Гидрогазогеохимические критерии нефтегазоносности. Системный анализ в прогнозировании нефтегазоносности недр

«МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ: КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ КАК КРИТЕРИИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР НА ТЕРРИТОРИИ ТАТАРСТАНА ПО КУРСУ...»

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Геологический факультет

Кафедра геофизики

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ:

КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

КАК КРИТЕРИИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

НЕДР НА ТЕРРИТОРИИ ТАТАРСТАНА

ПО КУРСУ «Региональная геофизика»

Для студентовV курса специальностей – 011100 «Геология», 020302 «Геофизика»

КАЗАНЬ – 2009 Печатается по решению Учебно-методической комиссии Геологического факультета Казанского государственного университета Составитель: Ларочкина И.А., доктор геолого-минералогических наук, академик РАЕН Методическое пособие «Нефтегазоносные комплексы: коллекторы и флюидоупоры как критерии прогнозирования нефтегазоносности недр на территории Татарстана» по курсу «Региональная геофизика»/ И.А. Ларочкина. – Казань: КГУ, 2009. - 22с.

ВВЕДЕНИЕ

Одной из важнейших задач в прогнозировании нефтегазоносности недр Республики Татарстан являются регионально и локально нефтегазоносные продуктивные комплексы, составными частями которых являются породы-коллекторы и породы-флюидоупоры, обладающие соответствующей характеристикой. Пространственное распространение как тех, так и других пород, их вещественного состава обусловлено палеотектоническими и палеогеографическими условиями развития бассейнов седиментации, их отдельных участков и зон.

Исследования пространственного развития различных нефтегазоносных комплексов палеозойского разреза на территории Татарстана свидетельствуют об их кардинальной изменчивости от южной до северной и от восточной до западной границ.

Поэтому в качестве важнейших критериев прогнозирования и поисков новых месторождений нефти следует рассматривать наличие нефтегазоносных комплексов, основными слагающими которых являются коллекторы и покрышки.

Методические указания предназначены для студентов геологической специальности ВУЗов.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ: КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

КАК КРИТЕРИИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

НЕДР НА ТЕРРИТОРИИ ТАТАРСТАНА.

Детальное изучение характера нефтеносности разреза, закономерностей пространственного размещения залежей и соотношение их контуров по разрезу являются начальным этапом научно обоснованного прогноза нефтегазоносности и определения приоритетных направлений геологопоисковых работ.

Научно обоснованный прогноз нефтегазоносности базируется на закономерностях территориального размещения залежей и выявления аналогий в геологическом строении территорий с доказанной и ожидаемой нефтеносностью.

Логика геологического поиска базируется, прежде всего, на конкретных поисковых объектах-моделях, свойственных тому или иному бассейну, а в его пределах – крупным структурным элементам I порядка. Высокая современная изученность территории Татарстана комплексом геофизических методов и глубоким бурением позволяет создать представление об условиях распределения нефтеносности в пространстве и разрезе.

В осадочном чехле в зависимости от исторически сложившейся совокупности условий – структурных, литологических, палеотектонических и др., выделяются нефтегазоносные комплексы с идентичными или близкими условиями нефтенакопления.

В зависимости от стратиграфической приуроченности, диапазона нефтеносности, строения генотипов ловушек вмещающей коллекторской толщи и типа флюидоупора в разрезе осадочного чехла выявляется семь нефтегазоносных комплексов: первый – терригенный, зональный, эйфельско-ардатовский; второй – терригенный, региональный, муллинско-пашийско-тиманский; третий – карбонатный, локальный, семилукско-речицский, четвертый – карбонатный, региональный, фаменско-турнейский; пятый – карбонатнотерригенный, региональный, кожимско-алексинский; шестой – карбонатный, зональный, серпуховско-верейский; седьмой – карбонатный, локальный, каширско-гжельский.

Первый комплекс стратиграфически включает диапазон эйфельско-ардатовских отложений, представленных песчаными пластами Д-V, Д-IV и Д-III.

Пласт Д-V является базальным и залегает на эродированной поверхности кристаллического фундамента или бавлинской свиты. Пласт встречается на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, выклиниваясь к его сводовой части, сложен разнозернистыми песчаниками с преобладанием крупно- и среднезернистых фракций, с плохой сортировкой обломочного материала. Песчаники сцементированы слабо. Пористость коллекторов колеблется от 16 до 25%. Мощность пласта изменяется от 0 до 26 м.

Ограниченное развитие коллектора, локальная, невыдержанная покрышка свидетельствуют о малоперспективности пласта Д-V.

Песчаники пласта Д-IV воробьевского возраста залегают либо на размытой поверхности эйфельских отложений, либо на денудационной поверхности кристаллического фундамента. Пласт слагается преимущественно песчаниками.

Пласт Д-IV имеет более широкое развитие, чем базальный пласт Д-V. Воробьевские отложения широко развиты на юго-восточном, южном, восточном склонах, в купольной части, на южной окраине западного склона Южно-Татарского свода и юговосточной части восточного борта Мелекесской впадины. Региональное изменение мощности пластов-коллекторов происходит с юго-восточного склона (Сулинская пл.) в северном и северо-западном направлениях. Суммарная мощность пласта Д-IV, представленного либо двумя пропластками - Д-IVа и Д-IVб, либо монолитным пластом, изменяется в пределах от 1,0 до 35,0 м. Региональное сокращение толщины пласта Д-IV объясняется преимущественно выпадением из разреза нижней части пропластка Д-IVб. Пласт Д-IV характеризуется на отдельных участках литологической неоднородностью, расслоением слабо проницаемыми породами на отдельные пропластки, количество и мощность которых на небольших расстояниях быстро изменяются по площади. Мощность аргиллитовой пачки в кровельной части воробьевских слоев, выполняющей роль локальной покрышки, изменяется от 4 до 41 м. В некоторых случаях аргиллитовая пачка отсутствует, и при слиянии песчаников Д-IV с вышележащим пластом Д-III образуется единая гидродинамически сообщающаяся система.

Пласт сложен песчаниками, значительно реже алевролитами или глинистоалевритовыми песчаниками. Преобладают средне- и мелкозернистые песчаники со средней сортировкой. В верхней части горизонта встречаются и хорошо отсортированные песчаники. Для пласта Д-IV характерны высокие коллекторские свойства: пористость до 25%. Промышленные залежи нефти выявлены на юго-восточном склоне ЮжноТатарского свода, Ромашкинском, Бавлинском месторождениях, на сопредельных землях Башкортостана и Оренбургской области.

Пласт Д-III представлен тремя пропластками - Д-IIIа, Д-IIIб и Д-IIIв. В отличие от подстилающих, он характеризуется широким пространственным распространением, а отсутствует на Северо-Татарском своде, а также в пределах одиночных выступов пород кристаллического фундамента – Сотниковском, Становом, Эштебенькинском и др. Общая мощность пласта изменяется в широких пределах: от 1,0 до 35-42м. Для пласта Д-III характерна резкая литологическая изменчивость: иногда он полностью замещается на глинистые алевролиты, нередки случаи замещения аргиллитами пропластка Д-IIIа, часты также случаи слияния верхнего и среднего, среднего и нижнего пропластков.

Основным отличием пласта Д-III от нижележащих является большая мелкозернистость пород-коллекторов. Пласт представлен мелкозернистыми алевритовыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Как правило, породы характеризуются хорошей сортировкой.

Покрышкой в нефтегазоносном комплексе служит карбонатно-аргиллитовая пачка ардатовского возраста, характеризующаяся зональным характером развития. Имеют место случаи, когда она либо замещается, либо выклинивается, и тогда пласт Д-III связан непосредственно с вышележащими пластами-коллекторами - Д-II, Д-I и даже Д-0, как это наблюдается на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода.

Детальным изучением зональной ардатовской покрышки в пределах региона занимался С.Н.Мельников (1971). По литологическому составу флюидоупор ардатовского горизонта характеризуется двумя типами разреза: карбонатно-терригенным и терригенным.

Первый тип разреза распространен на территории Восточного Татарстана и характеризуется наличием в его составе карбонатных пород репера «средний известняк». Мощность покрышки в зоне развития данного типа разреза изменяется от 6-8 до 40 м, что обусловлено в основном замещением пласта Д-II глинистыми разностями: в состав покрышки над пластом Д-III вошли аргиллиты муллинского горизонта. Второй тип разреза флюидоупора

– терригенный, образовался в результате фациального замещения карбонатных пород репера «средний известняк» глинисто-алевритовыми разностями. Преимущественное распространение он получил на склонах Северо-Татарского свода и в Казанско-Кировском грабенообразном прогибе, также в виде отдельных зон зафиксирован на АзевоСалаушской, Усть-Икской и Мензелино-Актанышской площадях. Мощность покрышки в зоне развития второго типа разрезов меньше и изменяется от 0 до 10 м. Общая мощность ардатовской покрышки изменяется от 0 до 40 м, ее региональное уменьшение характеризуется направлением с юга на север, северо-запад к Северо-Татарскому своду, что обусловлено как общим выклиниванием пород пачки, так и ее размывом в тиманское время.

Нефтевмещающая толща второго, муллинско-пашийско-тиманского комплекса, сложена песчано-алевритовыми пластами Д-II, Д-I, Д-0.

В основании комплекса залегает пласт Д-II, представленный песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов, зачастую невыдержанный по простиранию. Мощность пласта Д-II варьирует от 0 до 32-35 м, целиком отсутствует пласт на локальных выступах фундамента. Отсутствие пласта муллинских отложений связано с размывом, амплитуда которого нарастает в направлении с юга на север. По данным Г.Л. Миропольской, А.Н.

Петровой перерыв в осадконакоплении на границе муллинского и пашийского времен был повсеместным на востоке региона. Для пласта Д-II характерна тенденция: резкие колебания мощности на небольших расстояниях. Увеличение песчано-алевритовых толщ Д-II происходит линзообразно в конседиментационных девонских прогибах муллинскопашийского времени формирования.

Коллекторы пласта Д-II представлены мелкозернистыми и крупнозернистыми алевролитами, обычно слабосцементированными или средней крепости. В пласте встречаются глинистые прослойки и обуглившиеся растительные остатки. Песчаники характеризуются хорошей сортировкой. Пористость песчано-алевритовых пород изменяется от 19 до 24%.

Пласт Д-I характеризуется широким площадным развитием на Южно-Татарском своде, северо-восточном борту Мелекесской впадины, в Казанско-Кировском прогибе, на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода. Характерной особенностью строения пашийского горизонта является ритмичное чередование алеврито-песчаных и глинистых пород, позволившее выделить и проследить пять литологических пачек Д-Iа, Д-Iб, Д-Iв, Д-Iг, Д-Iд. Наиболее полные разрезы пашийского горизонта развиты на юго-восточном склоне и вершине Южно-Татарского свода, в Казанско-Кировском прогибе, в осевых зонах девонских конседиментационных прогибов – Алтунино-Шунакском, Кузайкинском, Баганинском и др.

Слагается пласт Д-I песчаниками, изредка алевролитами. Чрезвычайно сложную картину распространения пашийских отложений создают зоны замещения коллекторов глинистым материалом, слияние отдельных пластов в монолитные песчаниковые толщи, постседиментационный размыв различных частей горизонта. Именно последствия размыва создали условия для гидродинамической связи пласта Д-I с вышезалегающим пластом Д-0 тиманского возраста, ликвидировав промежуточный аргиллитовый флюидоупорный слой над первым. Песчаники Д-I, как правило, хорошо отсортированы. В песчаниках и алевролитах отмечаются ранние минерализованные трещины и поздние открытые.

