Гидрохимические и гидрогеодинамические критерии нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья

Грищенко, Ярослав Игоревич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Гидрохимические и гидрогеодинамические критерии нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Гидрохимические и гидрогеодинамические критерии нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья"

005531943

На правах рукописи

ГРШЦЕНКО ЯРОСЛАВ ИГОРЕВИЧ

ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ КРИТЕРШ1 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОЛИГОЦЕНОВОГО КОМПЛЕКСА ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Специальность: 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

" 8 АВГ 2013

Ростов-на-Дону 2013

005531943

Диссертация выполнена на кафедре геологии нефти и газа геолого-географического факультета Южного федерального университета

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Сианисян Эдуард Саркисович, доктор геол.-минер. наук, профессор (ЮФУ, г. Ростов-на-Дону).

- доктор геол.-минер. наук, ведущий специалист ЛУКОЙЛ-НИПИ-морнефть, профессор Бочкарев Анатолий Владимирович (г. Москва);

- кандидат геол.-минер. наук, руководитель Департамента по недропользованию по Южному федеральному округу Распопов Юрий Валентинович (г. Ростов-на-Дону).

Ведущая организация:

Кубанский государственный университет (г. Краснодар)

Защита диссертации состоится 3 октября 2013 г. в 14 на заседании диссертационного совета Д212.208.15 при Южном федеральном университете по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет, ауд. 201.

С диссертацией можно ознакомиться в ЗНБ Южного федерального университета по адресу 344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148.

Автореферат разослан 13 июля 2013 г.

Отзывы на диссертацию и автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью) просим направлять по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, ученому секретарю диссертационного совета Д212.208.15.

Факс: (863) 222-57-01; e-mail: rylov@sfedu.ru.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.208.15

В.Г. Рылов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Олигоценовые отложения Центрального и Восточного Предкавказья имеют немалое значение в нефтегазодобывающем комплексе юга России. Очевидная тенденция падения здесь уровня добычи углеводородного сырья в последние десятилетия диктует необходимость изучения еще невостребованного нефтегазового потенциала нетрадиционных коллекторов, развитых в горизонтах осадочного чехла. Такая переориентация геологоразведочных работ требует обобщения и переосмысления гидрогеологической обстановки территории на уровнях от локального (гидрогеологические условия месторождения) до регионального (гидрогеологические условия района, бассейна, провинции). Значительный объем фактического материала, накопленный за все годы изысканий, а также ряд важных теоретических и экспериментальных работ, дают богатую основу для таких исследований.

Одним из объектов Центрального и Восточного Предкавказья, в кагором получили развитие нетрадиционные коллекторы, являются глинистые отложения олигоцена, послужившие предметом изучения в настоящей работе.

Цель работы. Выявление и обоснование гидрохимических и гидрогеодинамических показателей, отражающих условия

нефтегазоносности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья.

Основные задачи исследования:

1. Изучение гидрогеодинамических условий нахождения месторождений нефти и газа олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья.

2. Изучение газового, макро- и микроэлементного состава, химических свойств пластовых вод нефтяных и газовых месторождений Центрального и Восточного Предкавказья олигоценового комплекса и основных закономерностей их изменения по площади.

3. Установление генезиса пластовых вод олигоценового комплекса и условий формирования их ионно-солевого и газового состава.

4. Установление гидрогеологических условий нахождения продуктивных и непродуктивных залежей УВ в олигоценовом комплексе Центрального и Восточного Предкавказья.

5. Определение гидрогеологических критериев нефтегазоносиости олигоценовых отложений.

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты научных исследований, выполненных автором за период его обучения в аспирантуре на кафедре геологии нефти и газа СевКавГТУ с 2005 по 2008 год. Основным объектом изучения послужили палеогеновые отложения Центрального и Восточного Предкавказья. В качестве первичного материала были использованы более 3600 анализов проб пластовых вод и замеров гидродинамических параметров, данные геолого-промысловых исследований и другие материалы научных и производственных организаций. Для исследования были выбраны расширенные химические и газовые анализы проб, взятых до разработки месторождений, что более полно и точно отражает химический состав и обстановку их формирования. Обработка и обобщение фактического материала осуществлялась путем статистической обработки данных, построения графиков и схем, с применением современных научных и программных методов исследований.

Методы исследования. За основу методики исследования была принята концепция о роли гидрогеологического фактора в формировании и сохранении углеводородных месторождений. В процессе исследования был использован рациональный комплекс методов гидрогеологии и нефтегазовой геологии, включающий в себя изучение истории геологического развития, пластовых давлений и температур, химического и газового состава подземных вод путем математического, сравнительного и прогнозного анализа. Помимо общепринятых методик в работе кратко излагается и используется ряд обоснованных частных подходов, представленных в опубликованной литературе и представляющих интерес для исследуемой территории.

Защищаемые положения:

1. Установлена площадная и линейная гидрогеодинамическая зональность олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья на основании изменения коэффициента аномальности пластовых давлений по площади и оценки линейных изменений интенсивности водообмена в нем.

