ГИДРОГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Специфические геологические условия, в которых оказываются подземные воды, сопутствующие залежам нефти и газа, а также изменения в их составе, обусловленные первичной миграцией жидких и газообразных флюидов, перемещением нефти и газа в резервуарах при формировании и разрушении залежей, взаимодействие с углеводородами позволяют использовать некоторые гидрогеологические и гидрохимические показатели для прогнозирования нефтегазонос-ности территорий.

Различают показатели нефтегазоносности:

  • • прямые — повышенные концентрации УВ в составе водорастворенных газов, наличие ОВ, пьезоминимумы (области разгрузки);
  • • косвенные — повышенное содержание в водах сероводорода, преобладание метана в составе растворенного газа, повышенный коэффициент подземного водообмена (Не/Аг), повышенные содержания аммиака, йода, брома, отсутствие или минимальное содержание сульфатов, хлоридно-кальциевый тип вод, наличие микроорганизмов, осуществляющих сульфатредукцию высших гомологов метана и окисляющих метан и ВУВ при наличии молекулярного кислорода, гидрогеологическая закрытость недр на протяжении длительного геологического времени, значительная мощность зон затрудненного водообмена.

Выделяют следующие группы гидрогеологических показателей

нефтегазоносности.

1. Гидрогеохимические показатели. Среди них наиболее важное значение имеют газовый состав вод, по которому можно определить давление насыщения (упругость) растворенных в воде газов — надежный критерий наличия или отсутствия залежей газа; коэффициент газонасыщенности, равный отношению упругости водорастворенных газов к пластовому давлению, создаваемому водой в водоносном пласте, КГ = РТВ. Зная состав водорастворенных газов, по формуле А.Ю. Намиота и М.М. Бондарева можно рассчитать парциальные упругости газов. Наряду с этими показателями используют коэффициент метан/этан и метан/пропан+высшее, аргон/азот. В водах нефтегазоносных бассейнов содержится огромное количество водорастворенных газов. Так, по оценке Л.М. Зорькина,

В.Н. Корценштейна и др., в водах Прикаспийской впадины содержится 980 трлн м[1] водорастворенных газов, в Западно-Сибирском — 1000, в Тимано-Печорском — 280, Азово-Кубанском — 180 трлн м[1]. Газонасыщенность подземных вод изменяется от 2—3 м[1][1] в Западно-Сибирском мегабассейне, 4—5 м[1][1] — Средне-Каспийский, 8 м[1][1] — Азово-Кубанский бассейны.

В пределах Прикаспийской впадины (Астраханский свод) отмечается высокая газонасыщенность вод, которая колеблется в пределах 1101 — 17500 м[1][1]. Водорастворенные газы представлены диоксидом углерода 24—28%, сероводородом 60—40%, метаном 53—77% с подчиненным количеством азота 0,4—5%. Коэффициент газонасы-щенности вод 0,3—0,6.

2. Органо-гидрогеохимические показатели. К органо-гидрогеохимическим компонентам, присутствующим в составе подземных вод месторождений нефти и газа, относятся: сумма и состав жидких УВ, бензол, толуол, летучие жирные кислоты, фенолы, спирты, органическая сера и фосфор. Из минерально-гидрогеохимических компонентов в водах месторождений присутствуют аммоний, йод, бром, бор, никель, ванадий, ртуть, медь, хром (табл. 10.1). Среди гидрохимических показателей существенным является коэффициент суль-фатности вод.

Таблица 10.1

Распределение микрокомпонентов по разрезу Астраханского свода

Стратиграфический

индекс

Интервал залегания, м

.1

Вг

Бг

и

В+з

Нижний карбон С,

4770-4740

800

81

Средний карбон С7

4180-4158

19,5

93,87

48,69

Нижняя пермь, кунгур Р,к

3275-3327

126,9

1438,2

12,0

Триас Т

2030-1892

Следы

79,9

0,82

0,6

Средняя юра і2

1820-1730

1,3

52,7

0,64

8,4

Верхняя юра -С

1575-1530

3,8

91,1

56,0

1,85

12,5

Верхний мел К,

1365-1260

8,9

127,9

115,0

2,45

20,0

Верхний мел К2

870-800

22,8

98,8

102,8

1,7

6,6

Палеоген

695-586

16,9

109,5

100,4

1,05

4,4

Неоген N

300-250

11,49

49,2

14,98

хлор-бромный коэффициент (гВг/гС1 < 300), изотопный состав вод, застойный режим и преобладание элизионного водообмена над ин-фильтрационным, длительное прогибание артезианского бассейна и большая мощность осадочного чехла.

