Кафедра общей и прикладной геофизики
Реферат по гидрогеологии на тему:
Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа
Выполнил:
студент группы 3152
Ионов Александр
Проверил:
Джамалов Р. Г.
Дубна, 2004
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
Подземные воды нефтегазоносных бассейнов различаются по условиям происхождения, залегания и движения. Весьма часто генезис подземных вод определяет их условия залегания, а условия залегания
(морфология скопления вод) определяют их условия движения. Однако не менее часто условия происхождения, залегания и движения вод не зависят друг от друга.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ
Наиболее крупная гидрогеологическая структура — гидрогеологический бассейн — скопление подземных вод, приуроченное к крупным тектоническим элементам земной коры. И. К. Зайцев (1974 г.)
гидрогеологические бассейны разделил на два класса: артезианские структуры и гидрогеологические массивы. Среди артезианских структур им выделены: 1) артезианские бассейны (различного рода впадины),
2) артезианские своды (антеклизы и своды), 3) адартезианские бассейны (близки к артезианским, но отличаются от них широким распространением пластово-трещинных и трещинно-жильных вод), 4)
вулканогенные суббассейны (скопление преимущественно покрово-порово-трещинных вод). Среди гидрогеологических массивов выделены: 1) адмассипы, сложенные метаморфизованными осадочными и
вулканогенными породами, и 2) вулканогенные супермассивы, образованные мощными толщами лав и их туфов, наложенных на другие гидрогеологические структуры (покрово-трещинно-поровые воды).
Крупным недостатком указанной схемы является отнесение к арте-зианским всех бассейнов подземных вод, приуроченных к осадочным отложениям различного рода впадин, без учета особенностей их
гидродинамики и генезиса подземных вод. Это заставило нефтяников-гидрогеологов искать новые подходы к решению вопросов гидрогеологической систематики.
В нефтяной геологии в качестве основных единиц нефтегеологического районирования приняты нефтегазоносный бассейн и нефтегазоносные провинция, область. При выделении нефтегазоносных бассейнов
основными являются условия генерации УВ, а при выделении провинций и областей — единство условий нефтегазонакопления. Однако и в том и другом случае ведущий фактор при нефтегазогеологическом
районировании — тектонический. Выделение нефтегазоносных бассейнов и нефтегазоносных провинций — это два различных, но не исключающих друг друга принципа нефтегеологического районирования. Выбор
одного из этих принципов определяется конкретными задачами той или иной работы. При гидрогеологической систематизации «бассейновый» принцип предпочтителен, так как бассейны пластовых вод и
нефтегазоносные бассейны приурочены к одним и тем же крупным, длительно развивающимся отрицательным элементам тектонических структур, заполненных осадоч-ными породами. Н. Б. Вассоевич (1970 г.)
нефтегазоносный бассейн назвал нефтегазоносным осадочным бассейном, и это понятие было более узким, чем понятие «осадочно-породный бассейн», так как не всякий осадочно-породный бассейн может быть
нефтегазоносным.
М.И. Суббота, А.Ф. Романюк и Я.А. Ходжакулиев выделили четыре типа гидрогеологических бассейнов: 1) осадочно-породные депрессионные (бассейны артезианские и нефтегазоносные), 2) осадочно-породные
горно-складчатые, 3) глыбово-массивные (гидрогеологические структуры щитов) и 4) океанические. Гидрогеологические бассейны имеют разную площадь: от нескольких тысяч до нескольких миллионов
квадратных километров. Естественно, гидрогеологическая характеристика и условия нефтегазоносности разных по размерам бассейнов не одинаковы. По площади бассейны подразделяются на следующие группы
(млн. км2):1– гигантские (>1), 2– крупные (0,3–1), 3–средние (0.05-0,3), 4– мелкие (<0,05).
В рассмотренных классификациях гидрогеологических структур в качестве классификационного признака взята морфология скопления вод. Однако при разработке гидрогеологической таксономии следует учесть
и другие важные характеристики гидрогеологических структур: морфологию скопления вод, т. е. форму их нахождения в литосфере, условия движения подземных под (гидродинамические условия или природа
энергетического потенциала) и генетическую природу подземных вод.
При всем многообразии геологических форм нахождения подземных вод в литосфере гидрогеологические бассейны по условиям залегания (морфологии скопления вол) в принципе можно разделить на два основных
типа: бассейны пластовых под и гидрогеологические массивы трещинных и жильно-трещинных вод.
Бассейны трещинных и жильно-трещинных вод располагаются и пределах кристаллических щитов и горно-складчатых областей. Трещинная водоносность наблюдается и в кристаллическом фундаменте бассейнов
пластовых вод, особенно в древней коре выветривания фундамента. В покровных отложениях щитов нередко развиты порово-пластовые воды. Залежи нефти и газа ассоциируются с бассейнами пластовых вол,
поэтому на характеристике последних остановимся более подробно. Правда, встречаются залежи УВ и в фундаменте таких бассейнов, в его верхней трещиноватой части, однако генетически они едины с
пластовыми залежами.
Пол бассейном пластовых вод понимается скопление вод, приуроченное преимущественно к осадочным породам, заполняющим отрицательные тектонические элементы земной коры (синеклизы, впадины, прогибы).
Бассейн пластовых вод состоит из проницаемых водоносных пластов, объединяемых в горизонты, комплексы и этажи с напорными водами, разделенных водоупорами. В верхней части разреза бассейн пластовых
вод венчается суббассейном безнапорных грунтовых вод. Ложем бассейна служат породы фундамента. Трещинные подземные воды, приуроченные к верхней трещиноватой части фундамента, по генетической
природе близки к контактирующим с ними пластовым водам.