Пласт Д-I характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористостью – 18-30%. Общая мощность пласта варьирует в широком диапазоне: от 0 до 45-52 м.

В пласте Д0 тиманского возраста выделяются три пропластка – До, До-I и До-II.

Коллекторы тиманского горизонта широко прослеживаются на территории, распространены на западном и северном склонах, на вершине Южно-Татарского свода, восточном борту Мелекесской впадины, замещаются в юго-восточном направлении по региональной границе, проходящей от южной границы западного склона Южно-Татарского свода, по северному контуру Ромашкинского месторождения к северо-восточному склону ЮжноТатарского свода. На основной части вершины Южно-Татарского свода, его южном, северо-восточном и восточном склонах все пласты замещаются. Коллекторы сложены среднеи мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, обычно хорошо отсортированными.

Основным песчаным телом тиманского горизонта является базальный пласт До, он наиболее широко развит на территории и имеет значительную мощность: от 1,5 до 10-12 м. Области максимальной мощности пород-коллекторов, по данным И.К. Байдовой, прослеживаются в виде полос субмеридиального простирания.

Пласт До-I развит в средней части аргиллитовой пачки. Обычно представлен одним прослоем мощностью более 1,5-3,0 м и имеет значительно меньшее площадное распространение, чем основной пласт До. Пласт До-II встречается в виде линзообразных зон на Северо-Татарском своде, как правило, мощность его невелика – от 1,5 до 2,0 м, изредка достигает 3-4 м. Пористость песчаников и алевролитов тиманского горизонта различна и изменяется от 11 до 29%.

Региональной покрышкой в муллинско-пашийско-тиманском нефтегазоносном комплексе служат карбонатно-аргиллитовые породы тиманского и саргаевского горизонтов. Мощность флюидоупора изменяется в широком интервале: от 5 до 187 м, максимальные значения приурочены к Казанско-Кировскому и Алтунино-Шунакскому прогибам.

Наиболее кардинальное сокращение мощности покрышки происходит в направлении к вершине Северо-Татарского свода и обусловлено как седиментационными (появление пластов-коллекторов в верхней части тиманского горизонта), так и вторичными факторами (размывом в позднетиманское время). Региональный флюидоупор представлен аргиллитами, известняками и мергелями. По своему литологическому составу он подразделяется на две составляющие: нижнюю – преимущественно аргиллитовую тиманского возраста, и верхнюю – глинисто-карбонатную верхнетиманского и саргаевского возрастов.

Нижняя часть флюидоупора сложена аргиллитами с тонкими прослоями карбонатых пород. На юго-востоке территории, в зоне замещения коллекторов тиманского горизонта глинистыми породами, в ее состав входят все аргиллиты тиманского горизонта. В центральной части Северо- Татарского свода с появлением пластов песчаников в тиманском горизонте, мощность региональной покрышки сокращается до 2 м, а на отдельных участках выклинивается полностью. В Казанско-Кировском прогибе, характеризующемся максимальной мощностью покрышки, она наращивается за счет кикинских слоев, представленных карбонатно-глинистыми отложениями. Кикинские слои исчезают из разреза в западном направлении от него к Токмовскому своду и восточном, северо-восточном направлениях – к Северо-Татарскому своду. В Мелекесской впадине мощность кикинских слоев значительно сокращается до 8-16 м, но она устойчиво присутствует в составе покрышки.

По качественному составу аргиллиты тиманского горизонта гидрослюдистые с примесью каолинита и бейделлита (Л.П. Мстиславская, 1972). Карбонатная пачка в кровле тиманского горизонта в восточной части Татарстана имеет мощность 2-6 м, повсеместно распространена и сложена доломитами, известняками с прослоями мергелей, глинистый материал которых имеет гидрослюдистый состав.

Отложения саргаевского горизонта, являющиеся частью региональной покрышки, представлены известняками и мергелями с прослоями известняково-глинистых битуминозных сланцев, известковых аргиллитов и доломитов. Мощность этого звена флюидоупора колеблется в широком диапазоне: от 2 до 54 м, испытывая постепенное сокращение с юга на север от осевой зоны Казанско-Кировского прогиба на запад и восток.

Основная часть выявленных в терригенной толще девона запасов, также как и наиболее значительных по размерам залежей, сосредоточена в муллинско-пашийскотиманском комплексе.

Третий нефтегазоносный локальный комплекс охватывает семилукско-речицкую толщу. Преобладающим развитием в разрезе пользуются известняки, значительно реже – доломиты. В составе семилукского горизонта выделяются три пласта – См-1, См-2, Смв составе речицкого – четыре – рч-4. Карбонатные породы семилукского горизонта относятся к порово-трещинно-каверновым и трещинно-каверновым. Из трех пластов наиболее распространены два верхних. Совокупная эффективная мощность пластов колеблется от 1 до 10 м, в редких случаях достигает 18 м. Пористость пород изменяется от 7 до 21%.

Карбонатные коллекторы речицкого горизонта, которые представлены тремя пластами, относятся к порово-трещинным или каверново-трещинным. Наиболее выдержанным является самый нижний пласт. Суммарная эффективная мощность пластов колеблется довольно широко: от 1 до 20 м, пористость – от 5 до 22%.

Промышленные залежи нефти в семилукско-речицкой нефтегазоносной толще впервые были выявлены на площадях Ромашкинского месторождения, в связи с чем здесь наиболее детально изучены коллекторские свойства продуктивных пластов, характеристики вмещающих ловушек.

Различные режимы условий осадконакопления семилукско-речицких отложений, наличие внутриформационных перерывов и размывов наложили свой отпечаток на объем разрезов и эффективную мощность толщи карбонатных коллекторов.

Общая полнота разрезов всего комплекса закономерно сокращается с юго-востока на северо-запад.

Флюидоупорами для пластов-коллекторов являются локальные покрышки. Уплотненные карбонатные породы нижней реперной пачки речицкого горизонта совместно с уплотненными разностями верхнего пласта служат покрышкой для продуктивной толщи семилукского горизонта. Для пластов речицкого горизонта флюидоупором является пачка плотных глинисто-карбонатных пород в верхнем звене одноименного горизонта совместно с плотными породами в подошве воронежского горизонта.

Залежи нефти в семилукско-речицком нефтегазоносном комплексе унаследованно контролируются теми же структурными формами тектонического генезиса, что и в подстилающем муллинско-пашийско-тиманском, но ловушки образованы избирательно развитыми зонами трещинных коллекторов.

Установленное соотношение имеет принципиально важное значение для целенаправленного проведения поисково-разведочных работ на выявление залежей в семилукско-речицком комплексе.

От надстилающего фаменско-турнейского нефтегазоносного комплекса семилукско-речицкий кардинально отличается по генотипу и морфологическим характеристикам ловушек.

Четвертый нефтегазоносный комплекс – фаменско-турнейский – характеризуется региональным развитием. В объеме комплекса группируется ряд продуктивных горизонтов, которые могут иметь самостоятельное зеркало водонефтяного контакта либо объединяться этажом нефтеносности с единым контуром водонефтяного контакта. Общность строения и условия нефтеносности ловушек в продуктивных горизонтах фаменского яруса

Задонском, елецком, лебедянском, заволжском надгоризонте, и турнейского яруса – малевском, упинском, черепетском, кизеловском, позволяют рассматривать их в едином комплексе.

Внутри комплекса отсутствуют значимые флюидоупоры, все нефтеносные пласты контролируются локально развитыми покрышками малой мощности, а залежи – структурными ловушками однотипного происхождения.

В задонском и елецком горизонтах выделяются 8-10 пористо-проницаемых интервалов. Они слабо коррелируются, так как не содержат внятных литологических разделов. Пористость карбонатных пластов низкая, не превышает 10-12%, зачастую гораздо меньше.

Карбонатная коллекторская толща лебедянского горизонта представлена четырьмя пластами (дл-1-4), сложенными органогенно-детритовыми, сгустково-хемогенными и сгустковыми известняками. Тип коллекторов – порово-кавернозно-трещинный. Пористость в отдельных случаях может достигать 25%, проницаемость невысокая. Породы-коллекторы в различной степени трещиноватые, коллекторские свойства пород значительно улучшены микротрещиноватостью. Суммарная эффективная мощность пластов может колебаться от 3 до 18 м.

В заволжском надгоризонте выделяется до шести пластов (зв-1-6). Коллекторские свойства пород невысокие. Пористость в основном низкая, пласты с очень тонкой межзерновой структурой порового пространства, в редких случаях она может достигать 22%.

Проницаемые пласты слабосопоставимы друг с другом. Тип коллектора – поровотрещинный и порово-каверново-трещинный. Суммарная эффективная толщина коллекторской толщи невелика и, как правило, не превышает 10-12 м. Несмотря на обедненный характер нефтеносности нижней части этажа фаменско-турнейского комплекса, носящего локальный характер распространения, его верхний этаж – турнейский – регионально нефтеносен.

Толща малевско-упинского возраста представлена двумя пластами – мл-1, уп-1, сложенными преимущественно органогенными известняками порового и трещиннопорового типа. Общая эффективная величина двух пластов едва достигает 8-10 м. Коллекторские свойства упинского пласта гораздо выше, чем малевского.

Малевский пласт представлен известняками преимущественно органогеннообломочными, часто трещиноватыми с межформенной и межзерновой структурой порового пространства. Средняя пористость известняков изменяется от 7 до 16%.

Упинский коллектор сложен известняками органогенно-обломочной и зернистой структуры, иногда трещиноватыми, с довольно высокими коллекторскими свойствами – пористостью от 1 до 27%.

В черепетском горизонте пласт-коллектор (чр-1) состоит из нескольких пористопроницаемых интервалов, тяготеющих к нижней части горизонта. Пласт сложен известняками органогенной и зернистой структуры, коллекторские свойства уступают мелевскоупинским: средняя пористость всего лишь около 5-11%. Фильтрационные свойства пласта значительно улучшаются за счет проницаемости, которая ему особенно свойственна.

Пласт-коллектор кизеловского возраста (кз-1) тяготеет к средней части горизонта, неоднороден, сложен органогенными, иногда комковатыми известняками, микротрещиноватыми, часто гранулированными. Коллекторские свойства пласта довольно высоки – пористость до 19%, но непостоянны. Породы-коллекторы относятся к смешанному каверново-трещино-поровому типу. А.А. Губайдуллиным и Е.А. Козиной (1978, 1980) выявлена принципиально важная закономерность изменения коллекторских свойств и литологического состава продуктивных пластов черепетско-кизеловского горизонтов. На локальном уровне структурного поднятия от его сводовой части в сторону периклинали и крыльев пористость уменьшается на 2,4-3,4%, проницаемость в среднем в 20 раз. Резкое увеличение проницаемости на сводах с развитием трещиноватости не связано .

Исследования латеральной изменчивости вещественного состава и коллекторских свойств черепетско-кизеловских пород в региональном плане, проведенные А.А. Губайдуллиным и Е.А. Козиной, позволили установить увеличение процентного содержания в разрезе комковатых и сгустково-детритовых известняков по направлению от юго-восточного склона Южно-Татарского свода к его западному склону. Именно в этом направлении последовательно увеличивается доломитизация и такой важный параметр, как пористость пород.

