Гидрогазогеохимические критерии нефтегазоносности. Гидродинамические и общегидрогеологические показатели нефтегазоносности. Этапы и стадии грр на нефть и газ

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

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Геологический факультет

Кафедра геофизики

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ:

КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

КАК КРИТЕРИИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

НЕДР НА ТЕРРИТОРИИ ТАТАРСТАНА

ПО КУРСУ «Региональная геофизика»

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

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

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

Методические указания предназначены для студентов геологической специальности ВУЗов.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ: КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

КАК КРИТЕРИИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

НЕДР НА ТЕРРИТОРИИ ТАТАРСТАНА.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пятый нефтегазоносный комплекс выделяется в составе кожимско-алексинских пород.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Органическое вещество играло роль своеобразного цемента, сцепляющего глинистые частицы .

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

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

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

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

А ЧЕМ ОТЛИЧАЮТСЯ ГЛИНЫ НАД НЕФТЕНАСЫЩЕННЫМИ ПЛАСТАМИ ОТ

ГЛИН НАД ВОДОНОСНЫМИ????

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

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

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

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

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

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

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

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

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

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Похожие работы:

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

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

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

Процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью комплекса факторов :

1) определенным режимом тектонических движений;

2) палеогеографическими и литолого-фациальными, в т.ч. геохимическими условиями накопления осадков;

3) геотермодинамическими условиями вмещающей геологической среды во времени и пространстве;

4) гидрогеологическими и палеогидродинамическими условиями района нахождения скоплений нефти и газа в течение отдельных отрезков времени геологической истории;

5) условиями, обеспечивающими сохранность образовавшихся скоплений нефти и газа

Приведенный комплекс факторов определяет основные показатели и критерии прогноза нефтегазоносности недр.

Тектонические показатели

Рассматривая критерии нефтегазоносности, особое внимание уделяется тектоническим условиям, так как они играют важную роль в совокупности факторов, создающих геологическую среду, которая способствует возникновению и развитию процессов формирования скоплений УВ, а также их пространственному размещению в земных недрах. При этом роль тектонического фактора как в современных, так и в палеоусловиях двойственна: с одной стороны тектонический режим создает структуру территории и контролирует размещение УВ в разрезе и по площади, с другой – интенсивность и направленность структуроформирующих движений прямо или опосредованно воздействует на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования ОВ, области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность. Поэтому выявление роли тектоники в прогнозе региона на нефть и газ представляется наиболее целесообразным.

Вместе с тем из-за недостаточной и неравномерной изученности ОПБ для ряда показателей, в том числе и тектонических, пока не определены диапазоны значений, в пределах которых они играют позитивную, а за их пределами – негативную роль. Примером такой неопределенности может служить показатель «неотектонические движения». С одной стороны новейшие неоген-четвертичные (N-Q) движения способствуют увеличению контрастности структур, усиливает процессы миграции и формирования залежей УВ, с другой – приводят к нарушению сплошности пород и интенсивному развитию трещинно-разрывной сети, выводят перспективные горизонты в зону активного дренажа и в конечном счете вызывают переформирование залежей или их полную деструкцию. «Золотая середина» этого показателя не установлена, но и не учитывать вообще его нельзя, так как известно, что активный новейший тектогенез особенно негативно сказывается на условиях сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих на любую перестройку структурного плана.

Качество прогноза возрастает вследствии использования статистически выявленных закономерностей, обеспечивающих количественную оценку перспективно нефтегазоносных объектов. Статистическому анализу подвергаются эмпирически выделенные и теоретически обоснованные фактические данные о геологическом строении объектов подобных исследуемому. При этом достоверность и точность количественной оценки зависит как от числа участвующих в выборке объектов, так и от степени их адекватности. Учитывая, что в природе нет абсолютно тождественных объектов, возникает необходимость выделения параметров, которые независимо друг от друга описывают эти объекты в наиболее обобщенном виде. Принимая во внимание, что тектонике принадлежит ведущая роль в прогнозе нефтегазоносности, в качестве основных, самых важных и универсальных, выделены параметры – «тектонотип» и «масштаб объекта». В классификации НГБ, предложенной В.С.Лазаревым и Я.А.Драновским (ВНИГРИ, 1986), все структуры земной коры разделены на четыре основных тектонотипа: платформы, краевые системы, межгорные впадины и синклинории; в каждом их них выделены подтипы и определена градация тектонических объектов по размеру. При этом субглобальные – региональные тектонические объекты обеспечивают все стадии онтогенеза УВ в недрах, субрегиональные структуры в основном создают условия для миграции, аккумуляции и консервации, а локальные – обеспечивают преимущественно аккумуляцию и консервацию УВ .

Таким образом, разделение нефтегазогеологических объектов по тектонотипам и масштабам, учитывающим особенности их строения и условий онтогенеза УВ, является необходимым требованием в прогнозе.

На региональном уровне прогноза главную роль играют тектонические показатели, обеспечивающие весьма удовлетворительное качество прогноза. Региональный уровень прогнозирования предусматривает прогноз целостных ОПБ или крупных частей очень больших бассейнов. Целью такого прогноза является количественная оценка параметров нефтегазоносности (начальные потенциальные ресурсы – НПР), удельные запасы, плотность запасов), соотношения нефть-газ, этаж нефтегазоносности.