В нефтегазовой гидрогеологии широко используется термин «природная водонапорная система». При всех терминологических различиях под природной водонапорной системой подразумевается водоносный пласт
или совокупность водоносных (гидрогеологических) горизонтов или комплексов, содержащих напорные воды и приуроченных к определенным геологическим структурам. Так, природная водонапорная система
может быть содержанием отдельного бассейна пластовых вод или системы бассейнов крупного сегмента земной коры. Например, водонапорная система Прикаспийской впадины или водонапорная система
Восточно-Европейской платформы. В том и другом случае подразумеваются совокупности напорных горизонтов или комплексов подземных вод определенных тектонических элементов земной коры. Водонапорная
система может характеризовать и стратиграфический интервал разреза. Например, водонапорная система мезозойско-кайнозойских отложений Прикаспийской впадины. Таким образом, природная водонапорная
система может иметь разный объем — от пласта до серии пластов, а по площади — от гидрогеологического района до бассейна или группы сопряженных бассейнов. Поэтому при использовании термина
«природная водонапорная система» необходима конкретизация объекта.
По условиям формирования гидродинамического потенциала при-родные водонапорные системы существенно различаются. Можно выделить две принципиально различные гидродинамические (геогидродинамические)
системы: безнапорных (грунтовых) и напорных (преимущественно пластовых) вод. По природе энергетического потенциала геогидродинамические системы напорных вод подразделяются на инфильтрационные и
эксфильтрационные.
В инфильтрационных водонапорных системах напор создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод. Природа энергетического потенциала гидростатическая, и соответственно системы этого
типа также называются гидростатическими. Для таких систем пластовое давление р определяется формулой где Н — пьезометрический напор;г — плотность жидкости; g — ускорение силы тяжести.
В эксфильтрационных водонапорных системах напор в водоносных пластах создается за счет фильтрационного удаления жидкости из одних пластов (или их частей) в другие пласты (или их части) без
пополнения запасов из внешних областей питания. Эксфильтрационные водонапорные системы подразделяются на элизионные лито-статические (геостатические), геодинамические и термогидродинамические
(термогидратационные).
В элизионных литостатических водонапорных системах напор создается вследствие выжимания вод из уплотняющихся осадков и пород в коллекторы и частично за счет уплотнения самих коллекторов с
выжиманием вод из одних частей в другие. В результате процесса уплотнения образуется избыточное количество жидкости Qизб. Приращение давления происходит в соответствии с законом , где
?р–приращение давления; в — коэффициент сжимаемости жидкости; V0 — общий объем жидкости в водо-напорной системе.
Следовательно, в элизионной литостатической водонапорной системе .
Наибольшее количество жидкости отжимается из зон максимальной мощности осадков, т. е. из наиболее погруженных частей впадин. Системы эти закрытые: либо сообщения с земной поверхностью совсем нет,
либо напор создается в зонах разгрузки. Вследствие этого в элизионных литостатических системах пластовое давление, как правило, выше условного гидростатического. И это превышение тем больше, чем
больше степень закрытости системы.
В элизионных геодинамических водонапорных системах источником гидростатической энергии является геодинамическое давление; тектоническое сжатие приводит к возникновению высокой пластовой энергии.
Такие системы встречаются преимущественно в областях интенсивной складчатости и повышенной сейсмичности. В складчатых областях и предгорных прогибах пластовое давление часто превышает условное
гидростатическое в 1,8–2 раза.
В элизионных термогидродинамических водонапорных системах природа энергетического потенциала обусловлена высвобождением жидкости в процессе термической дегидратации минералов.
Природные “водонапорные системы гидрогеологических бассейнов различаются и по происхождению подземных вод: инфильтрационные природные водонапорные системы содержат инфильтрационные водные растворы,
литостатические элизионные — седиментогенные (талассогенные) водные растворы преимущественно морского генезиса, в термогидродинамических и геодинамических водонапорных системах значительную роль
начинают играть литогенные и возрожденные водные растворы.
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН КАК ЧАСТЬ БАССЕЙНА ПЛАСТОВЫХ ВОД
В бассейнах пластовых вод наблюдается сложное сочетание различных геогидродинамических систем с генетически разными классами подземных вод. Каждый бассейн пластовых вод венчается
геогидродинамической системой безнапорных (грунтовых) вод. Глубже по разрезу бассейна пластовых вод довольно часто залегают безнапорные пластовые воды (со свободным зеркалом подземных вод).
Наконец, среди напорных вод прослеживается сложное сочетание инфильтрационных и эксфильтрационных водонапорных систем. Вполне допустимо, что даже в пределах одного и того же гидрогеологического
горизонта или комплекса во внутренних частях бассейна развита эксфильтрационная водонапорная система, а в обрамлениях бассейна — инфильтрационная. Вследствие этого не так просто ограничить
водонапорную систему нефтегазоносного бассейна в гидрогеологическом бассейне — бассейне пластовых вод.
И.О. Брод и его последователи считали, что нефтегазоносный бассейн является частью артезианского бассейна. Они исключали из него краевые зоны бассейна и прежде всего области инфильтрационного
питания и прилегающие зоны «активного водообмена», где условия для сохранения УВ неблагоприятны. Интуитивно чувствуя исключительную роль подземных вод в онтогенезе нефти и газа, И.О. Брод тем не
менее не смог определить водонапорную систему нефтегазоносного бассейна — к тому времени сведений о природных водонапорных системах было явно недостаточно для решения этого сложного вопроса.