Авторы считают, что районы, расположенные близ бортовых зон прогибов ККС, характеризовались усиленным гидродинамическим режимом вод бассейна осадконакопления, что обеспечило лучшую сортировку обломочного материала.

Общая эффективная мощность кизеловско-черепетских коллекторов достигает 15-18 м.

Флюидоупором для фаменско-турнейской толщи являются аргиллиты косьвинского или косьвинско-радаевского горизонтов. Помимо них в состав флюидоупора входят залегающие в кровельной части турнейского яруса уплотненные заглинизированные карбонатные породы кизеловского горизонта, мощности которых меняются от 1,0 до 2,8 м.

Нефтеносность фаменско-турнейского комплекса не связана с вышележащим комплексом на территории, где косьвинско-радаевская покрышка характеризуется площадной выдержанностью – на юго-восточном, восточном, южном, северном склонах, отчасти сводовой части Южно-Татарского свода, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода. Залежи нефти в турнейских карбонатных коллекторах здесь различаются уровнем водонефтяного контакта от радаевско-бобриковских залежей. Иная картина там, где целостность покрышки нарушена визейскими эрозионно-карстовыми врезами и осуществляется гидродинамическая связь между фаменско-турнейским и кожимско-алексинским вмещающими комплексами: благодаря общему резервуару оба комплекса характеризуются водонефтяным контактом на одном уровне. Примеры залежей такого типа широко распространены на западном и северном склонах Южно-Татарского свода, восточном борту Мелекесской впадины, в северной части Ромашкинского месторождения – на Сармановской, Ташлиярской, Чишминской площадях.

Локальные покрышки в составе фаменско-турнейского комплекса выделяются в отложениях задонского, елецкого, лебедянского, заволжского, малевского, упинского, черепетского горизонтов. Представлены они пачками маломощных плотных разностей глинистых и карбонатных пород, часто глинистых, с прослоями сланцев и мергелей.

Условия для гидродинамической связи между различными пластами-коллекторами карбонатной толщи создаются за счет наличия литологических окон и зон повышенной трещиноватости.

Пятый нефтегазоносный комплекс выделяется в составе кожимско-алексинских пород.

Косьвинский горизонт на большей части территории Татарстана либо размыт, либо представлен маломощными аргиллитами. Песчано-алевритовые коллекторы в этой толще развиты преимущественно в осевых зонах прогибов Камско-Кинельской системы: Нижнекамском, Усть-Черемшанском, Актаныш-Чишминском, где их мощности могут достигать значительных величин.

Песчано-алевритовый пласт косьвинского возраста мощностью 3-4 м, представляющий поисковый интерес, встречается в северной бортовой зоне Нижнекамского прогиба.

В сложении радаевского и бобриковского горизонтов, основной продуктивной толщи комплекса, принимают участие песчаники и алевролиты, а значительные колебания их мощности связаны с фациальным изменением разреза и его стратиграфической неполнотой. Толща коллекторов радаевско-бобриковских отложений составляет единую гидродинамическую систему, где выделяется четыре пласта – бр-1 – бр-4, объединяющихся на большей части территории в единый монолитный пласт мощностью, в среднем не превышающей 4-6 м. Максимальные величины коллекторов приурочены к эрозионнокарстовым врезам. Доказана и существует прямая и очень тесная зависимость мощности продуктивных горизонтов и закономерности их распространения от современного структурного плана турнейской поверхности. Эта зависимость выражается в сокращении мощности пластов-коллекторов вплоть до их полного выклинивания в сводовых частях локальных поднятий. Коллекторская характеристика песчано-алевритовых пород крайне изменчива: пористость изменяется от 10 до 30%, проницаемость может быть очень высокой.

В зонах прогибов Камско-Кинельской системы мощности коллекторов радаевскобобриковских горизонтов достигают значительных величин: 70-80 м с замещениями на очень близких расстояниях.

Песчаные пласты тульского горизонта имеют широкое распространение. Сложены они мелкозернистыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. В составе продуктивных горизонтов выделяются четыре песчано-алевритовых пласта – тл-1 – тл-4. Разделяющие пласты пачки глинистых и глинисто-карбонатных пород выдержаны по площади и их мощность, как правило, не более 3-4 м.

Пласт тл-1 выделяется в нижней части горизонта. Он имеет крайне ограниченное распространение, встречается на западном и северном склонах Южно-Татарского свода. В единичных случаях он сливается с пластом тл-2. Мощность пласта тл-1 составляет в основном 1-3 м, изредка достигает 5 м. Пласт тл-2 является одним из наиболее широко распространенных нефтеносных пластов тульского горизонта: он выявлен на западном, северо-западном, северном, восточном склонах Южно-Татарского свода, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода, восточном борту Мелекесской впадины.

Песчаные пласты имеют линзовидную, полосообразную, гораздо реже площадную форму залегания. Мощность пласта тл-2 изменяется от 1,0 до 6-7 м, пласт обладает высокими коллекторскими свойствами, максимальные значения отмечаются на крыльях поднятий и в межструктурных понижениях.

Пласт тл-3 залегает под карбонатной реперной пачкой «тульский известняк». Наиболее широко пласт распространен на северном и северо-западном склонах Южно-Татарского свода. Залегает он в виде линзовидных, чаще полосообразных тел. Мощность пласта колеблется от 1,0 до 2-3 м, зачастую пласт залегает без какой-либо перемычки с реперной пачкой карбонатных пород, сливаясь с ней. В контуре группы месторождений северо-западного склона Южно-Татарского свода (Архангельское, Соколкинско-Сарапалинское и др.) сформирован уникальный субрезервуар, образованный слиянием пласта тл-3 с вышележащим пластом тл-4. Карбонатный пласт «тульского известняка» полностью выклинивается, а общая нефтенасыщенная величина коллекторов достигает 22м.

Пласт тл-4 залегает под карбонатными породами алексинского горизонта, имеет ограниченное распространение. Встречен на северо-западном и северном склонах ЮжноТатарского свода, его сводовой части, северо-восточной части восточного борта Мелекесской впадины, на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода (Кучуковская площадь).

Сложен пласт песчаниками и алевролитами, которые не выдержаны по простиранию и замещаются аргиллитами. На северном и северо-западном склонах Южно-Татарского свода пласт имеет форму полос субмеридионального простирания. Нередко пласт представлен двумя пропластками, толщина варьирует от 1-5 до 10-18 м.

Характерной особенностью песчаных тел тульского горизонта является определенная изолированность его пластов. Они отделяются выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными локально распространенными флюидоупорами. Зоны слияния одного пласта с другим приурочены к определенным участкам территории.

Карбонатные пласты алексинского горизонта сложены пористо-проницаемыми и трещиноватыми известняками. Тип коллектора – трещинный и порово-трещинный. В алексинском горизонте встречается до четырех – ал-1-4, чаще двух пластов-коллекторов.

Коллекторские свойства пластов высокие – пористость может достигать в отдельных случаях 20-22%.

Зачастую в пределах западного и северо-западного склонов Южно-Татарского свода наблюдаются зоны гидродинамической взаимосвязи пласта СI-тл-4 с алексинскими карбонатными пластами.

Исследования закономерностей распространения коллекторов в алексинском горизонте на локальном уровне показало, что на западном склоне на ряде структур II и III порядков пласты продуктивного алексинского горизонта характеризуются пространственной невыдержанностью. Замещение пластов происходит, как правило, к крыльям поднятий.

Локальным флюидоупором непосредственно для алексинского продуктивного горизонта служит толща микрозернистых пелитоморфных, в различной степени доломитозированных и сульфатизированных, плотных, участками слабопористых известняков и микрозернистых доломитов окского возраста раличной мощности – до 40-50м.

Достаточно надежным флюидоупором для кажимско-алексинского и фаменскотурнейского нефтегазоносных комплексов служит тульско-окская карбонатнотерригенная толща (рис. 2). Ее мощность изменяется от 4 до 160-190 м. Региональное изменение ее мощности наблюдается в направлении с юго-востока на северо-запад – к вершине Северо-Татарского свода, где ее значения снижаются до 100-120 м. Покрышка неоднородна по своему составу, сложена карбонатно-терригенными породами тульского горизонта и глинистыми карбонатными породами окского надгоризонта. Наличие в тульском горизонте песчано-алевритовых пластов снижает экранирующие свойства составляющей флюидоупора, и только ее совместное участие с карбонатными породами окского надгоризонта повышает возможности общего экрана. Характеристика изменения мощностей тульской части покрышки показывает, что на западном склоне Южно-Татарского свода их значения распределяются дифференцированно: в центральной части преимущественно от 5 до 10 м, несколько увеличиваются в южной и северной частях территории до 10 м и более. Аналогичная картина наблюдается на северном и северо-восточном склонах ЮжноТатарского свода. На восточном борту Мелекесской впадины тульская покрышка имеет мощность менее 10 м, лишь на отдельных ограниченных участках она превышает эти значения. Везде, где присутствует верхний тульский пласт тл-4, мощность глинистого раздела минимальна – 1,0-2,0 м, зачастую он может отсутствовать. В таких случаях известняки алексинского горизонта ложатся без какой-либо перемычки на песчано-алевритовые породы. И тогда роль экрана принимает на себя исключительно верхняя составляющая – глинистые карбонатные породы окского надгоризонта.

Оценивая нефтеупорные свойства тульско-окской покрышки в целом, считаем, что в связи с ее литологической невыдержанностью, участием в ее составе карбонатных пород, характеризующихся невысокими изолирующими свойствами, она играет роль зональной и одновременно локальной покрышки, будучи далеко не лучшей по качеству.

Шестой нефтегазоносный комплекс охватывает серпуховско-верейскую толщу отложений. Коллекторская часть разреза представлена в основном карбонатными породами башкирского яруса и верейского горизонта. В высокоамплитудных ловушках этаж нефтеносности башкирских отложений наращивается за счет карбонатных коллекторов серпуховского яруса.

Толща башкирского яруса представлена органогенными, реже органогеннодетритовыми, органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Выделяются три пласта – бш-1-3, все пласты обладают различными фильтрационно-емкостными свойствами, однако благодаря сильно развитой трещиноватости существует гидродинамическая связь всех пористо-проницаемых интервалов, а залежи относятся к массивному типу.

По характеру емкостно-фильтрационных свойств породы-коллекторы относятся к поровому, трещинно-поровому и каверново-поровому типу. Общая эффективная мощность пластов-коллекторов изменяется от 0 до 20 м, пористость пород – от 0,3 до 21%.

Важная особенность развития коллекторской толщи башкирских отложений – улучшение их свойств в сводах поднятий.

Продуктивные отложения верейского горизонта включают семь пластов – вр-1-7.

Карбонатная толща верейского горизонта сложена органогенными, органогеннодетритовыми, зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Мощности пластов непостоянны, резко изменяются от 1,0 до 6,0 м, отделяясь друг от друга глинисто-карбонатными пачками. Последние играют роль локальных флюидоупоров, тем не менее, характеризуясь достаточно высокими изолирующими свойствами, способствуют формированию пластовых залежей в верейской толще. По характеру емкостнофильтрационных свойств пласты-коллекторы верейского горизонта относятся в основном к поровому типу. Пористость пластов изменяется от 8-9 до 23%, проницаемость может достигать 1,0 мкм2.