Для регионального прогноза используются критерии и показатели (преимущественно тектонические), значимость которых установлена на материалах промышленных НГБ платформенных и складчатых областей Мира Наиболее важными критериями по методике В.С.Лазарева и Я.А.Драновского (1980, 1986, 1987) являются:

• тектонотип;
• масштаб объекта;
• форма бассейна;
• контрастность бассейна;
• генерационный потенциал.
• «мористость» отложений;
• скорость осадконакопления.

Методика регионального прогнозирования сводится к нескольким последовательным операциям:

1. К выборке исходной информации для критериев и показателей со структурных карт, карт мощностей, геофизических и геологических разрезов и т.д.

2. Оценке критериев и показателей по эмпирическим графикам и таблицам с использованием принципа наислабейшего звена.

3. Анализу истории развития ОПБ с акцентом на ключевые вопросы (история движений, изолированность бассейна, время накопления осадков мощностью свыше 2 км, время образования региональных уклонов свыше 5 м/км и др.).

4. Сравнению и синтезу результатов статистического и исторического анализа.

Форма бассейна и егоконтрастность. Форма бассейна определяет литолого-фациальный характер распределения пород в пространстве и зависит от тектонического режима. Она определяет также условия онтогенеза УВ. Геометрически форма бассейна описывается такими параметрами, как максимальная и средняя мощности осадочного выполнения, отношение максимальной мощности к средней и степень асимметрии. Мощность чехла является наиболее обобщенным показателем тектонического развития бассейна и обусловливает его генерационные возможности. Через соотношение максимальной и средней мощностей раскрывается характер распределения осадков в бассейне. Степень асимметрии определяется соотношением ширины крыльев бассейна. Асимметрия влияет на типы и масштабы миграции УВ. Складчатость непосредственно воздействует не только на формирование структуры, но и в значительной степени определяет ход онтогенеза УВ. Количественным выражением меры интенсивности ее в обобщенном виде является показатель «контрастность». Контрастность – это отношение амплитуды прогибания к ширине крыла структуры. Она характеризует региональные уклоны бортов бассейна и степень их складчатости, величины которых влияют на условия миграции, а иногда на аккумуляцию и консервацию УВ. Очевидно, что по мере увеличения региональных уклонов возрастает трещиноватость пород и, следовательно, проницаемость осадочного чехла, способствующая вертикальному перетоку флюидов и уменьшающая возможности их широкой латеральной миграции. Вместе с тем увеличение крутизны крыльев бассейна ведет к уменьшению емкостного пространства и размеров ловушек, а также сказывается на величине запасов УВ.

Практический аспект оценки формы бассейна и его контрастности сводится к использованию эмпирических кривых, выражающих зависимость между их параметрами и удельными запасами нефти и газа и суммы УВ.

Генерационные возможностии НГБ достаточно информативно раскрываются через показатель « генерационный потенциал » . Этот показатель дает представление о доле объема осадков, вступивших в зоны ГФН и ГФГ. Кроме того, он позволяет косвенно судить о полезной емкости и условиях сохранности залежей УВ. На платформах современному положению зоны ГФН отвечают примерно глубины 2-4, а зоне ГФГ – 4-8 км. Это подтверждается анализом размещения зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности чехла. Причем около половины зон газонакопления располагается в интервале от 4 до 6 км. Подавляющее большинство нефтеносных зон (88%) имеет среднюю мощность чехла от 2 до 4 км.

Наличие в разрезе НГБ региональной покрышки (или покрышек) определяется показателем « мористость » , влияющим также и на генерацию УВ. Мористость – это доля осадков морского генезиса от общего объема отложений бассейна. В краевых системах континентальные осадки, хотя и достигают большой мощности, характеризуются пестротой литологического состава и обычно отличаются отсутствием региональных покрышек, что способствует вертикальной миграции и рассеиванию УВ по всему разрезу. Морские отложения образуют разрез, в котором, как правило, присутствуют мощные регионально выдержанные непроницаемые толщи, обеспечивающие наилучшие условия для латеральной миграции флюидов и худшие – для вертикальной. При региональном прогнозе «мористость» может учитываться и как косвенное свидетельство преобладания того или иного вида миграции УВ.

Показатель « скорость осадконакопления » учитывается при раздельном прогнозе скоплений нефти и газа. На региональном уровне он наиболее удовлетворительно обеспечивает прогноз газообразных УВ. В мобильных областях крупные скопления газа преимущественно тяготеют к молодым горизонтам, характеризующимся скоростью накопления не менее 100 м/млн.лет, а также к толщам их перекрывающим.

На ранних этапах изучения ОБ региональный прогноз позволяет определить геологические ресурсы (запасы) и удельные концентрации ресурсов (запасы) УВ. В последующем, в период зонального прогнозирования, региональный количественный прогноз сохраняет свое важное значение, так как дает исходную контрольную цифру НПР, без которой невозможно количественное прогнозирование ЗНГН.