Недостатком информации можно объяснить и появление впоследствии внутренне противоречивого понятия «нефтегазоносный артезианский бассейн». В классическом понимании артезианский бассейн представляет
собой комплекс водоносных пластов, слагающих различного рода прогибы (впадины, синеклизы и т.д.) с внешней областью питания. Для таких бассейнов характерны воды инфильтрационного генезиса, а
природа гидродинамического потенциала — гидростатическая. По мере разбуривания нижних этажей нефтегазоносных бассейнов все чаще стали вскрывать эксфильтрационные водонапорные системы с иными
природой гидродинамического потенциала и генезисом подземных вод (литостатические, геодинамические и термогидратационные элизионные водонапорные системы). Ряд гидрогеологов такие водонапорные
системы стали относить также к артезианским бассейнам, тем самым существенно расширив понятие «артезианский бассейн».
Так как и бассейны пластовых вод и нефтегазоносные бассейны приурочены к осадочно-породным бассейнам, последние являются для них родовым понятием. Для нефтегазоносного бассейна основной
характеристикой служит онтогенез нефти и газа — генерация УВ, формирование и консервация их залежей. Практически все осадочные толщи содержат рассеянное ОВ, которое в благоприятных условиях
генерирует УВ. Эти благоприятные условия сохраняются там, где осадочные породы хорошо изолированы от воздействия поверхностных факторов, иначе говоря, в зоне распространения эксфильтрационных
водонапорных систем. Очевидно, формирующийся осадочно-породный бассейн будет полностью соответствовать нефтегазоносному с эксфильтрационной водонапорной системой. Если процесс осадконакопления
прерван и осадочно-породный бассейн выведен на дневную поверхность, то в краевых его частях и в покровных отложениях начнут формироваться инфильтрационные водонапорные системы, которые
неблагоприятны для онтогенеза нефти и газа. Следовательно, границами нефтегазоносного бассейна следует считать границу между эксфильтрационными и инфильтрационными режимами в пределах водонапорных
систем бассейна.
Однако в последнее время получены данные, что и к водонапорным системам с инфильтрационным режимом могут быть приурочены залежи УВ. что позволяет расширить объем нефтегазоносных бассейнов в
пределах пластовых водонапорных систем.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТАДИЙНОСТЬ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
Бассейн пластовых вод с эксфильтрационной водонапорной системой первоначально начинает развиваться в пределах бассейна седиментации. Па этом этапе границы бассейна пластовых вод с эксфильтрационной
водонапорной системой и нефтегазоносного бассейна. совпадают. Н эпохи перерывов в осадконакоплении при наступлении континентального режима в краевых частях и в верхних горизонтах осадочно-породного
бассейна начинает формироваться инфильтрационная водонапорная система. В небольших по площади и маломощных осадочно-породных бассейнах инфильтрационный режим достаточно быстро распространяется на
всю площадь и глубину бассейна пластовых вод, в крупных бассейнах эксфильтрационный режим сохраняется длительное время.
Глубина и скорость проникновения инфильтрационных вод в недра осадочно-породного бассейна определяются фациальными особенностями пластов-коллекторов, гипсометрическим положением областей
инфильтрационного питания, степенью тектонической нарушенности слагающих бассейн пород и другими геологическими условиями. Глубоким разведочным бурением во внутренних частях почти всех
нефтегазоносных бассейнов Российской Федерации установлены древние седиментогенные воды с той или иной долей литогенных вод, а сами водонапорные системы находятся на эксфильтрационных этапах
развития. Глобальная направлен-ность развития гидрогеологических структур осадочных бассейнов от эксфильтрационных к инфильтрационным системам неизбежна для любых тектонических элементов земной
коры. Различна лишь интенсивность процесса: чем крупнее и глубже осадочный бассейн, тем длительнее процесс перестройки его водонапорной системы.
В направленном развитии водонапорной системы нефтегазоносного бассейна выделяют три этапа.
Первый этап — зарождение гидрогеологической структуры. Огромное геохимическое разнообразие глубинных подземных вод в осадочных породах закладывается в бассейне осадконакопления на стадии
седиментогенеза, а их дальнейший облик определяется особенностями литогенеза пород. Так, воды, захороняемые вместе с осадками в пресноводных бассейнах, как правило, характеризуются невысокой
минерализацией. Наоборот, для солеродных бассейнов характерны высокоминерализованные растворы. Взаимосвязь между особенностями геохимического облика глубинных подземных вод и пород в процессе
литогенеза прослеживается во всех литогенетических зонах. Поэтому продуктом литогенеза являются не только нефть и газ, но и глубинные подземные воды. На стадии седиментогенеза еще в донных илах
начинается преобразование седиментационных вод, илов, ОВ и эмиграция продуктов их преобразования.
Второй этап — дифференциация твердой и жидкой фаз, миграция флюидов и формирование залежей УВ. Если в донных илах содержание воды достигает 90%, то в метаморфических сланцах оно снижается до 1%.
Следовательно, процессы литогенеза связаны пре-имущественно с удалением флюидной фазы — воды, нефти и газа. Поистине доминантой литогенеза является дифференциация жидкой и твердой фаз. В процессе
этой дифференциации твердая (породы) и флюидная (вода, нефть, газ) фазы постоянно изменяются, воздействуя друг на друга.
Второй этап распадается на три подэтапа. На первом подэтапе происходит эмиграция седиментационных вод (на стадии диагенеза в интервале глубин до 600–800 м осадок теряет до 75% воды) и генерация
биогенных газов — формируются месторождения биогенных природных газов. Второй подэтап характеризуется «рождением» литогенных, органогенных, возрожденных вод и вод отжатия, генерацией жир-ных газов
и нефтей, формированием преимущественно нефтяных и газоконденсатных месторождений. Второй подэтап приурочен к глуби-нам 1–6 км и температурному интервалу 85 — 125° С. В этих условиях набухающие
глинистые минералы превращаются в ненабухающие, что сопровождается высвобождением воды в объеме 14–15% от общего объема породы. Все это приводит к изменению химического состава глубинных подземных
вод и к инверсии в гидрохимическом разрезе подземной гидросферы. На третьем подэтапе формируются преимущественно литогенные и возрожденные воды, но объем вновь образовавшихся вод незначителен. Из
УВ генерируется преимущественно метан, и формируются метановые месторождения нижней газовой зоны.
