Критерии нефтегазоносности. Распределение микрокомпонентов по разрезу Астраханского свода. Анализ фонда структур

Критерии Гипергликемией считают уровень глюкозы более 6,5 ммоль/л натощак и более 8,9 ммоль/л в любое

Критерии

Критерии Каждый из нас, явно и неявно, так или иначе задается вопросом: «Что заставляет людей вести себя так, как они себя ведут?» Одним из возможных ответов на этот вопрос является рассмотрение поведения как функции тех интерпретаций, которые человек использует по

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

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.

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.

Установлено, что крупные и гигантские зоны нефтегазоносности приурочены к областям палеовпадин или палеосводов, которые характеризуются значительными размерами и устойчивым прогибанием со значительными амплитудами. Максимальные скопления нефти и газа приурочены к частям структур, которые, в соответствующие периоды времени, испытывали максимальные по площади и амплитуде прогибания. Амплитуда прогибания хорошо фиксируется по мощности осадочного чехла. Например на Западно-Сибирской плите за мезозойскую и кайнозойскую эпохи прогиба на территории Томской области накопилось, в среднем, 2500-3500м осадочных пород. Мощность осадочного чехла на континентальной окраине плиты до 7000м.

2. Структурные критерии определяют условия формирования ловушек УВ.

1.1. Благоприятные структурные условия для формирования скоплений УВ структурного типа: структурно-литологического, литолого-стратиграфического и литологического типов.

Образование и сохранность зон нефтегазонакопления зависит от следующих структурно-тектонических факторов:

1.Времени заложения ловушки. В тех случаях, когда миграция УВ происходила до заложения ловушки, то такие ловушки не содержат скоплений УВ, а только следы миграции УВ (рис.1.1 ).

2.Условий сохранности структурной замкнутости ловушки. Если структура в течении геологической истории испытывала структурные изменениям, то такие перестройки могут нарушить замкнутость ловушки (нарушить целостность покрышки) и сформировавшаяся залежь будет разрушена.

3. Палеогеографические критерии.

Благоприятными для формирования скоплений УВ являются прибрежные зоны палеоморей. Поскольку именно в таких палеофациальных условиях возможно накопление значительных по площади и по мощности покровных, хорошо отсортированных, и соответственно, с хорошими ФЕС песчаных пластов-коллекторов или крупных рифовых массивов. Таким образом, важным становится выяснение очертания береговых линий палеоморей, областей палеошельфа. Картирование областей сноса терригенного материала и областей седиментации пород-коллекторов повышенной емкости. Конечным результатом этих исследований являются палеогеографические карты или схемы.

4. Литолого-фациальные критерии.

Литолого-фациальные условия накопления осадков контролируют литологический состав и коллекторских свойств пород. Песчаные тела прибрежно-морского генезиса (рис.1.3 ) и аллювиального (рис.1.4 ) имеют радикально отличающиеся характеристики геометрии тел коллекторов и фильтрационно-емкостные характеристики.

Литолого-фациальные условия обуславливают формирование ловушек, связанных с зонами регионального литологического выклинивания.

Рис.1.3 Прогноз размещения прибрежно-морских фациальных обстановок

5.Геохимические критерии контролируют условия формирования и развития нефтематеринских толщ.

Например, баженовская свита формировалась в условиях теплого тропического внутреннего Западносибирского моря с богатой фито-и зообиотой. Сохранению и переработке сапропелевого осадка способствовала геохимическая среда на дне водоема (рис. 1.5 и1.6 ).

Рис. 1.4 Схема континентальных фациальных условий седиментации Пласта Ю 1 1-2

Рис. 1.5

Рис. 1.6 Основные параметры углефикации (Н.Б. Вассоевич)

6.Палеогидрогеологические критерии определяют условия сохранности залежей УВ, контролируются областями затрудненного флюидообмена, гидрогеологически застойным режимом и отсутствие промытости инфильтрационными водами.

Например, висячие залежи результат активного гидродинамического режима залежи, увеличение давления флюида может привести к полному разрушению скопления УВ, особенно если залежь малоамплитудная (рис.1.7).

Рис.1.7 Висячие залежи