Использование масс-спектрометрических методов анализа стабильных изотопов водорода и кислорода позволяет наиболее точно определить генетическую природу вод. Наличие пресных и опресненных конденсационных вод, которые связаны с газовыми скоплениями УВ (конденсируются из парогазовой смеси при эксплуатации газоконденсатных залежей) свидетельствует о высоких перспективах газоносности. Для таких вод характерны сравнительно низкое содержание /) и крайне высокое содержание изотопа кислорода 180 (А.А. Карцев), слабая минерализация 0,5—8 г/дм3, низкое содержание микрокомпонентов.

4. Гидродинамические и общегидрогеологические показатели. Гидродинамическая обстановка недр — наличие АВПД и аномально высоких температур, низкая скорость движения вод. На формирование АВПД существенное влияние оказывают гидрогеологические условия — гравитационное уплотнение, наличие мощных толщ флю-идоупоров (глин и соли), тектонические сжатия и повышенная сейсмичность территории АВПД отмечается в бассейнах с интенсивным прогибанием и мощным осадочным чехлом и в бассейнах складчатых областей и предгорных прогибов. К таким бассейнам относятся Вос-точно-Предкавказский, Прикаспийский, Южно-Таджикский и Предкарпатский артезианские бассейны. Коэффициент аномальности пластового давления в таких бассейнах составляет 1,5—2,0.

Фиксируемые при бурении подсолевых отложений Прикаспийской впадины АВПД по сути являются индикаторами концентрации газа в ловушках, содержащих разнородные флюиды (нефть, газ или воду), т.е. служат явным признаком УВ скоплений бывших или современных. Коэффициенты аномальности пластового давления колеблются в пределах 1,5—2,03.

Долговременное существование системы АВПД в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, в частности и Астраханского свода, по мнению большинства исследователей, обусловлено герметичностью мощной соленосной кунгурской покрышки, высокой закрытостью недр и, вероятно, связано с постоянным подтоком глубинных флюидов из недр [5]. Более жесткие термобарические условия отмечаются с возрастанием глубины.

Астраханский карбонатный массив — самостоятельная гидродинамическая аномалия (Ю.А. Волож). К северу от него выделяется зона с давлениями, достигающими 130 МПа, к югу — зона с давлениями, близкими к гидростатическим. Такое распределение давлений обусловливает направление флюидных потоков: одного более интенсивного с севера, питающего верхние горизонты подсолевого разреза; второго — менее интенсивного — южного, питающего нижние горизонты.

В областях тектонических растяжений возникают зоны пьезоминимумов, где имеют место аномально низкие гидростатические давления (субгидростатические) — Восточная Сибирь.

5. Гидрогеотермические показатели. Гидрогеотермические исследования НГБ позволяют оценить роль подземных вод в формировании и перераспределении теплового поля Земли и формировании термического режима недр.

Пластовая температура и давление оказывают значительное влияние на процессы ката- и диагенетического преобразования осадков и заключенного в них ОВ, на фазовое состояние углеводородов, процессы генерации и аккумуляции УВ и относятся к числу значимых показателей при прогнозе нефтегазоносности недр, выборе конструкции скважины, параметров бурового раствора и способа разработки залежей.

Температурный режим контролирует процессы первичной миграции нефти, созревание и аккумуляцию ее в залежах, определяет саму возможность существования залежей, а также площадную и вертикальную зональность их размещения [1— 3].

Тепловой поток, идущий из глубин Земли, воздействует на физико-химические свойства осадочных пород, что объясняется их разной теплопроводностью, и на фазовое состояние заключенных в них флюидов. Теплопроводность флюидов при сходном литологическом составе пород может определять различие геотермических градиентов над продуктивными и водоносными структурами.

Подземные воды, являясь наиболее теплоемким веществом земной коры, играют важную роль в распределении теплового потока, рассеянии и смещении восходящих тепловых потоков при латеральном движении вод из областей инфильтрации к областям разгрузки. Области питания характеризуются низкой напряженностью теплового поля, а области разгрузок подземных вод отличаются повышенной напряженностью теплового поля — высокими температурами, геотермическими градиентами и низкими значениями геотермической ступени, вследствие чего результаты термометрических исследований используются для выяснения динамичности или застойности подземных вод [4].