Анализ латеральной изменчивости вещественного состава и коллекторских свойств пород верейско-башкирских отложений, проведенный А.А.Губайдуллиным для юго-восточной части Татарстана, свидетельствует об уменьшении процентного содержания всех разностей известняков и доломитов в разрезе от сводов локальных структур к прогибам между ними. В этом же направлении отмечается снижение пористости и проницаемости пород.

Флюидоупором в серпуховско-верейском нефтегазоносном комплексе служат глинистые и карбонатно- глинистые породы верхней части верейского горизонта. Дополнительную экранирующую роль играют промежуточные глинистые прослои, расположенные между пластами коллекторов.

Мощности основного флюидоупора изменяются от 10 до 40 м (рис. 3). Пространственные вариации мощности по результатам исследования Н.З. Шакирова определяются в основном особенностями развития различных типов разреза верейского горизонта.

По литологическому составу в отложениях верейского горизонта выделяется четыре типа разрезов: первый – преимущественно терригенный, развитый на площадях Северо-Татарского свода и западном борту Мелекесской впадины; второй – карбонатнотерригенный; третий – терригенно-карбонатный, пользующиеся широким распространением в пределах сводовой части и западного склона Южно-Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины; четвертый – карбонатный, развитый в основном на юговосточном склоне Южно-Татарского свода, где терригенная пачка отсутствует.

Таким образом, мощность пачки меняется от 0 м на юго-восточном склоне ЮжноТатарского свода до 40 м и в соответствии со сменой типов разреза верейского горизонта от карбонатного на терригенно-карбонатный и карбонатно-терригенный.

На вершине Южно-Татарского свода при смене карбонатного разреза на терригенно-карбонатный и затем на карбонатно-терригенный типы, появляется пачка мощностью до 8-12 м, а на западном склоне Южно-Татарского и вершине Северо-Татарского сводов, мощность вырастает до 20-40 м. Увеличение мощности глинистых пород - покрышки верейского горизонта происходит по направлению с юго-востока на северо-запад, и, следовательно, по этому же вектору происходит повышение экранирующих свойств пачки. Однако размещение залежей по территории определяется не только надежностью покрышки, но и наличием прочих благоприятных условий.

Гидродинамическая связь между пластами коллекторов в карбонатной толще под верейской покрышкой осуществляется в основном по трещинным и пористо-каверновым каналам. Прослои карбонатных аргиллитов и плотных глинистых карбонатных пород, имеющие ограниченное пространственное развитие и небольшую мощность, служат локальными покрышками на отдельных участках территории. Именно они в серпуховсковерейском комплексе формируют пластовость резервуара на отдельных участках.

Седьмой нефтегазоносный комплекс, самый верхний, включает породы каширскогжельских отложений. Пласты-коллекторы этого комплекса сложены известняками и доломитами тонко- и мелкозернистыми. В наиболее изученных разрезах каширскоподольских отложений на западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (Ямашинская, Ульяновская и Степноозерская площади) среди известняков выделяются органогенно-детритовые мелкокомковатые, оолитовые и тонкозернистые разности. Емкость коллекторов каширско-гжельской толщи невысокая и обусловлена порами, кавернами и трещинами. В продуктивном разрезе выделяется до двадцати четырех элементарных пористо-проницаемых карбонатных тел, из которых: пять в каширском горизонте (кш-1-5), пять – в подольском (пд-1-5), семь – в мячковском (мч-1-7), семь

– в гжельском ярусе (гж-1-7) верхнекаменноугольных отложений. Каширско-мячковские пласты сложены относительно неоднородными карбонатными породами, с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, но имеют мощность от 10-15 м до 30-45 м, а в гжельском ярусе они крайне малы – около 1-2 м и, зачастую, замещаются плотными породами. Суммарная мощность пластов варьирует от 40 до 180 м, максимальные значения отмечаются на восточном борту Мелекесской впадины. Надежной покрышки эта толща не имеет. Флюидоупорами служат тонкие глинистые прослои и пачки уплотненных заглинизированных карбонатных пород мощностью не более 5-7 м, которые наряду с трещиноватостью обеспечивают гидродинамическую связь всех проницаемых пластов.

Таким образом, условия сохранности залежей в нефтегазоносных комплексах определяются свойствами флюидоупоров, в первую очередь – их мощностью. Качественными характеристиками, определяющими изолирующие свойства флюидоупоров, кроме одного из основных параметров – мощности, являются неоднородность, пространственная выдержанность и литологический состав.

Большинство исследователей при оценке экранирующих свойств флюидоупоров на первое место ставят мощность. Чем мощнее покрышка, тем меньше вероятность ее естественного гидроразрыва за счет избыточного давления .

В отношении мощности покрышки, по результатам исследований Н.Ш.Хайретдинова и С.Н.Мельникова на основании статистической обработки данных по месторождениям восточной части республики, существует мнение о ее критическом значении, равном 6-8 м.

Очевидно, что этот показатель может быть и ниже, а такой критерий как мощность флюидоупора необходимо рассматривать в совокупности с другими параметрами, в частности, с амплитудой ловушки. В этой связи только благоприятное сочетание всего комплекса критериев флюидоупора позволяет оценивать его экранирующую способность.

Важное значение имеет степень неоднородности изолирующего слоя, то есть увеличение в его составе проницаемых пропластков. Возрастание степени неоднородности влечет за собой снижение качества покрышки. Тульско-окский флюидоупор характеризуется высокой степенью неоднородности, так как расслаивается пластами коллекторов на систему локальных нефте- и водоупорных толщ. Аналогичным образом построена верейская покрышка, характеризующаяся столь же высокой степенью неоднородности в силу наличия в ее составе пористых карбонатных пластов. Минимальной степенью неоднородности обладает тиманско-саргаевский флюидоупор в связи с минимальной степенью расслоенности песчано-алевритовыми пластами.

По масштабу участия флюидоупоров в экранировании залежей нефти в нефтегазоносных комплексах на территории Татарстана по комплексу признаков к категории региональной относится только одна покрышка – тиманско-саргаевская; тульско-окская и верейская отвечают характеристикам зональных; все остальные – локальные.

По литологическому составу флюидоупорами могут быть различные породы. Наиболее высокими изолирующими качествами в геологическом разрезе на территории Татарстана обладают глины. Повышение карбонатности в их составе увеличивает хрупкость пород, способствуя образованию трещиноватости, а в конечном итоге ведет к снижению качества флюидоупора.

Многими исследователями отмечается, что на изменения экранирующих свойств глинистых покрышек влияет минералогический состав глин.

Минералогический состав, обуславливая различную пластичность глин, а тем самым способность к трещинообразованию, определяет их экранирующие свойства. По уменьшению своей пластичности глины различного минералогического состава, при прочих равных условиях, располагаются в следующей последовательности: монтморинлонитовые, смешаннослойные монтморинлонит-гидрослюдистые, гидрослюдистые, хлоритовые и каолинитовые.

Исследования показали, что по литологическому составу флюидоупорные глины палеозойских отложений территории Татарстана подразделяются на три типа: каолинитовые, смешанные, гидрослюдистые.

Глины эйфельского яруса и воробьевского горизонта характеризуются минералогическим составом каолинита с примесью гидрослюды. Для минералогического состава глин ардатовской, пашийско-тиманской и тульской покрышек характерны гидрослюда и каолинит, верейского горизонта – гидрослюда. Получается, что по минералогическому составу глин основные флюидоупоры – тиманско-саргаевский, тульско-окский и верейский, близки.

В этой связи для конкретных непроницаемых пород территории Татарстана решающими факторами остаются мощность и однородность.

Исследованиями Т.Т. Клубовой (1973) доказано, что в образовании породпокрышек девонского возраста совместно с терригенными минералами участвует органическое вещество, способствующее качественному повышению их экранирующих свойств.

Органическое вещество играло роль своеобразного цемента, сцепляющего глинистые частицы .

По мнению исследователей, одним из важных показателей качества глинистых покрышек является физико-химический состав глин: комплекс поглощенных катионов и емкость поглощения.

С ними причинно связаны пластичность, набухаемость, пористость, проницаемость и другие свойства глин. Особенностью глинистых минералов является дисперсность, с чем связаны высокие сорбционные свойства глин, их способность поглощать те или иные катионы. Чем выше дисперсность, емкость поглощения глины, тем более она способна к набуханию, и тем менее - проницаема. При насыщении их натрием, калием глины обладают большей пластичностью, чем обогащенные магнием и кальцием.

Пластичность их, соответственно, уменьшается при насыщении катионов по данному ряду. Как правило, в глинах содержится смешанный по составу комплекс поглощенных катионов и в зависимости от количественного соотношения их в породах пластичность изменяется. С возрастанием суммарной емкости поглощения пластичность глин увеличивается (Прозорович, 1972).

Нами проводились исследования состава поглощенного комплекса основных флюидоупоров региона и их емкость поглощения. Анализы выполнялись в институте геологии Коми филиала Академии наук СССР. Получены данные по трем скважинам для флюидоупоров тиманско-саргаевского возраста, двадцати двум скважинам тульскоокского и шести скважинам верейского. Поглощенный комплекс глин исследовался как над нефтенасыщенными пластами, так и над водонасыщенными.

А ЧЕМ ОТЛИЧАЮТСЯ ГЛИНЫ НАД НЕФТЕНАСЫЩЕННЫМИ ПЛАСТАМИ ОТ

ГЛИН НАД ВОДОНОСНЫМИ????

Результаты исследования показали, что поглощение в среднем меняется от 12 до 30 мг-экв. на 100 г породы. Его значения почти не зависят от возраста непроницаемого слоя и приблизительно на одном уровне фиксируются для различных глубин, несколько увеличивается емкость поглощения в глинах тульско-окского возраста. Однако это увеличение происходит за счет насыщения глин тульского горизонта кальцием и магнием, то есть катионами, присутствие которых не повышает изолирующие свойства покрышек.

Анализ состава поглощенного комплекса показывает, что почти повсеместно и без различия в возрасте в аргиллитах основных покрышек наблюдается преобладание натрия над калием, но суммарная доля катионов кальция и магния преобладает над калием и натрием.

Доля катионов натрия и калия, способствующих увеличению пластичности глин, для различных покрышек и независимо от глубин примерно одинакова и в общей сумме невелика. В общем процентном содержании катионов от их суммы доля натрия не превышает 40%, в некоторых случаях составляет всего 5-7%. Заметим, что в глинах флюидоупоров Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна содержание поглощенного натрия варьирует в пределах 25-65%. Наши исследования показали, что в изучаемых покрышках, развитых на территории Татарстана, калий варьирует в пределах 2-17%, суммарная доля кальция и магния составляет наибольший процент – в среднем достигает 70-80%, то есть изолирующие свойства покрышек по такому показателю, как емкость поглощения аргиллитов, на территории Западной Сибири значительно выше.

Следовательно, физико-химические особенности глинистого материала основных покрышек на территории Татарстана независимо от глубин залегания свидетельствуют, что они обладают одинаковыми способностями к трещинообразованию и с этой стороны характеризуются невысокими изолирующими качествами по сравнению с покрышками Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Проведенный комплексный анализ показал, что все флюидоупоры территории близки по минералогическому составу и физико-химической характеристике, а это позволяет считать основными критериями качества покрышек их мощность и степень однородности, которые оказали доминирующее влияние на условия формирования и сохранности залежей углеводородов.

Исследования Л.М. Абрамовой по влиянию покрышек на характер газонасыщенности залежей показали, что чем выше экранирующие свойства покрышки, тем выше газонасыщенность нефти метаном, этаном, гелием. При некачественных флюидоупорах нефти в первую очередь теряют именно эти компоненты.