Рассмотренные подэтапы дифференциации твердой и жидкой фаз связаны со стадиями литогенеза: первый подэтап приходится на стадии диагенеза, раннего и среднего протокатагенеза, второй — на стадии
позднего протокатагенеза и мезокатагенеза, третий — на стадии позднего мезокатагенеза и апокатагенеза.
Третий этап — инфильтрационное развитие гидрогеологической структуры, переформирование и разрушение залежей УВ.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ ЦЕЛЯХ
МЕТОДЫ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОПРОБОВАНИЯ
При подготовке для гидрогеологического опробования скважина основной объект исследований подземных вод нефтегазоносных районов — должна быть обсажена колонной, интервалы, подлежащие опробованию,
перфорированы. Затем снижением в колонне уровня жидкости, заполняющей се перед перфорацией до устья, вызывают приток пластовых флюидов. Скважина считается подготовленной к исследованиям, если
технические воды призабойной зоны и колонны заменены пластовыми. Для объективной оценки анализа фактического материала необходимо дать характеристику проведенных работ по подготовке скважины к
исследованиям, указать объем откачанной жидкости, изменение плотности, представить сведения о восстановлении уровня воды, указать период нахождения скважины в покое после освоения.
Уровень воды в скважинах замеряют от поверхности земли, плоскости ротора или верха фланца кондуктора. При высоких газовых факторах необходимо привести данные по газонасыщенности вод в связи с
возможным выделением свободной газовой фазы в виде пузырьков.
Плотность пластовых вод входит во многие формулы при гидрогеологических расчетах. Особенно большое значение плотность имеет при расчетах приведенного давления и установлении гидродинамической
составляющей перепада напоров. В практике гидрогеологических работ плотность воды устанавливают в полевых условиях ареометрами, а более точно в лабораторных условиях — пикнометрами. Весьма важно
указать температуру воды, при которой определялась плотность. Приближенно плотность можно определить по минерализации поды.
Отбор глубинных проб воды занимает важное место при гидрогеологическом опробовании. Изучение газонасыщенности подземных вод в пластовых условиях возможно лишь посредством отбора проб специальными
глубинными пробоотборникам. Последние герметично закрываются на нужной глубине в момент отбора проб, т.е. при давлении, близком к пластовому. На дневной поверхности газ выделяется в свободную фазу
и переводится в специальные емкости. Для более глубокой дегазации, особенно при малой газонасыщенности, пробоотборник подогревают. Однако этот способ малоэффективен при высокой концентрации в воде
кислых газов (сероводорода, углекислоты), основная часть которых остается в растворенном состоянии в воде глубинной пробы. Эти недостатки обычного метода отбора глубинных проб устраняют применением
других методик и специальных приборов. В камерах последних определяемый кислый компонент пластовых вод химически связывается насыщенными растворами углекислого кадмия (для сероводорода) и
гидроксидом бария (для углекислого газа).
Наряду с методом отбора глубинных проб, обычно применяемых при высокой газонасыщенности пластовых вод, существуют и другие методы извлечения растворенных газов из слабогазонасыщенных вод. В этих
случаях применяют термодегазаторы различной конструкции.
Отбор проб на химический анализ наиболее целесообразно производить глубинными пробоотборниками либо с устья скважины в условиях интенсивного самоизлива.
Измерения температуры в скважинах чаще всего проводят ртутными максимальными термометрами, выдерживаемыми 30 мин. Реже применяют электрические термометры. Однако довольно часто абсолютные величины
температур, замеренные электрическими термометрами в большом диапазоне глубин (2–5 км), заметно расходятся с результатами замеров ртутными максимальными термометрами: расхождения в интервале
указанных глубин достигают 10–20° С. Геотермические исследования в скважинах предусматривают достижение в них температурного равновесия между колонной, заполненной водой или глинистым раствором, и
породами заколонного пространства. Такое равновесие устанавливается за 10–20 дней.
Вязкость пластовых вод определяют в лабораторных условиях. Для итого необходимо отобрать специальные глубинные пробы пластовых вод с указанием их температуры, минерализации, пластового давления,
содержания в них растворенных газов и их состава.
МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Обработка фактических материалов по замерам уровни воды в скважине (или напора а случае переливающих скважин) предусматривает построение графика зависимости нарастания уровня от времени. Кривая
восстановлений уровня может иметь крутой четкий перегиб, после чего она становится параллельной оси времени, или медленно выполаживается.. При быстром восстановлен ни статического уровня достаточно
сделать небольшое число замеров, чтобы убедиться в статическом его положении. При медленном установлении уровня время наблюдения увеличивается. Данные об абсолютных отметках статических уровней
подземных под изучаемого района являются основой для построения схем изопьез.
Обработку фактических материалов по газонасыщенности пластовых вод проводят на основе полученных с помощью пробоотборников данных исследования. Пользуясь соответствующими формулами, коэффициентами
и номограммами и других авторов, необходимо пересчитать объем газа на сухое состояние, нормальные условия и на 1 л пластовой поды. Лишь после этого можно оперировать этими данными для сопоставления
газонасыщенности различных проб воды друг с другом и для расчетов упругости растворенных газов.
Наиболее простой способ определения упругости, который может быть применен при низком давлении насыщения (до 5 МПа), основан на законе Генри: , где V — объем газа и 1 л пластовой волы, приведенный
к температуре- 40 С и атмосферному давлению; kp — коэффициент растворимости газа и воде при пластовых условиях; р — упругость растворенного газа. При сложном составе
растворенных газов определяют парциальную упругость каждого из газов, а общую упругость находят как сумму парциальных упругостей.