Передача теплоты в недрах представляет собой сложный процесс распределения тепловой энергии между минеральным скелетом породы и заполняющих поры породы жидкостей и газов. Теплоперенос в литосфере осуществляется в основном за счет теплопроводности (перенос теплоты горными породами) и конвекции (перенос теплоты подземными водами), причем на долю последней приходится до 25— 50%.

Коэффициент теплопроводности зависит от состава пород, их петрофизических свойств и термодинамических условий. Наибольшая теплопроводность у каменной соли, ангидритов, наименьшая — у глины. При изучении термического режима недр Астраханского ГКМ установлено, что над сводами высокоподнятых соляных куполов температура недр на 8—10 °С ниже, чем в глубоких межкупольных мульдах, где соль практически отжата. На температуру существенное влияние оказывает скорость движения подземных вод. По данным М.М. Миника (1989), над сводами поднятия теплового потока больше, чем над крыльями. Чем выше скорость фильтрации, тем больше плотность теплового потока, поэтому над сводами структур формируются положительные тепловые и температурные аномалии. Основными параметрами, характеризующими термический режим недр, выступают: геотермический градиент, геотермическая ступень и плотность теплового потока, которые зависят от термических свойств пород, их состава и водонасыщен-ности. Геотермический градиент изменяется по территории России в широких пределах — от 1,8 °С/100 м в областях докембрийской складчатости до 4—5 °С/100 м в межгорных впадинах и прогибах (Южно-Мангышлакская впадина, Терско-Каспийский прогиб).

В пределах Прикаспийской впадины геотермический градиент составляет 0,5—2,0 °С/100 м в надсолевом комплексе и до 2,5— 3,6 °С/100 м в подсолевом комплексе отложений (со средним значением геотермического градиента (2,36 ± 0,46). Распределение глубинной теплоты в недрах Прикаспийской впадины неравномерно: наиболее прогреты недра южного обрамления впадины, расположенные в области сочленения впадины с молодой Центрально-Евразийской платформой. Повышенный температурный режим в подсолевой толще южного обрамления впадины обусловлен также близостью хорошо прогретых недр Предкавказья и преобладанием в надсолевой части разреза мощных терригенных теплоэкранирующих толщ, создающих охлаждающий эффект для подстилающих подсолевых отложений.

Прогретость подсолевых отложений увеличивается, достигает максимума в Астраханской зоне (геотермический градиент составляет 3,0—3,6 °С/100 м). Геотермический градиент подсолевых продуктивных отложений на Астраханском своде варьирует от 2,4— 3,1 °С/100 м, составляя в среднем 2,5—2,7 °С/100 м.

На общем фоне значений теплового поля отмечаются относительные максимумы и минимумы температуры, соответствующие, как правило, крупным структурам, впадинам и поднятиям, выделяющимся в подсолевом комплексе. Интенсивность этих аномалий обычно не превышает 15—20 °С, а общая конфигурация соответствует очертаниям структурных элементов, над которыми они выделяются. Температурным максимумам в тепловом поле соответствуют Астраханское, Тенгизское, Жанажольское, Каратюбинское, Кенки-якское месторождения УВ.

В целом распределение температуры в пределах Астраханского свода (карбонатного массива) хорошо согласуется со структурной поверхностью подсолевых отложений. Выявленные температурные максимумы соответствуют крупным подсолевым поднятиям — Правобережной АСЗ и Девонской структуре, над которыми они выявлены. Из этих структур в процессе бурения скважин получены притоки газоконденсата (скважине Правобережная-1, Девонская-2, Северо-Астраханская-1) и нефти (скважина Володарская-2).

Газоконденсатная залежь Астраханского ГКМ, залегающая в интервале глубин 3880—4100 м, находит отражение по изотерме 114 °С. На отдельных участках залежи зафиксированы температурные максимумы 123—125 °С, пространственно приуроченные к глубоким мульдам, где кунгурская соль отжата, и минимумы (по отношению к среднему значению) 106—110 °С, приуроченные соответственно — к соляным куполам с высоким положением кровли соли (Сеитов-ский, Айдикский, Ахтубинский соляные купола).