Материалы по нефтеносности свидетельствуют, что региональная тиманскосаргаевская покрышка на территории Татарстана является наиболее качественной, так как под ней отмечается наиболее высокая концентрация углеводородов с максимальными газовыми факторами, по качеству ей уступает тульско-окский флюидоупор, верейский уступает тульско-окскому.

Прямая зависимость высоты залежи от мощности покрышки установлена экспериментальными исследованиями В.П. Савченко (1958). Он доказал, что прорыв покрышки происходит при определенном давлении в залежи, создающемся вследствие разницы в удельных весах воды и нефти, заполняющих ловушки. В этой связи каждый малопроницаемый раздел может удержать нефтяную залежь определенного этажа нефтеносности.

В заключение, обобщая различные экспериментальные и научные исследования по определению критического предела мощности флюидоупора, считаем, что на территории Татарстана для малоамплитудных ловушек она может составлять величину около 4-5 м, для высокоамплитудных экран должен иметь мощность не менее 15-20 м.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Губайдуллин А.А., Козина Е.Л., Мороко М.И. Латеральная изменчивость вещественного состава и коллекторских свойств нижнекаменноугольой продуктивной толщи на локальных структурах юго-востока Татарии.// в кн.: Перспективы поисков и разведки нефтяных месторождений. – Казань, изд-во КГУ, 1980. – С. 144-151.

2. Козина Е.А., Хайретдинов Н.Ш. Влияние вещественного состава и структуры карбонатных пород на их коллекторскую характеристику.// Тр. ТатНИПИнефть, - Казань, 1973. – Вып. XXII. – С. 69-74.

3. Козина Е.А. Условия формирования и закономерности размещения карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса нижнего карбона юго-востока Татарии. Автореф.дисс… канд.геол.-мин.наук. – Л., 1978. – 20 С.

4. Габриэлянц Г.А. О зависимости высоты газовых залежей от мощности глинистых покрышек на месторождениях Каракумов.// ДАН СССР, 1970. – т. 191, № 1. – 324 С.

5. Зхус И.Д., Власова Л.В. Некоторые особенности экранирующих свойств глубокопогруженных глинистых толщ.// ДАН СССР. – М., 1977. – т. 237. - № 4. – С. 911-914.

6. Ильченко В.П. Роль непроницаемой толщи верхней юры в формировании и размещении залежей нефти и газа в Афгано-Таджикской впадине и прилегающих районах Туранской плиты.// Геология, геофизика, геодезия. – М.: Недра, 1970. – С. 37-40.

7. Иноземцев Н.М. Влияние мощности покрышек на параметры нефтяных залежей пласта Б 2 нижнего карбона Куйбышевского Поволжья.// Нефтегазовая геология и геофизика. – 1974. - №8. – С. 17-20.

8. Исследование фильтрации через глинистые породы.// Тр. ВСЕГИНГЕО. М., 1983. – Вып. 152. – 123 С.

9. Клубова Т.Т. О текстурных особенностях пород, определяющих их роль в образовании и сохранении залежей нефти и газа.// Тр. ИГиРГИ. – М., 1973. – Вып. 5. – С. 106-11.

Похожие работы:

«АНАЛИЗ МОЧИ В СОВРЕМЕННОЙ ЛАБОРАТОРИИ. ТЕХНОЛОГИИ И ОСНОВНЫЕ ОШИБКИ МЕТОДЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ Ведущий специалист по продукции Елькина Ирина Михайловна Анализ мочи в ЛПУ Исследование в течение 2 часов Химический Физические Исследование состав мочи...»

«И. В. Яковлев | Материалы по физике | MathUs.ru Магнитное поле. Линии Темы кодификатора ЕГЭ: взаимодействие магнитов, магнитное поле проводника с током. Магнитные свойства вещества известны людям давно. Магниты получили своё название от античного города Магнесия: в его окрестностях был...»

« “НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИИ КАТАЛИЗАТОРОВ” V РОССИЙСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ “ПРОБЛЕМЫ ДЕЗА...» сигнал как источник информации о качественном и коли...» БЕСОВ, А. А. ГОНЧАР, М. И. ДЬЯЧЕНКО, Б. С. КАШИН, С. М. НИКОЛЬСКИЙ, М. К. ПОТ...» биотехнологии лесного комплекса _ ХИМИЯ ЗАДАЧИ И РЕШЕНИЯ Москва В учебном посо...»

КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ - для положительной оценки перспектив новых седиментационных басс. как объектов для проведения поисковых работ на необходимо наличие: 1) в разрезе басс. мощных неме-таморфизованных осад. отл. в диапазоне возраста одной - двух эр, накопившихся при господствующем погружении, что обусловит в общем случае и достаточные размеры басс. по площади; 2) нефтегазопроявлений (отдается предпочтение при прочих равных условиях). При выборе басс. должны также учитываться и экономические условия. При региональных геолого-геофиз. и поисково-разведочных работах в новых р-нах нефтегазоносного басс. (уже с доказанной промышленной нефтегазоносностью в одном или нескольких его р-нах) учитываются следующие признаки: 1. Наличие на поверхности или в разрезе скважин нефтегазопроявлений. 2. Наличие в разрезе возможных материнских отл. 3. Наличие в разрезе ожидаемых нефтеносных отл. п. - коллекторов и ловушек разл. типа для залежей нефти и газа. 4. Наличие благоприятных гидрогеол. условий для нефтегазонакоп. и сохранности залежей нефти и газа.

Геологический словарь: в 2-х томах. - М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .

Смотреть что такое "КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ" в других словарях:

Показатели, характеризующие условия образования нефтяных вод и углеводородов, формирования и существования в недрах нефтяных и газовых залежей в течение всей геол. истории развития нефтегазоносного басс. К. н. г. определяются характером… … Геологическая энциклопедия

Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …

- (р. 2.1.1932, с. Параткуль, ныне Далматовского района Курганской области), советский геолог, член корреспондент АН СССР (1976). Член КПСС с 1966. Окончил Свердловский горный институт (1954). С 1971 директор Западно Сибирского научно… … Большая советская энциклопедия

I Нестеров Анатолий Иннокентьевич [р. 27.10(8.11).1895, с. Чистоостровское, ныне Красноярского края], советский терапевт, академик (1950) и вице президент (1953 57) АМН СССР, заслуженный деятель науки РСФСР (1946), Герой Социалистического … Большая советская энциклопедия

Математика Научные исследования в области математики начали проводиться в России с 18 в., когда членами Петербургской АН стали Л. Эйлер, Д. Бернулли и другие западноевропейские учёные. По замыслу Петра I академики иностранцы… … Большая советская энциклопедия

Исключительно важна роль подземных вод на всех этапах образования нефти и газа, их миграции, формировании и сохранения их залежей, что определяет возможность использования гидрогеологических критериев при прогнозировании нефтегазоносности недр. Гидрогеологические нефтегазопоискоаые показатели весьма разнообразны, и особенности их использования на разных этапах геологоразведочного процесса могут существенно различаться. Поэтому изучение гидрогеологических критериев следует начинать с классификации и выяснения оптимальных (наиболее благоприятных) их комплексов, методики использования показателей при поисках месторождений нефти и газа.

В настоящее время существует большое число разнообразных схем классификаций гидрогеологических показателей. Наиболее полные сводки исследований, посвященных вопросам изучения гидрогеологических показателен нефтегазоносности. Разработка классификационных схем гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности идет по трем направлениям: первое ¾ все показатели разделяют на прямые и косвенные, при этом принимают, что прямые однозначно указывают па наличие залежей нефти и газа, а косвенные характеризуют благоприятные условия для сохранения этих залежей; второе - показатели группируют по классам изучаемых информационных объектов, например, различают показатели общегидрогеологические, палеогидрогеологические, гидрохимические, газовые, геотермические и др.; третье - предусматривают выделение специфических показателей для определения наличия нефти и газа, условий формирования, сохранения залежей, условий наличия ловушек и др.

Большинство исследователей справедливо считает, что для всех гидрогеологических бассейнов не существует универсальных гидрогеологических показателей. Бассейны, различаясь по особенностям геологического строения, характеризуются и своим набором гидрогеологических показателей. Результаты многолетних исследований в различных бассейнах и анализ существующих классификаций позволяют определить следующую совокупность гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности: общегидрогеологические и палеогидрогеологические, гидродинамические, гидрохимические (сюда включаются ВРОВ и газы), геотермические и микробиологические.

Обычно при оценке перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным различают региональную, зональную и локальную оценки перспектив нефтегазоносности недр. В процессе региональной оценки рассматриваются гидрогеологические условия нефтегазоносных бассейнов или их частей, а при зональной - отдельных территорий или зон внутри бассейна. Главная задача гидрогеологических исследований при локальной оценке нефтегазоносности заключается в получении информации, которая прямо или косвенно указывала бы па наличие или отсутствие залежей нефти и газа в пределах рекомендуемой для разбуривания локальной площади (объекта).

До сих пор при прогнозировании не всегда используют всю совокупность гидрогеологических показателей, что приводит к снижению эффективности их использования в нефтегазопоисковой практике. Кроме того, степень применимости тех или иных показателей в различных гидрогеохимических обстановках и районах различна. Даже в пределах одного бассейна, но в разных гидрогеохимических обстановках информативность одних и тех же гидрогеохимическигс показателей различна. В связи с этим и методика оценки перспектив нефтегазоносности по результатам глубинного гидрогеологического опробования водоносных горизонтов в конкретных гидрогеохимических обстановках имеет свои особенности. Поэтому региональная, зональная и локальная оценка перспектив нефтегазоносности должна по возможности осуществляться комплексно с использованием всех имеющихся показателей.

Общие гидрогеологические показатели

В группу общегидрогеологических показателей обычно включают следующие характеристики: тип бассейна (или его части), его размеры и объем осадочных пород; особенности водоносных комплексов, их выдержанность и коллекторские свойства; надежность региональных водоупоров; характер распределения по площади и разрезу гидрохимических, газовых и температурных параметров; положение региона или локального участка в пределах бассейна и др.

Перспективы нефтегазоносности бассейнов возрастают с увеличением площади бассейна и объема слагающих бассейн осадочных толщ. Необходимое условие нефтеносности бассейна ¾ достаточная глубина (более 1-2 км) погружения осадочных пород. В зависимости от типа ОВ и возраста пород, температурных условий эта глубина может варьировать. Минимальная граница погружения пород для образования промышленных газовых месторождений снижается - в среднем 300 - 800 м и даже меньше. Гидрогеологические бассейны небольших размеров (1-5 тыс. км 2 и менее), если даже они и заполнены мощной осадочной толщей, характеризуются меньшими перспективами нефтегазоносности, так как в них обычно недостаточна по размерам «нефтегазосборная площадь» и облегчены условия для разрушения УВ инфильтрационными водами.

Важным критерием нефтегазоносности бассейнов или их частей является присутствие водоупоров. Длительная сохранность нефтегазовых залежей обеспечивается наличием региональных водоупоров значительной мощности. Такими водоупорами служат мощные толщи соленосных, гипсоангидритовых, глинистых, глинисто-карбонатных и других изолирующих пород.