Если давление насыщения выше предела применимости закона Генри, упругость газа определяют (с учетом температуры и минерализации) на основе графика. При сложном составе растворенных газов следует
пользоваться расчетами упругости, основанными на фазовом равновесии сложных систем. Важный элемент систематизации данных по газонасыщенности подземных вод — составление различных графиков и карт.
При большом количестве данных состав газов наносят на график-треугольник. Для выявления закономерностей в пределах одного гид-рогеологического комплекса строят графики-профили состава газов или
карты состава растворенных газов. Важным параметром пластовых вод является давление насыщения (упругости) газов. Данные по упругости газов обобщаются на графиках, наглядно показывающих соотношение
давления насыщения и гидростатического (пластового) давления. Так же строятся карты упругости газов или карты коэффициента насыщенности (рг — давление насыщения газа, рв —
гидростатическое давление).
Систематизация и обработка результатов изучения химического состава подземных вод имеет целью установить взаимосвязь химического состава воды с литолого-фациальными особенностями водовмещающих
пород, гидродинамическими условиями региона и залежами УВ. Наиболее распространенные способы систематизации и обработки химических анализов воды это построение гидрохимических графиков и
составление гидрохимических профилей и карт. Наибольший интерес представляют карты изменения общей минерализации, а также содержания отдельных компонентов, таких, как хлор, бром, йод, сульфат-ион и
др.
На практике гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов систематизацию, анализ и обработку результатов геотермических наблюдений производят прежде всего по следующим направлениям:
построение графиков изменения температуры с глубиной по исследованным скважинам;
составление геотермических профилей, на которых отображено распределение изотерм на различных глубинах;
составление карт или схем изотерм поверхности различных гори-зонтов;
составление карт изотерм по срезам на различных глубинах;
построение обобщенного графика изменения температуры с глубиной для района в целом.
РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ФОРМИРОВАНИИ И РАЗРУШЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Ведущая роль подземных вод в процессах миграции УВ и формирования их залежей признается большинством исследователей. Еще в первых работах М. Менна (1913 г.), Дж. Ряча (1921, 1923 гг.) и других
исследователей были изложены представления об образовании залежей УВ в результате выделения газов из подземных вод и всплывания капелек нефти. В последнее время изучением гидрогеологических условии
формирования залежей нефти и газа занимались многие исследователи. Наиболее полно изучены вопросы миграции и гидрогеологические условия формирования залежей газа.
УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА В ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУРАХ
Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие советские и зарубежные исследователи. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию
вертикальную и латеральную, или пластовою, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых,
тонкодисперсных пород в прилегающие коллекторы, а под вторичной — перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.
Проблема первичной миграции (эмиграции] УВ из нефтегазоматеринских. преимущественно глинистых толщ, является наиболее сложной в общей проблеме генезиса УВ и формирования скоплений. Многие
исследователи миграцию УВ связывают с подземными водами. Реальность водной формы миграции УВ становится особенно ясной если учесть, что нефть, газ и глубинные подземные воды — неизбежные продукты
литогенеза, общего процесса, при котором происходит дифференциация твердой и жидкой (флюидной) фаз.
Здесь важно иметь в виду два обстоятельства: первое на каждой стадии литогенеза генерируется определенная ассоциация УВ и формируются (рождаются) определенного типа подземные воды; второе в
процессе литогенеза эмиграция нефти, газа и воды протекает синхронно, на что указывает однотипность изменения пористости глин и песчано-алевритовых пород и содержания в них битумойдов с глубиной.
Представляется возможным выделить три крупных этапа диффе-ренциации твердой и жидкой фаз.
Первый этап приурочен к стадии диагенеза и раннего протокатагенеза к интервалу глубин до 1200 1500 м. На этом этапе генерируются биохимические газы, а из осадков удаляются воды, унаследованные от
бассейна седиментации, с глубиной возрастает роль физически и химически связанных вод. Совместно с отжимаемыми водами в водорастворённом состоянии эмигрируют значительные объемы углеводородных
газов Однако благодаря малой газоемкости вод и интенсивной генерации газов возможна их свободная миграция.
Второй этап приходится на интервал позднего протокатагенеэа и мезокатагенеза, когда генерируются жирные газы и нефти и удаляются физически и химически связанные воды. Повышенная и высокая
температура, большое внутрипоровое давление И особые свойства этих вод способствуют выносу боль-ших масс жидких УВ, жирных и сухих газов в виде водных растворов. Кроме истинных растворов важную
роль в эмиграции УВ на этом этапе играют газоконденсатные растворы, эмульсии нефти в воде.
Третий этап дифференциации твердой и жидкой фаз приходится на стадии позднего меэокатагенеза и апо-катагенеза, когда идет генерация сухого метанового газа, а из пород удаляются химические связанные
воды; в составе газов с глубиной возрастает доля углекислоты. Наличие пресных литогенных вод, высоких температуры и давления способствует выносу УВ в виде истинных водных растворов Однако объем
литогенных вод незначителен, и определенная часть газа эмигрирует в свободном состоянии.
Миграции УВ в водорастворенном состоянии. Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения
растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана и дистиллированной поде изменяется от 0,05 м3/м3 при давлении 1
МПа и нулевой температуре до 50,3 м3/м3 при давлении 188,8 МПа и 280° С и до 135.2 м3/м3 при 354° С и том же давлении. Минерализация значительно снижает
растворимость углеводородных газов: при 250°С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6.5 м3/м3.
Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1–5
м3/м3 реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается гаэоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с
глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой
минерализацией. Видно, что с ростом давления раствори-мость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.
