has been focused on ways to employ bituminological data for identifying oil- and gas-bearing units, formations, structures, and pool geometrization, as well as for prognostic evaluation of the petroleum potential of zones and local objectives.