Анализ особенностей распределения гидрохимических, газовых и температурных параметров подземных вод позволяет в ряде случаев наметить в разрезе и по площади осадочных бассейнов зоны, благоприятные для сохранения залежей нефти и газа. Например, в направлении возрастания минерализации и содержания микрокомпонентов (брома, йода, бора, алюминия и др.), увеличения общей газонасыщенности вод, упругости газов, степени прогретости недр и т. д. нарастают перспективы нефтегазоносности. Характер распределения гидрогеологических показателей по площади развития водоносных комплексов позволяет проследить, насколько далеко от обрамления бассейнов распространяются области, промытые инфильтрационными водами, с неблагоприятными условиями для сохранности залежей нефти и газа. Здесь рассмотрены только главные общие гидрогеологические показатели перспектив нефтегазоносности, на самом деле их перечень этим не исчерпывается.

Палеогидрогеологические исследования

Основные задачи палеогидрогеологии заключаются в выяснении гидрогеологической обстановки минувших геологических эпох с целью определения влияния подземной гидросферы на процессы образования и миграции нефти и газа, формирования, сохранения и разрушения их залежей.

Формирование и сохранение залежей нефти и газа связаны главным образом с водами седиментационного генезиса, т. е. элизионный водообмен рассматривается как благоприятный показатель нефтегазоносности недр. С инфильтрационным водообменом связываются основные гидрогеологические процессы, приводящие к разрушению скоплений нефти и газа. Поэтому сравнительная оценка интенсивности и времени проявления элизионного и инфильтрационного водообмена в гидрогеологической истории бассейна или водоносного комплекса позволяет получить ценные данные при оценке перспектив нефтегазоности. В результате изучения палеотемпературных условий на различных этапах гидрогеологической истории бассейна или отдельного водоносного комплекса могут быть намечены области повышенной температуры, которая способствовала наиболее полному превращению ОВ и направлении образования УВ, а также определена продолжительность «прогрева:».

Гидродинамические показатели

К собственно гидродинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена и гидрогеологическая закрытость недр, соотношение пьезометрических уклонов и падения горизонтов, скорость движения подземных под, очаги разгрузки под (пьезоминимумы) и др.

Выше отмечалось, что в вертикальном разрезе нефтегазоносното бассейна выделяют три гидродинамические зоны: активного, затрудненного водообмена и застойного водного режима. В зоне свободного водообмена, как правило, не встречаются промышленные залежи нефти и газа, зато широко представлены твердые нафтиды, а иногда и жидкие окисленные нефти. Основные ресурсы нефти и газа связаны с зоной застойного водного режима и в незначительной степени с зоной за трудней ной циркуляции подземных под.

Важный показатель при изучении нефтегазоносности недр - данные о гидродинамических аномалиях, которые выражаются в локальных понижениях и повышениях напоров подземных вод - в пьезоминимумах и пьезомаксимумах. К пьезометрическим минимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод часто приурочены области локализации нефти и газа. Разделяют все пьезоминимумы на переточные, преградные и фронтальные. Особое место при поисках залежей приобретают пьезоминимумы переточного типа. Роль пьезоминимумов и формировании скоплений УВ и их поисковое значение установлены в ряде нефтегазоносных бассейнов, показана связь размещения залежей нефти и газа с глубинными гидродинамическими аномалиями, с которыми также совпадают гидрохимические и геотермические аномалии.

Гидрохимические показатели

Большинство показателей солевого состава вод характеризует геохимическую среду пластовой системы, степень гидрогеологической закрытости недр, возможность протекания тех или иных химических и биохимических процессов. В разное время и качестве показателей солевого состава вод выдвигались самые разнообразные химические компоненты вод и различные коэффициенты, устанавливаемые из их соотношений. В последующем многие из этих показателей были отвергнуты как недостаточно обоснованные. В настоящее время для нефтегазопоисковых целей используют следующие показатели соленого состава вод: тип вод и характер общей минерализации, коэффициенты метаморфизации вод, сульфатность, содержание микроэлементов {аммонии, йода, брома, бора и др.), редких и рассеянных элементов (стронции, ванадия, никеля, меди, молибдена и др.).

Гидрохимические показатели, в первую очередь содержание сульфатов и гидрокарбонатов, для многих разрезов эффективны, нередко связаны с биохимическим и физико-химическим взаимодействием залежей УВ с подземными водами. Эти же показатели мало-аффективны н случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах.

Редкие и рассеянные элементы (ванадий, никель, хром, медь, кобальт, молибден, олово, свинец и др.) для отдельных геолого-гидрогеологических условий могут быть надежными признаками наличия залежей нефти и газа.

Основная часть изучаемых компонентов водорастворенного ОВ связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами углеводородных газов. Вокруг залежей в подземных водах образуются ореолы рассеяния ОВ. Фоновое же содержание ОВ, встречаемою практически во всех водах, образуется в результате превращении веществ, содержащихся в самих подземных водах и извлекаемых последними непосредственно из водовмещающих и водоупорных толщ. Какая-то часть этого ВРОВ могла сохраниться, а седиментационных водах с момента осадконакопления. Для нефтегазопоисковых целей наиболее интересна та часть ОВ, которая является продуктом рассеяния УН залежей в окружающие их воды.

Исследованиями в различных нефтегазоносных районах установлено, что по мере приближении к залежам газа, газоконденсата, легкой нефти содержание С ор, обычно возрастает, главным образом за счет летучих компонентов. Отмечается, такай связь между содержанием С ор нелетучих битумоидных веществ, извлекаемых из вод хлороформом, и нефтегазоносностью.

В подземных водах нефтегазоносных бассейнов преобладают те или иные азотистые соединения. Данные о распределении в подземных водах различных форм азота и величины их соотношений, отражающие незакономерное изменение этих показателей в приконтурных водах залежей УВ, затрудняют использование органического азота как прямого показателя при прогнозе нефтегазоносности; его следует отнести в разряд косвенных показателей. К косвенным показателям принадлежат также органические кислоты - нафтеновые, гуминовые и жирные, так как для окончательных выводов об их применимости в качестве прямых нефтегазопоисковых показателей данных недостаточно.

Повышенное содержание летучих фенолов тяготеет к приконтурным водам залежей парафинистой легкой нефти и газоконденсата; летучие фенолы отсутствуют или содержатся в малых количествах в подах газовых залежей и водах, контактирующих с (залежами тяжелых нефтей). Указанное позволяет считать наличие фенолов в подземных водах признаком нефтяных и газоконденсагных наложен

Газовые показатели

Важное значение при нефтегазспоисковых работах имеют углеводородные газы, которые нередко непосредственно связаны с залежами нефти к газа. Однако и другие газы, присутствующие в залежах в незначительных концентрациях и эмигрирующие из них в воды, могут дать ценную поисковую информацию.

При оценке региональной и локальной нефтегазоноскости обычно применяют следующие показатели газовой группы: общая газонасыщенность и упругость газов подземных вод, коэффициент насыщения воды газом, содержание в водорастворенных газах метана, тяжелых УВ (предельные и непредельные УВ), азота, диоксида углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона;

Перспективы нефтегазоносности бассейнов с подсчетом прогнозных запасов могут определяться, исходя из особенностей газонасыщенности подземных вод. Возможность такой оценки определяется газонасыщенностью, согласно которой прогнозные запасы УВ составляют лишь, часть водорастворенных газов и общем случае пропорциональны их запасам.

Установленные особенности изменения качественных и количественных характеристик газов подземных вод позволяют считать параметры газоносности вод надежными показателями региональной и локальной оценки перспектив нефтегазоносности.

Геотермические критерии

Данные геотермических исследований используют для установления как региональных условий иефтегазообразования и нефтегазонакопления, так и возможной продуктивности локальных структур. В качестве геотермических показателей обычно используют температуру, геотермические ступень и градиент, плотность теплового потока.

Установлено, что зоны максимальной прогретости осадочных пород являются своеобразными «реакторами», в пределах которых нефтегазовый потенциал ОВ осадочных пород реализуется наиболее полно. При диагностике условий и зон нефтеобразования особую важность приобретают вопросы выяснения палеотемпературной обстановки нефтегазоносных пород.

Температура прямым образом влияет на растворимость УВ.

На основе интерпретации геотермических материалов можно устанавливать вероятные области питания, стока и разгрузки водоносных комплексов, что имеет принципиальное значение при оценке перспектив нефтегазоносности.

В ряде случаев намечается зависимость между нефтегазоносностью и геотермическими условиями недр. Так, в различных районах Волго-Уральского мегабассейна на региональном геотемпературном фоне выявляются зоны с аномально высокой напряженностью теплового поля, приуроченные к тектонически ослабленным участкам (Доно-Медведицкий вал, Степновско-Советские, Жигулевские системы дислокаций), с которыми связана региональная нефтегазоносность. Эти зоны, обычно являющиеся областями межпластовой разгрузки пластовых вод и УВ, фиксируются на общем фоне аномалиями повышенной температуры и пониженной геотермической ступени. Указанную зависимость можно учитывать при оценке перспектив нефтегазоносности как крупных территорий, так и локальных площадей.

В сводовых частях локальных структур часто отмечаются температурные максимумы. С температурными аномалиями обычно совпадают газогидрохимические и газодинамические аномалии, свидетельствующие о вертикальной разгрузке подземных вод. Однако не все структуры, в недрах которых выявлены залежи нефти и газа, отмечаются геотермическими максимумами. Ряд продуктивных площадей на региональном геотемпературном поле отмечается фоновой или даже пониженной температурой.

Микробиологические критерии

К микробиологическим показателям нефтегазоносности относятся микроорганизмы, использующие в качестве источников жизнедеятель ности различные УВ. Установлена приуроченность к месторождениям УВ различных видов микроорганизмов, избирательно использующих метан и его гомологи. Наиболее показательны и нефтегазипоисковом отношении бактерии, окисляющие пропан, бутан и частично пентан.

Микроорганизмы разных видов, используемые при поисках нефти и газа, могут служить прямыми, окисляющие газо- и парообразные УВ), косвенными (водородокисляющие) и контрольными (организмы, разрушающие клетчатку, метан- и водород образующие) показателями нефтегазоносности.

Распространение жизнеспособной микрофлоры и. в частности, образующей и окисляющей УВ имеет большую глубину развития, чем это представлялось ранее. Основным фактором, ограничивающим распространение па глубину микрофлоры, является температура. Вместе с тем количество микроорганизмов и их интенсивность развития с глубиной обычно уменьшаются.

Анализ материалов позволяет считать микробиологические показатели (наличие бактерий, окисляющих газообразные и жидкие УВ, сульфатредуцирующих, денитрифицирующих и др.) главным образом косвенными индикаторами нефтегазоносности. Отсутствие микрофлоры в подземных водах в ряде случаев нельзя рассматривать как отрицательный показатель, так как жизнедеятельность микроорганизмов зависит от различных факторов (температуры, рН среды, минерализации и др.). Важное значение микробиологические показатели приобретают при нефтегазопоисковых работах, проводимых по приповерхностным водам.

Оптимальный комплекс гидрогеологических показателей при оценке перспектив нефтегазоносности

Для оценки перспектив нефтегазоносности и разное время было предложено более 100 различных гидрогеологических показателей. Наиболее важные рассмотрены выше. В процессе практической деятельности изучать все показатели не представляется возможным, так как это занимает очень много времени и не обеспечивает экспрессности выдачи необходимой информации при геологоразведочных работах на нефть и газ. Среди гидрогеологических показателей имеются более или менее надежные, информативные во многих районах или только на ограниченных участках.

Одни и те же показатели могут быть использованы и при региональной, и при локальной оценке перспектив нефтегазоносности.