Выявление условий размещения промышленных запасов УВ в НГБ по зонам определяет суть назначения зонального прогноза. ЗНГН представляется как преимущественно аккумуляционный объект. ЗНГН является (по В.С.Лазареву, 1986) объемным телом. Задачи зонального прогнозирования – выявление запасов УВ по зонам, стратиграфическим и гипсометрическим интервалам разреза. Качественно-количественный прогноз предусматривает оценку относительного распределения богатства НГБ по ЗНГН, а количественный – абсолютной величины запасов по ЗНГН.

Региональный прогноз может опираться на набор тектонических показателей, позволяющих дать количественную оценку масштаба нефтегазоносности бассейнов.

Другая процедура (и показатели) экспертной оценки положения и качества нефтегазоносных объектов платформенных областей и краевых систем рассматривает показатели регионального, зонального и локального уровней, которые объединены в четыре группы: тектонические, литологические, гидрогеологические и геохимические показатели. Для этих показателей даются градации (баллы) экспертной оценки от 3 (5) до 0 по степени убывания качества объекта по тому или иному конкретному показателю. Причем показатели по зональному и локальному уровням не повторяют, а лишь детализируют и дополняют показатели регионального уровня. Таким образом, экспертная оценка, например, локального объекта должна начинаться с регионального уровня и продолжаться через зональный. Процедура экспертной оценки нефтегазоносного объекта заключается в последовательном ранжировании объектов по баллам. В случае присвоения объекту балла 0, он исключается из дальнейшего рассмотрения как неперспективный (Б.М.Фролов, В.Н.Зинченко, В.Б.Арчегов, 1986-1988).

Следует отметить, что в указанной процедуре остаются неясными относительные веса показателей. Вне ее остаются также (но присутствуют в неявной форме) процессы формирования нефтегазоносных объектов, вещество их слагающее и морфология объектов, хотя в незначительной степени последняя учтена в структурных показателях. Вне процедуры оказываются представления о НГК, его подразделениях (что влияет на процедуру локализации объекта) и методы получения показателей.

В числе наиболее общих и универсальных показателей, так или иначе контролирующих стадии онтогенеза УВ, рассматриваются (В.Б.Арчегов, 1986-1988):

1). Позиция тектонического (нефтегазогеологического) объекта в региональной перспективно нефтегазоносной структуре территории. Взаимоотношения объекта и окружающих структурных форм, учет условий их развития, морфологии и строения позволяют наметить главные направления миграции флюидов и разграничить эти структурные объекты по способности к генерации или аккумуляции УВ.

2). Мощность осадочной толщи не только опосредованно отражает направленность и интенсивность тектонических движений, но и определяет генерационные возможности НГБ и контролирует размещение месторождений по фазовому состоянию УВ. Последнее обстоятельство исключительно важно при прогнозе нефтегазоносности. Анализ зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности осадочного чехла показывает, что зоны газонакопления встречаются в диапазоне мощностей от (до) 2 до 6 км и более. Причем около половины их располагается в интервале глубин от 4 до 6 км.

3). Соотношение структурных планов. Структурные планы формировались тектоническими движениями, характерными для определенных интервалов геологической истории, в течение которых могли создаться условия, благоприятные для образования скоплений УВ. Каждому структурному плану присущи свои морфология, размерность и ориентировка структурных форм. Учет соотношения этих планов необходим для пространственного прогнозирования районов образования и накопления нефти и газа, а также при выборе объектов нефегазопоисковых работ.

4). Контрастность структурных форм в обобщенном виде выражает интенсивность складчатых деформаций. Она характеризуется региональными уклонами крыльев структуры, величины которых влияют на условия увеличения региональных уклонов, возрастает трещиноватость и, следовательно, проницаемость осадочного чехла, способствующая вертикальному перетоку флюидов и уменьшающая возможности их широкой латеральной миграции. Анализ материалов по эпигерцинским плитам показал, что значительные градиенты уклонов особенно благоприятны для формирования крупных газовых скоплений, тогда как нефтяные залежи тяготеют к участкам с малыми градиентами уклонов. Участки с залеганием пород близким к горизонтальному вообще не содержат промышленных скоплений УВ .

5). Активность неотектонических движений оказывает порой значительное влияние на нефтегазоносность территории. Новейший тектогенез, с одной стороны, способствует формированию залежей УВ, но с другой стороны, может привести к переформированию залежей или их полную деструкцию. Особенно негативно сказывается роль активного новейшего тектогенеза на условия сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих вообще на любую перестройку структурного плана.

6). Трещино-разрывная сеть. Плотность и масштабы ее проявления, характеризуя проницаемость недр, учитываются при выяснении условий образования и сохранности залежей УВ. Кроме того, разрывные нарушения учитываются при оценке этажа нефтегазоносности. В этом случае принимается во внимание время образования и степень отражения разломов в осадочном чехле территории.

Рассмотренные методы и параметры прогноза нефтегазононости апробированы в разных областях Сибирской и Восточно-Европейской (Русской) древних платформ.

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

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.