Увеличение температуры отмечается в направлении к склоновым частям Астраханского свода. На Заволжской, Табаковской и Еленов-ской площадях северо-восточного склона свода температура каменноугольных отложений составляет 110—115 °С, на правобережной части свода она равна 120— 127 °С, южнее в зоне Южно-Астраханских поднятий — 130—135 °С. Так, в скважине Южно-Астраханская-14 на глубине 5 км температура недр равна 145 °С, в скважине Южно-Астраханская-5 на этой же глубине она составляет 133 °С (Бочкарева и др., 2001), западнее Астраханского свода температура постепенно уменьшается до 90—100 °С.

В геотермических исследованиях глубоких скважин (Девонская-2, Правобережная-1) установлено, что температура составляет 130— 140 °С на глубине 5000 м, 150—158 °С на глубине 6000 м, и превышает 160— 180 °С на глубине 6200—6500 м (рис. 10.1).

Столь высокие температуры, зафиксированные в скважинах, объясняются, вероятно, местоположением скважины Девонская-2 в глубокой бессолевой мульде и наличием глубинного тектонического нарушения (что подтверждено сейсмическими исследованиями) и местоположением скважины Правобережная-1 в пределах крупной зоны тектонической трещиноватости, что создает жесткие термоба-

Графики распределения температуры 1 и геотермического градиента 2 по глубине

Рис. 10.1. Графики распределения температуры 1 и геотермического градиента 2 по глубине

(Л.Ф. Ушивцева, 2009) для разных скважин:

г)

Условные обозначения:

Т — изотерма, °С; в — геотермический градиент, °С/100м а - 623; б - 402; в - 407; г - 85-Д

рические условия, которые обусловлены наличием региональной соленосной покрышки кунгурского яруса, близостью Предкавказья и, возможно, наличием глубинных трещинных каналов, откуда идет подток высокотемпературных флюидов. Примером таких каналов может служить скважина 1П Мынтобе (центральная часть Прикаспийской впадины), в которой измеренная пластовая температура на глубине 4780 м составила 243 °С. По мнению ряда исследователей, скважина попала в термически напряженную зону, в зону глубинного разлома, по которому проникает теплота из глубинной части земли.

Гидрогеотермические данные позволяют судить о процессах неф-тегазообразования и нефтегазонакопления, поскольку температурные условия оказывают влияние на преобразование О В, фазовое состояние УВ и их миграционные способности, физические свойства флюидов, они необходимы при подсчете запасов УВ и разработке месторождений, при поиске термальных вод, при геологическом картировании и выявлении перспективных в нефтегазогеологическом отношении районов; к ним относятся районы, где геотермический градиент превышает 3 °С/100 м с минерализацией вод более 100 г/дм3.

6. Палеогидрогеологические показатели. Как известно, химический состав воды определяется условиями их формирования в определенной природной обстановке. Этими вопросами занимается палеогидрогеология. Палеогидрогеологические исследования позволяют установить обстановку накопления того или иного типа вод и базируются на взаимосвязи геологических и гидрогеологических факторов и их роли в формировании подземных вод. Взаимосвязь геологических и гидрогеологических структур наблюдается в современных условиях и прослеживается в геологическом прошлом. Среди геологических факторов доминирующую роль играют тектонический и литологический факторы, определяющие пространственное распределение бассейнов седиментации, условия осадкона-копления, фильтрационно-емкостные параметры пород-коллекторов.

Литогенетические и тектонические процессы оказывают значительное влияние на гидрогеологические процессы — изменение емкостных и фильтрационных свойств водовмещающих и флюидоупорных толщ, условия миграции. В развитии гидрогеологических процессов важная роль принадлежит цикличности, т.е. выделению циклов — периодов гидрогеологической истории развития водоносных комплексов. Такие циклы охватывают инфильтрационный и элизионный этапы, тесно связанные с тектоническими процессами. Если элизионный этап гидрогеологического развития преобладает над инфильтрационным, соответствующие гидрогеологические бассейны следует рассматривать в качестве перспективных в отношении нефтегазоносности. Изучение палеогидрогеологиче-ских условий позволяет проводить палеогидрогеологические реконструкции и строить палеотектонические, палеогидродинамические, палеотемпературные карты, разрезы, схемы, с помощью которых можно воспроизводить положение палеопьезометрических напоров, значения палеотемператур и др.

  • [1] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [2] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [3] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [4] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [5] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [6] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [7] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [8] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [9] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
  • [10] Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм1), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (гЫа/гС1 < 0,85),
 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ     След >