Данные о высокой газонасыщенности вод глубоких зон нефтегазоносных бассейнов получены и зарубежными исследователями. Так, газонасыщенность вод в скв. 1 площади Эдна-Делкабр, пробуренной па
побережье Мексиканского залива (США), на глубине 3800 м составила 9,3 м3/м3. При исследовании глубинной пробы воды из нефтеносного горизонта на побережье Мексиканского залива
установлена газонасыщенность под в 27 м3/м3. Наконец, из скважины, пробуренной на глубину 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане (США), получен приток воды с газонасыщенкостью 92,8
м3/м3.
Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются норовые растворы
материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодари высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых
глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления
по сравнению с оттоком норовых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой – к микрораз-рывам горных пород, к образованию
системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.
Наряду с высоким поровым давлением существенное влияние на вынос УВ из материнских толщ оказывают химически и физически связанные воды, переходящие в свободную фазу в процессе литогенеза. Связанная
вода при выходе из поля воздействия поверхностных сил характеризуется повышенными агрессивностью и растворяющей способностью. Структура отжимаемой воды, отличаясь от той, которая была ей
свойственна в связанном состоянии, в то же время отличается от структуры свободной воды. В таком состоянии отжимаемая вода находится при фильтрации по капиллярной (субкапиллярной) системе
уплотняющихся глинистых пород. Для оценки роли снизанной воды в эмиграции УВ рассмотрена растворяющая способность воды в связи с изменением ее полярности. Как известно, в области низкой температуры
(10 — 400С) вода является популярным растворителем с очень высокой диэлектрической постоянной. В области высоких температур полярность воды невелика. Так, при температуре 280 –300° С
диэлектрическая постоянная воды <20.
Снижение полярности воды с ростом температуры способствует растворимости неполярных органических соединений. Поверхностные силы минеральных частиц, как и температура, но еще более интенсивно
снижают полярность связанной воды, тем самым существенно повышают растворимость УВ. Таким образом, поровые воды способны растворять огромные объемы жидких и газообразных УВ и тем самым обеспечивать
их вынос из материнских пород. Так как процессы генерации и эмиграции УВ неразрывны, для жидких компонентов важно совпадение зоны интенсивного нефтеобразования с зоной выхода в свободную фазу
больших объемов химически и физически связанных вод.
Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в
процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ.
С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С
взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение
растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода УВ наступает при более низкой температуре и,
следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.
Миграция нефти в жидкодисперсном состоянии. Проблема миграции нефти в жидкодисперсном состоянии давно привлекала внимание исследователей. Растворимость УВ возрастает с увеличением концентрации
солей органических кислот.
Миграция нефти в виде газовых растворов. Способность сжатых газов растворять жидкие и твердые вещества установлена еще и прошлом столетии. Впервые идею о возможности миграции нефти и однофазном
газовом состоянии в условиях высоких температуры и давления высказал Дж. Рич (1927 г.). Большое значение этих явлений для миграции нефти было показано В. А. Соколовым (1948 г.).
Растворимость нефти в различных газах существенно различается. Растворимость нефти в углекислом газе значительно выше, чем в метане. В реальных геологических условиях возможность эвакуации жидких
УВ из нефтематеринских пород сжатыми газами исследователями оценивается неоднозначно. Некоторые геологи роль сжатых газов в эмиграции нефти считают незначительной. Основные возражения сводятся к
тому, что для выноса нефти генерируемых количеств газа недостаточно и что природные газы преимущественно метановые, т.е. не переводят в газовую фазу высококипящие компоненты нефти при существующих
пластовых температуре и давлении.
В связи с этим следует подчеркнуть масштабность газогенерации. Высокая обогащенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов углеводородными газами позволяет оценивать роль газовых растворов в
качестве главного механизма эмиграции нефти. При этом следует учесть, что в подземных водах растворено менее 10% газа, генерируемого осадочными толщами бассейна. Процессу нефтеобразования
сопутствует генерация жирных газов. Содержание гомологов метана в битуминозных породах, достигает 73% при высокой концентрации углекислоты. Все это позволяет высоко оценивать роль газовых растворов
в эмиграции нефти.
Для понимания особенностей дифференциации твердой и жидкой фаз также следует учитывать возможность растворения воды в газе. Данные показывают, что в недрах глубоких депрессий поровые воды
эмигрируют из глин в газообразном состоянии. Более того, реально допустить, что и в коллекторе глубоких депрессий находится газовая фаза с растворенной водой.
При эмиграции углеводородных газов большое значение имеет диффузия, так как она протекает постоянно при наличии перепада давления или концентрации. А перепады давления (концентрации) газа между
материнской толщей и смежным коллектором могут достигать больших величин. Между тем дальность диффузии в системе материнская порода коллектор невелика. Выполненные расчеты показали, что основная
масса газообразных УВ (65–70%) их глинистых толщ эмигрирует путем диффузии. Механизм этот позволяет понять причину существенного отличия газов, сорбированных ОВ, от газов подземных вод.
При учете всех форм миграции УВ эвакуация нефти и газа из материнских толщ в коллектор представляется в следующем виде. В материнской толще происходит рост внутрипорового давления в связи с
литогенезом — генерацией нефти, газа, высвобождением химически и физически связанной воды, ростом горного давления. Рост внутрипорового давления приводит к гидроразрыву пород. Вначале возникают
мелкие волосяные трещины, которые, сливаясь, образуют более крупные каналы. По этой системе пор, микро- и макротрещин происходит миграция сложных флюидальных систем: истинных, коллоидных, водных
растворов. Следы этой миграции можно наблюдать в естественных обнажениях в виде многочисленных трещин горных пород, залеченных обломками терригенных пород, кальцитом и другими минералами.