Региональные и зональные показатели. Оценка перспектив нефтегазоносности в пределах осадочного бассейна (или его части) и отдельных территорий (или зон) заключается в выяснении потенциальных возможностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в недрах крупной территории (всего осадочного бассейна или его части) и отдельных районов. Указанные задачи могут решаться на основе изучения отмеченных выше гидрогеологических показателей с использованием других геологических материалов. По результатам изучения палеогидрогеологических показателей и современных гидрогеологических условий представляется возможным определять прогнозные запасы нефти и газа в недрах как всего осадочного бассейна, так и его частей и отдельных зон.

Локальные показатели. Оптимальный комплекс гидрогеологических показателей локальной оценки перспектив нефтегазоносности, как это делают и другие исследователи, рекомендуется подразделять на группу прямых и косвенных показателей. Среди прямых локальных показателей различают показатели ореольного рассеяния компонентов из залежей и показатели биохимического и физико-химического взаимодействия залежей нефти и газа с подземными водами.

В возник­новении и развитии процессов нефте­газообразования и нефтегазонакопле­ния в литосфере большая роль принад­лежит геотермическому фактору.

Между геотермическими условиями каждой области и ее гео­логическим строением и геологической историей существуют тесные взаимо­связи.

Палеогеотермические условия существенно влияли на направ­ленность и течение процесса преоб­разования исходного ОВ, захороняемого в осадках, и на формирование обстановки первичной миграции УВ из нефтегазопродуцирующих отложений в коллекторы.

Глубина активизации процессов образования УВ из ОВ и их первичной миграции при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каж­дого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого бассейна седимен­тации, которые характеризовались раз­ными показателями интенсивности теп­лового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразо­вания и первичной миграции неф­тяных УВ в коллекторы протекали на неодинаковых глубинах. Там, где тепло­вой поток слабый, палеогеотермичес­кие условия менее благоприятны для развития нефтеобразования и первичной миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы.

Также во многих неф­тегазоносных областях геотермические условия являются одними из решающих факторов формирования вертикаль­ной и площадной регио­нальной геоструктурной зональности размещения скоплений УВ, а также из­менений их физических свойств в прост­ранстве и разрезе.

Критерии прогноза сохранности сформировавшихся зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа.

Образовавшиеся в земной коре скопления нефти и газа в ходе развития геологической истории, подвергаются воздействию различных физических, биогеохимических и других фактов видоизменяются и при наступлении определенных геологических и термодинамических условий разрушаются.

Важнейший фактор, определяющий сохранность скоплений нефти и газа,- наличие в разрезе слагающих исследуемую территорию отложений сла­бопроницаемых пород-покрышек.

Положительными критериями для оценки сохранности скоплений нефти и газа являются:

преимущественное развитие нисходя­щих форм тектонических движений;

преобладание элизионных этапов во­дообмена в нефтегазоносных комплек­сах и относительно застойный гидро­геологический режим;

наличие хлор-кальциевых и гидрокарбонатонатриевых вод с высокой минерализацией и минимальным содержанием сульфа­тов;

развитие региональных и локаль­ных ловушек, не раскрывавшихся после образования в них скоплений УВ;

наличие в разрезе практически газонефте-непроницаемых пород-покрышек.

Процесс изучения земных недр с целью выявления месторождений нефти и газа и их подготовки к промышленному освоению услов­но делится на ряд этапов и стадий. Этапы и ста­дии грр различаются по масштабу и характеру объекта изучения, по задачам и видам работ и ожида­емым результатам. Суть стадийности геолого-разведочных работ состоит в том, что начало каждой стадии нахо­дится в зависимости от результатов предыдущей стадии..

В соответствии с задачами региональный этап разделя­ют на две стадии: 1)прогноз нефтегазоносности и 2) оценка зон нефтегазонакопления. Целью региональных геолого-геофизических работ являет­ся изучение основных закономерностей геологического строе­ния слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оцен­ка перспектив их нефтегазоносности и определение первооче­редных районов и литолого-стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ на конкретных объектах.

Поисково-оценочный этап разделяется на три стадии:1) выявле­ния объектов поискового бурения 2) подготов­ка объек­тов к поисковому бурению и 3) поиски и оценка месторождений (залежей). Целью поисково-оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ра­нее открытых месторождениях и оценка их промышленной значимости.

В разведочно-эксплуатационном этапе выделяется стадия разведки и пробной эксплуата­ции. Цель разведочного этапа - изучение характеристик месторождений (залежей), обеспечивающее со­ставление технологической схемы разработки.

Поиски, оценка и разведка могут совмещаться при веде­нии работ на конкретной площади. После открытия одной из залежей поиски могут продолжаться в других продуктивных горизонтах. После введения в эксплуатацию одной из залежей разведочные и даже поисковые работы могут проводиться на других залежах данного месторождения.

Стадийность геологоразведочных работ на НГ.

Этапы и стадии грр на нефть и газ

(Стадии: Объекты изучения:Основные задачи: Итоговая оценка ресурсов)

Региональный этап:

1. Прогноз нГн-ти : Осадочные бассейны и их части: 1. Выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно-фациальных зон, определение характера основных этапов геотектониче­ского развития, тектоническое районирование. 2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов (резер­вуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование. 3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности. 4. Выбор основных направлений и первоочередных объек­тов дальнейших исследований.: Прогнозные ресурсы Д 2 , частично Д 1.

2. Оценка зон нефте-газонакоп-ления : Нефтегазо-перспективные зоны и зоны нефтегазо-накопления: 1. Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами, основ­ных закономерностей распределения свойств пород-коллек­торов и флюидоупоров и изменения их свойств. 2. Выделение наиболее крупных ловушек и уточнение нефтегазогеологического районирования. 3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности 4. Выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ.: Прогнозные ресурсы Д 1 , частично Д 2.

Поисково-оценочный этап

1

2.

3. Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи): 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.: Предварительно оцененные запасы С 2 , частично разведанные C 1

Разведочный этап.

1. Разведка и пробная эксплуата­ция: Промышлен­ные место­рождения (залежи): 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схе­мы разработки мест-й. 3. Перевод запасов категории С 2 в категорию С 1 . : Разведанные запасы C 1 , частично предварительно оцененные С 2 .

42. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ РЕГИОНАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ.

Проведение региональных геолого-геофизических работ регламентируют следующие геологические и экономические требования :

1. Направленность изучения . изучается весь комплекс задач с изучением тект-кой структуры и истории формирования тер-рии.

2. Глубинность изучения. На первой стадии региональных работ изучается земная кора на всю ее мощность опорным бурением. На второй стадии преимущественно изучается осадочный чехол на всю его мощность по сгущенной сети профилей параметрическим и опорным бурением.

3. Сроки работы. Рeгиональные исследования должны проводится в сроки, опережающие развитие поисковых и разведочных работ на 2-3 года, с целью концентрации их на главных направлениях.

4. Ограничение объемов изучения. Рентабельным для региональных работ является ведение их в объемах, составляющих для бурения 10-40% от общего объема и для региональных геофизических работ 15-25% от общего их объема.

5. Комплексность исследований. достигается соединением дистанционных (космических) геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов изучения земли и введением в комплекс новых эффективных видов региональных исследований.

6. Обязательное сочетание системы опорных и облегченных наблюдений. Региональные работы должны включать в себя точечные, пунктирные, профильные и площадные наблюдения.

7. Научное обобщение результатов региональных геолого-геофизических работ и составление плана этих работ на перспективу.

СТАДИИ ВЫЯВЛЕНИЯ СТРУКТУР И ПОДГОТОВКИ СТРУКТУР К БУРЕНИЮ.

Цель геолого-разведочных работ на стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению - выявление и подготовка локальных объектов для ввода их в поисковое бурение.

Основной задачей стадии является создание фонда перс­пективных локальных объектов и оценки их ресурсов для выбора и оп­ределения очередности ввода их в поисковое бурение.

Типовой комплекс работ включает: дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и де­тального уровней; структурно-геологическую съемки; гравиразведку, магниторазведку и электроразведку; сейсморазведку по системе взаимоувязанных профилей; бурение структурных скважин; специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и пря­мым поискам. Основными методами выявления и подготовки объектов яв­ляются структурное бурение и сейсморазведка.

Поисково-оценочный этап

1 Выявление объек­тов поискового бурения : Районы с установленной или возмож­ной нефтегазоносностью: 1. Выявление условий залегания и других геолого-геофизи­ческих свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспектив­ных комплексов.2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ. : Прогнозные локализо­ванные ресурсы Д 1 л.

2. Подготов­ка объек­тов к поисковому бурению: Выявленные ловушки: 1. Детализация выявленных перспективных ловушек, позво­ляющая прогнозировать пространственное положение зале­жей. 2. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготов­ленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в по­исковое бурение. :Перспективные ресурсы С 3.

Анализ фонда структур.

Основной задачей стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению является создание фонда перс­пективных локальных объектов.

Общий фонд структур, учитываемый на начало каждого года, включает:

а) фонд подготовленных структур, еще не введенных в поисковое (параметрическое)бурение (резервный фонд);

б) фонд структур, находящихся в поисковом бу­рении или консервации (исследуемый фонд);

в) фонд струк­тур, выведенных из поискового бурения (освоенный фонд);

г) структуры, выведенные из фон­да по ревизии.

Анализ резервного фонда проводится с целью:

Оценки качества подготовки структур;

Ревизии фонда и отбраковки бесперспективных структур;

Оценки и уточнения перспективных ресурсов;

Определения очередности ввода структур резервного фонда в поисковое бурение.

В результате анализа фонда структур устанавливаются: общие закономерности размещения подготовленных по поисковым на­правлениям и территории; минимальные размеры ловушек; подтверждаемость объектов; обеспеченность заданных приростов запасов и восполняемость введенных в бурение структур фондом подготовленных структур; успешность глубокого поискового бурения на объектах, подготовленных в районах и т.д.

Для анализа фонда структур используются следующие коэффициенты:

Коэффициент обеспеченности структурами Kоб - отношение количе­ства структур резервного фонда Np к количеству вводимых в бурение за год Nвб:

Коэффициент восполняемости структур Kв - отношение количества структур, подготовленных за год (N ) к количеству структур, вводимых в бурение за год Nвб.

Одним из показателей эффективности являются коэффициент подтверждаемости структур глубоким бурением Кподтв , коэффициент успешности поисковых работ на разбу­ренных структурах Кусп. и коэффициент успешности поисковых скважин Кусп.скв

45. СТАДИЯ ПОИСКА И ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ).

Поисково-разведочный этап:

Поиск и оценка месторож­дений (залежей):

Объектами проведения работ: Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи):

Решаемые задачи : 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.:

Результаты: Предварительно оцененные запасы С 2 , частично разведанные C 1

Типовой комплекс работ включает: бурение и испытание поисково-оценочных скважин; детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку; специальные работы и исследования по изучению геологического разреза, положения контуров залежей и элементов ограничения залежи.

Поисково-оценочные работы осуществляются по проектам, в том числе по комплексным проектам (КП), которые составляются и ут­верждаются в соответствии с действующими инструкциями.

По заверше­нии поискового бурения оценивается эффективность и обосновываются пред­ложения по дальнейшему проведению или прекращения работ.

Эффективность работ на поисково-оценочном этапе определяется сле­дующими показателями: - успешностью открытия месторождений; - количеством поисковых скважин;

Продолжительностью поисковых работ на площади;

Отношением запасов категорий C l + С 2 по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие.