Эмиграция флюидальной системы происходит ступенчато. Вначале система перемещается по порам, капиллярам и микротрещинам материнских пород. Основной флюидоноситель — сжатый газ и вода со структурой,
отличающейся от структуры как связанной, так и свободной, гравитационной воды. Это — модифицированная вода с высокой растворяющей способностью, связанной с низкой полярностью и боль-шим
внутрипоровым и внутрикапиллярным давлением. Вторая ступень — миграция по открытым трещинам. При этом давление в системе скачкообразно падает от внутрипорового к давлению в трещине, что
сопровождается нарушением физико-химического равновесия в системе. Третья ступень — миграция по кол лекторским пластам. Давление в системе снижается от давления в трещине до гидростатического.
Происходит дальнейшая дифференциация фаз на нефть, углеводородные газы и пластовую воду.
Рассматривая миграцию УВ по коллекторам, следует подчеркнуть преобладание двух форм миграции: водорастворенной (пассивная миграция) и струйной (активная миграция).
Значение миграции водорастворенных УВ, особенно газов, предопределяется вездесущностью вод и их высокой растворяющей способностью. Для нефтяных УВ водораствореиная миграция в пластах-коллекторах,
вероятно, менее значительна, так как водные растворы УВ в коллекторских пластах находятся в иных термодинамических и физико-химических условиях. Так, УВ, растворенные в модифицированной воде, и
коллекторе выделяются в свободную фазу в связи с потерей водой аномальных свойств и снижением давления от геостатического до гидростатического. Последнее справедливо и для немодифицированной воды.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Гидрогеологические условия формирования залежей УК в значительной степени определяются условиями первичной миграции.
С учетом особенностей эмиграции УВ можно выделить дне обстановки: 1) формирование залежей происходит путем мобилизации УВ пластовых вод водонапорных систем; 2) в коллектор УВ поступают в виде
самостоятельной фазы либо углеводородная фаза образуется в момент внедрения однофазового раствора из материнской породы в коллектор, т. е. формирование залежей происходит в процессе струйной
миграции.
Формирование залежей газа, по-видимому, происходит преимущественно в результате мобилизации водорастворенного газа. В подземной гидросфере растворены гигантские количества природных газов. Без
преувеличения можно сказать, что объем водорастворенных газов гидросферы Земли близок к объему ее атмосферы. Глобальные ресурсы природных газов в подземных водах осадочной оболочки планеты
оцениваются в 1016–1017 м3. Следует подчеркнуть, что суммарное количество водорастворенных газов в подземных водах как для отдельных бассейнов, так и для планеты в
целом на 1–2 порядка больше прогнозных запасов (мировые прогнозные запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей составляют 1015 м3, а разведанные
промышленные запасы 1014 м3). Иначе говоря, количества водорастворенных углеводородных газов более чем достаточно для формирования любых, в том числе и уникальных по запасам,
месторождении горючих газов.
В коллекторские пласты основная масса углеводородных газов поступает в результате диффузии из смежных нефтегазогеперирующих толщ, в виде насыщенных водных растворов, в результате прорыва свободного
газа (струнная миграция). Какие-то объемы газа генерируются в самих коллекторских толщах. Скорость насыщения пластовых вод углеводородными газами зависит от ряда причин: от обогащенности пород ОВ,
интенсивности процессов газогенерации, сохранности газа, минерализации и температуры подземных под, гидростатического давления и т.д. По достижении предела насыщенности вод газ начнет выделяться в
свободную фазу. Тот газ, который поступает в коллектор в виде струн свободного газа, в дальнейшем мигрирует по коллектору до ближайшей ловушки в форме свободных струнных потоков.
Однако и при постоянном газовом факторе пластовые воды могут оказаться предельно насыщенными, и газ начнет выделяться в свободную фазу. Механизм насыщения может быть обусловлен: восходящим
движением пластовых вод, подъемом территории при эпейрогенических движениях, внедрением пластовых вод в благоприятную температурную зону, снижением регионального базиса разгрузки, ростом
минерализации вод.
Из множества факторов формирования залежей газа, очевидно, ведущим является тектонический режим регионов, определяющий в итоге термодинамические условия подземных вод. Тектонический режим
существенно влияет на онтогенез нефти и газа. Так, при отрицательных эпейрогенических движениях в связи с ростом температуры в осадочных породах усиливаются процессы генерации УВ. При подъеме
территории УВ начинают выделяться в свободную фазу и формируют залежи. Эти знакопеременные движения действуют подобно поршню: при опускании территории (рост давления и температуры) усиливаются
процессы генерации УВ, при подъеме территории УВ «вытягиваются» в свободную фазу. И чем интенсивнее менялись частота и амплитуда движений, тем дальше зашли процессы онтогенеза нефти и газа. Уже
наличие залежей свободного газа указывает на то, что эти системы в течение своего геологического развития неоднократно находились в состоянии перенасыщения. Вместе с тем следует подчеркнуть, что
перенасыщенные водонапорные системы мы фиксируем крайне редко. Последнее обусловлено не их отсутствием, а неустойчивостью таких систем. То, что залежи своими корнями уходят и водонапорные системы,
подтверждается законом геохимического тождества природных газов водонапорных систем: геохимическому типу водорастворенных газов соответствует аналогичный тип газов газовых залежей.
В результате положительных эпейрогенических движений, роста горных сооружений и локальных структур пластовое давление может значительно снизиться и вызвать интенсивное выделение растворенных газов
и свободную фазу. Неоген-четвертичное время характеризуется общим усилением тектонической жизни Земли. На это же время приходится почти повсеместное снижение уровня Мирового океана регионального
базису стока подземных вод осадочной оболочки. Все ли привело к резкому изменению термодинамических условий водонапорных систем и выделению значительных объемов газа из пластовых вод.