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

Различают показатели нефтегазоносности:

• прямые — повышенные концентрации УВ в составе водораство-ренных газов, наличие ОВ, пьезоминимумы (области разгрузки);
• косвенные — повышенное содержание в водах сероводорода, пре-обладание метана в составе растворенного газа, повышенный коэффициент подземного водообмена (Не/Аr), повышенные со-держания 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 мо-лекулярного кислорода, гидрогеологическая закрытость недр на протяжении длительного геологического времени, значи-тельная мощность зон затрудненного водообмена.

Выделяют следующие группы гидрогеологических показателей нефтегазоносности.

1. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности.

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; коэффи-циент газонасыщенности, равный отношению упругости водораст-воренных газов к пластовому давлению, создаваемому водой в водоносном пласте, К г = Р г /Р в. Зная состав водорастворенных газов, по формуле А.Ю. Намиота и М.М. Бондарева можно рассчитать парциальные упругости газов. Наряду с этими показателями исполь-зуют коэффициент метан/этан и метан/пропан+высшее, аргон/азот. В водах нефтегазоносных бассейнов содержится огромное коли-чество водорастворенных газов. Так, по оценке Л.М. Зорькина, В.Н. Корценштейна и др., в водах Прикаспийской впадины содер-жится 980 трлн м 3 водорастворенных газов, в Западно-Сибирском — 1000, в Тимано-Печорском — 280, Азово-Кубанском — 180 трлн м 3 . Газонасыщенность подземных вод изменяется от 2—3 м 3 /м 3 в Западно-Сибирском мегабассейне, 4—5 м 3 /м 3 — Средне-Каспийский, 8 м 3 /м 3 — Азово-Кубанский бассейны.

В пределах Прикаспийской впадины (Астраханский свод) отме-чается высокая газонасыщенность вод, которая колеблется в пре-делах 1101-17 500 м 3 /м 3 . Водорастворенные газы представлены ди-оксидом углерода 24-28%, сероводородом 60-40%, метаном 53-77% с подчиненным количеством азота 0,4-5%. Коэффициент газонасыщенности вод 0,3-0,6.

2. Органо-гидрогеохимические показатели нефтегазоносности.

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, органи-ческая сера и фосфор. Из минерально-гидрогеохимических компо-нентов в водах месторождений присутствуют аммоний, йод, бром, бор, никель, ванадий, ртуть, медь, хром (см. таблицу ниже). Среди гидрохи-мических показателей существенным является коэффициент сульфатности вод.

Распределение микрокомпонентов по разрезу Астраханского свода

Стратиграфический индекс	Интервал залегания, м
Нижний карбон С 1
Средний карбон С 2
Нижняя пермь, кунгур Р 1 к
Средняя юра J 2
Верхняя юра J 3
Верхний мел К 1
Верхний мел К 2
Палеоген Pg

3. Общегидрогеологические показатели нефтегазоносности.

Общегидрогеологические показатели — общая минерализация воды (более 50 г/дм3), т.е. ее химический состав и генетический тип (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый с преобладанием ионов натрия и хлора, коэффициент метаморфизации вод (rNa/rCl < 0,85), хлор-бромный коэффициент (rBr/rCl < 300), изотопный состав вод, застойный режим и преобладание элизионного водообмена над инфильтрационным, длительное прогибание артезианского бассейна и большая мощность осадочного чехла.

Использование масс-спектрометрических методов анализа ста-бильных изотопов водорода и кислорода позволяет наиболее точно определить генетическую природу вод. Наличие пресных и опрес-ненных конденсационных вод, которые связаны с газовыми скопле-ниями УВ (конденсируются из парогазовой смеси при эксплуатации газоконденсатных залежей) свидетельствует о высоких перспективах газоносности. Для таких вод характерны сравнительно низкое содер-жание D и крайне высокое содержание изотопа кислорода О (А.А. Карцев), слабая минерализация 0,5-8 г/дм 3 , низкое содер-жание микрокомпонентов.

4. Гидродинамические и общегидрогеологические показатели нефтегазоносности.

Гидро-динамическая обстановка недр — наличие АВПД и аномально вы-соких температур, низкая скорость движения вод. На формирование АВПД существенное влияние оказывают гидрогеологические условия — гравитационное уплотнение, наличие мощных толщ флюидоупоров (глин и соли), тектонические сжатия и повышенная сей-смичность территории АВПД отмечается в бассейнах с интенсивным прогибанием и мощным осадочным чехлом и в бассейнах складчатых областей и предгорных прогибов. К таким бассейнам относятся Восточно-Предкавказский, Прикаспийский, Южно-Таджикский и Предкарпатский артезианские бассейны. Коэффициент аномаль-ности пластового давления в таких бассейнах составляет 1,5-2,0.

Фиксируемые при бурении подсолевых отложений Прикаспий-ской 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 со-временных. Коэффициенты аномальности пластового давления ко-леблются в пределах 1,5—2,03.

Долговременное существование системы АВПД в подсолевых от-ложениях Прикаспийской впадины, в частности и Астраханского свода, по мнению большинства исследователей, обусловлено герме-тичностью мощной соленосной кунгурской покрышки, высокой закрытостью недр и, вероятно, связано с постоянным подтоком глу-бинных флюидов из недр. Более жесткие термобарические условия отмечаются с возрастанием глубины.

Астраханский карбонатный массив — самостоятельная гидроди-намическая аномалия (Ю.А. Волож). К северу от него выделяется зона с давлениями, достигающими 130 МПа, к югу — зона с давле-ниями, 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 пьезоми-нимумов, где имеют место аномально низкие гидростатические дав-ления (субгидростатические) — Восточная Сибирь.

5. Гидрогеотермические показатели нефтегазоносности.

Гидрогеотермические иссле-дования НГБ позволяют оценить роль подземных вод в формиро-вании 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 углеводо-родов, процессы генерации и аккумуляции УВ и относятся к числу значимых показателей при прогнозе нефтегазоносности недр, вы-боре конструкции скважины, параметров бурового раствора и спо-соба разработки залежей.

Температурный режим контролирует процессы первичной миг-рации нефти, созревание и аккумуляцию ее в залежах, определяет саму возможность существования залежей, а также площадную и вертикальную зональность их размещения.

Тепловой поток, идущий из глубин Земли, воздействует на фи-зико-химические свойства осадочных пород, что объясняется их разной теплопроводностью, и на фазовое состояние заключенных в них флюидов. Теплопроводность флюидов при сходном литологи-ческом 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 по-тока, рассеянии и смешении восходящих тепловых потоков при ла-теральном движении вод из областей инфильтрации к областям разгрузки. Области питания характеризуются низкой напряженностью теплового поля, а области разгрузок подземных вод отличаются по-вышенной напряженностью теплового поля — высокими темпера-турами, геотермическими градиентами и низкими значениями гео-термической ступени, вследствие чего результаты термометрических исследований используются для выяснения динамичности или за-стойности подземных вод.

Передача теплоты в недрах представляет собой сложный процесс распределения тепловой энергии между минеральным скелетом по-роды 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, наи-меньшая — у глины. При изучении термического режима недр Ас-траханского 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 темпера-туру существенное влияние оказывает скорость движения подземных вод. По данным М.М. Миника (1989), над сводами поднятия теп-лового потока больше, чем над крыльями. Чем выше скорость филь-трации, тем больше плотность теплового потока, поэтому над сво-дами структур формируются положительные тепловые и темпера-турные аномалии. Основными параметрами, характеризующими термический режим недр, выступают: геотермический градиент, геотермическая ступень и плотность теплового потока, которые за-висят от термических свойств пород, их состава и водонасыщенности. 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 значе-нием геотермического градиента (2,36 ± 0,46). Распределение глу-бинной теплоты в недрах Прикаспийской впадины неравномерно: наиболее прогреты недра южного обрамления впадины, располо-женные в области сочленения впадины с молодой Центрально-Ев-разийской платформой. Повышенный температурный режим в подсолевой толще южного обрамления впадины обусловлен также бли-зостью хорошо прогретых недр Предкавказья и преобладанием в надсолевой части разреза мощных терригенных теплоэкраниру-ющих 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 про-дуктивных 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 относи-тельные максимумы и минимумы температуры, соответствующие, как правило, крупным структурам, впадинам и поднятиям, выделя-ющимся в подсолевом комплексе. Интенсивность этих аномалий обычно не превышает 15-20 °С, а общая конфигурация соответ-ствует очертаниям структурных элементов, над которыми они выде-ляются. Температурным максимумам в тепловом поле соответствуют Астраханское, Тенгизское, Жанажольское, Каратюбинское, Кенкиякское 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 — Пра-вобережной АСЗ и Девонской структуре, над которыми они выяв-лены. Из этих структур в процессе бурения скважин получены при-токи газоконденсата (скважине Правобережная-1, Девонская-2, Северо-Астраханская-1) и нефти (скважина Володарская-2).

Газоконденсатная залежь Астраханского ГКМ, залегающая в ин-тервале глубин 3880-4100 м, находит отражение по изотерме 114 °С. На отдельных участках залежи зафиксированы температурные мак-симумы 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 (Сеиговский, Айдикский, Ахтубинский соляные купола).

Увеличение температуры отмечается в направлении к склоновым частям Астраханского свода. На Заволжской, Табаковской и Еленовской площадях северо-восточного склона свода температура камен-ноугольных 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- Астраханекая-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 (рисунок ниже).

Графики распределения температуры 1 и геотермического градиента 2 по глубине для разных скважин

а - 623; б - 402; в - 407; г - 85-Д

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 термобарические 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 нефтегазообразования и нефтегазонакопления, поскольку темпера-турные условия оказывают влияние на преобразование ОБ, 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 кар-тировании 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/дм 3 .

6. Пмеогидрогеологтеские показатели нефтегазоносности.

Как известно, химический состав воды определяется условиями их формирования в опреде-ленной природной обстановке. Этими вопросами занимается палеогидрогеология. Палеогидрогеологические исследования позволяют установить обстановку накопления того или иного типа вод и бази-руются на взаимосвязи геологических и гидрогеологических фак-торов и их роли в формировании подземных вод. Взаимосвязь гео-логических и гидрогеологических структур наблюдается в совре-менных условиях и прослеживается в геологическом прошлом. Среди геологических факторов доминирующую роль играют текто-нический и литологический факторы, определяющие пространст-венное распределение бассейнов седиментации, условия осадконакопления, фильтрационно-емкостные параметры пород-коллек-торов.

Литогенетические и тектонические процессы оказывают значи-тельное влияние на гидрогеологические процессы — изменение емкостных и фильтрационных свойств водовмещающих и флюидо-упорных толш, условия миграции. В развитии гидрогеологических процессов важная роль принадлежит цикличности, т.е. выделению циклов — периодов гидрогеологической истории развития водо-носных комплексов. Такие циклы охватывают инфильтрационный и элизионный этапы, тесно связанные с тектоническими процес-сами. Если элизионный этап гидрогеологического развития пре-обладает над инфильтрационным, соответствующие гидрогеологи-ческие бассейны следует рассматривать в качестве перспективных в отношении нефтегазоносности. Изучение палеогидрогеологических условий позволяет проводить палеогидрогеологические рекон-струкции и строить палеотектонические, палеогидродинамические, палеотемпературные карты, разрезы, схемы, с помощью которых можно воспроизводить положение палеопьезометрических напоров, значения палеотемператур и др.