В предельно гаэонасыщенных водах выделение газа и свободную фазу происходит по всей толще водонасыщеиного коллектора, и нужно воздействие определенных сил, чтобы рассеянные по порам коллектора
пузырьки газа мигрировали под водоупорную кровлю и образовали бы достаточно крупную гомогенную массу, способную к самостоятельной струйной миграции. Всплыванию пузырьков газа по поровому
пространству коллектора препятствуют силы сцеплении и поверхностного натяжения, последнее особенно значительно при переменном сечении пор, что фактически и наблюдается. Ранее предполагалось, что
для преодоления сил сцепления и поверхностного натяжения достаточно гидродинамических сил. Однако существующих гидростатических перепадов вследствие их исчезающе малых значений и узком сечение пор
явно недостаточно. По-видимому, основной механизм гомогенизации УВ — тектонические движения. При тектонических подвижках отдельные поры и микротрещины будут то расшириться, то сжиматься, что
приводит к проталкиванию нефти и газа.
Под влиянием сил всплывания это проталкивание направлено вверх, в результате пузырьки газа накапливаются под покрышкой. При образовании крупного пузыря газа может начаться струйная миграция до
ближайшей ловушки.
Интенсивность тектонических движений исключительно высока: осадочные пласты находятся в постоянном движении, «встряхнваются» в результате проявления эндогенных и экзогенных процессов. Под влиянием
силы тяготения Луны и Солнца земная кора ежедневно то по днимается, то опускается на какую-то величину в зависимости от расстояния до экватора. Грандиозность приливных явлении можно сравнить с современными тектоническими движениями. Благодаря полусуточному
и суточному изменению раскрытости трещин, пор и микротрещин и перераспределению пластового давления возникают периодические колебания дебитов родников и статического уровня в колодцах и скважинах. В
геологическом прошлом приливные явления имели большее значение, так как приливы по амплитуде превышали современные ввиду более близкого расположения Луны и Земли. Не меньшее влияние оказывают океаны
и моря: гигантские волны во время штормов буквально сотрясают осадочные слои. Сила ударов такова, что штормы, а Бискайском заливе отмечаются сейсмическими станциями в Москве. Еще больший эффект
образуется от разрядки эндогенных напряжений — землетрясений, числи которых достигает 100 тыс. в год, а иногда и более.
Не до конца ясен механизм формирования залежей, обогащенных сероводородом. Часть исследователей считает, что сероводород в залежи поступает из пластовых вод. Однако сероводород имеет высокую
растворимость. Трудно допустить, что водонапорные системы когда-либо достигали предельного насыщении по сероводороду. Очевидно, в большей степени правы те исследователи, которые обогащение залежей
сероводородом объясняют окислением УВ сформировавшихся залежей, откуда впоследствии сероводород мигрировал в контурные воды.
Вопросы формирования залежей нефти в результате ее выделения из пластовых вод менее разработаны. Вероятно, для нефти и жирных газов основной механизм эмиграции — газовые растворы и истинные водные
растворы в модифицированной воде. Однако эти растворы, попадая в коллектор, тут же распадаются, и далее нефть (и конденсат) по коллектору мигрирует струйно. Возможно, важную роль в формировании
залежей играет нефть, находящаяся в тонкодисперсном состоянии. С этих позиций определенный интерес представляет оценка дальности миграции жидких УВ при формировании залежей. Исследования
показывают, что величины запасов нефтяных месторождений хороню согласуются с объемами материнских пород в зонах, оконтуренных по мульдам впадин. Расстояния от мелких месторождений до наиболее
удаленных участков, откуда могла мигрировать нефть в залежь, достигают 20 — 25 км: для крупных месторождений эти расстояния составляют обычно 50 –70 км, редко 140 –150 км.
Анализ имеющихся материалов указывает на сопряженность эмиграции, миграции и условий формирования залежей нефти и газа. Это находит подтверждение и в закономерностях изменения химического состава
газов в ряду: газы рассеянного ОВ газы подземных вод газы нефтегазовых скоплений. Сорбированные газы ОВ нефтематеринских пород состоят из метана и его гомологов, причем доля гомологов в источнике
миграции может составлять более 50%. Отме-чается высокая концентрация углекислоты. Для газоматерикскик пород (арконовый тип ОВ) состав сорбированных газов преимущественно метановый, но и в этом
случае содержание гомологов метана значительно. Такую дифференциацию газов между материнской толщей и коллектором обеспечивает диффузия вследствие разной диффузионной проницаемости пород для метана
и его гомологов. Существенно отличаются газы нефтематеринских толщ и от газов газовых залежей. Однако последние идентичны водорастворённым газам, что указывает на их формирование в результате
дегазации вод.
Газы нефтяных и газоконденсатных месторождений значительно отличаются от газов вмещающих водонапорных систем. Вместе с тем нефтяные газы близки по составу газам нефтематеринских пород. Это
указывает на ведущую роль газовых растворов (струйная миграция) в их формировании, так как с газовыми растворами из нефтематеринских толщ эмигрируют как жирные газы, так и жидкая нефть. При
небольшой роли газовых растворен и формировании залежей УВ состав газов контурных вод незначительно отличается от газов залежей. И эти различии тем значительнее, чем большую роль в формировании
залежей играла струйная эмиграция месторождения. По-видимому, большая часть нефтяных залежей сформирована в результате струйного выноса нефти (газовые растворы) из нефтегазогенерирующих толщ или в
виде растворов модифицированной воды.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
И предыдущих разделах была показана исключительно важная 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 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 нефтегазоноспости 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 сово-купность 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 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. км2 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 Сор, обычно возрастает, главным образом за
счет летучих компонентов. Отмечается, такай связь между содержанием Сор 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 за-пасам.
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.