2. Выявлена площадная гидрохимическая зональность пластовых вод олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья,

отражающая современные гидрогеологические условия нахождения в нем залежей УВ.

3. Определен компонентный состав пластовых растворов в современной гидрогеодинамической обстановке олигоцена Центрального и Восточного Предкавказья, позволяющий установить их генезис и условия образования сопряженных с ними залежей УВ.

4. Предложены приоритетные гидрогеологические критерии нефтегазоносности, отражающие условия концентрирования и сохранности скоплений углеводородов в глинистых отложениях олигоценового комплекса: для Центрального Предкавказья - метан-азотный коэффициент и содержание в растворах углекислого газа; для Восточного Предкавказья -величина пластового давления и минерализация вод.

Научная новизна:

1. На основании данных о пластовых давлениях, температурах и приведенных напорах определены границы гидрогеодинамических систем олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья, а также границы зон свободного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена, показывающие принадлежность газовых провинций Центрального Предкавказья к зонам затрудненного водообмена, а нефтегазовых провинций Восточного Предкавказья к зонам весьма затрудненного водообмена.

2. Предложены схемы гидрохимической, газогидрохимической, гидрогеодинамической и палеогидрогеологической зональности пластовых вод олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья, отражающие комплексные гидрогеологические условия нахождения залежей УВ олигоценовых отложений.

3. Пластовые воды олигоценовых отложений рассмотрены как комплексные растворы, представляющие собой пропорциональную смесь высокоминерализованных с инфильтрационными, либо связанными водами, а на основании обоснованной методики рассчитана степень их смешения.

4. С помощью математических методов установлены гидрогеологические критерии наиболее благоприятных и неблагоприятных условий нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья, на основании которых составлены схемы перспектив нефтегазоности.

Практическая значимость и реализация результатов. Предложенная гидрохимическая и гидрогеодинамическая зональность

водоносных горизонтов Центрального и Восточного Предкавказья была использована для уточнения модели формирования залежей УВ, а обоснованные приоритетные показатели сохранности залежей и разработанные на их основе схемы расположения зон, благоприятных для нахождения углеводородных скоплений, могут быть использованы при текущем и перспективном планировании поисково-оценочных и разведочно-эксплуатационных работ на нефть и газ в олигоценовых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Представленные в диссертации научные положения соответствуют формуле специальности 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» и отражают гидрогеологические предпосылки формирования месторождений УВ, их поисковые признаки, а также закономерности пространственного размещения.

Результаты данного научного исследования соответствуют следующим пунктам паспорта специальности:

1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа.

2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений.

Апробация работы и публикации. По теме диссертации опубликованы в 10 печатных работах, в том числе в журналах «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» и «Недропользование XXI век», рекомендованных ВАК. Основные положения и результаты исследований были представлены на VI международной научно-практической конференции «Проблемы геологии, экологии и рационального природопользования» (Новочеркасск, 2008), XII региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука - СевероКавказскому региону» (Ставрополь, 2008), межвузовской научно-практической конференции «Университетская наука - региону» (Ставрополь, 2009), IV и VI Донском нефтегазовом конгрессе (Ростов-на-Дону, 2011, 2013).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 116 страницах, иллюстрируется 55 рисунками, содержит 12 таблиц и список литературы из 119 наименований.

В первой главе рассмотрены тектонические, гидрогеологические, литологические и геотермические особенности строения палеогенового нефтегазоносного комплекса, в состав которого входят олигоценовые отложений, являющиеся объектом настоящих исследований.

Во второй главе рассматриваются основные гидродинамические предпосылки формирования и сохранности месторождений УВ в олигоценовом комплексе Предкавказья. Гидродинамические условия изучаемой территории являются одним из важнейших факторов формирования и миграции подземных флюидов. Залежи нефти и газа генетически и гидродинамически связаны с водонапорными системами, контролируются ими и могут в течение длительного времени существовать в определенной гидрогеодинамической обстановке.

В третьей главе рассматриваются основные гидрогеохимические предпосылки формирования и сохранности месторождений УВ в олигоценовом комплексе Предкавказья. Основной задачей этой главы является выявление площадной зональности газового, макро- и микроэлементпого состава вод, а также выявление основных закономерностей их изменения по площади, а также моделирование условий формирования вмещающих солевых растворов.

В четвертой главе рассматриваются основные гидрогеологические критерии нефтегазоносности недр и выявляются конкретные показатели, отражающие благоприятные и неблагоприятные условия нахождения залежей УВ в олигоценовых отложениях Ставрополья.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору, заведующему кафедрой геологии нефти и газа ЮФУ Сианисяну Эдуарду Саркисовичу, а также своему наставнику, кандидату геолого-минералогических наук, доценту, академику МАМР Анатолию Андреевичу Ярошенко за большую помощь при написании диссертации, поддержку и понимание на протяжении всех лет работы.

Автор также признателен руководству и сотрудникам Ставропольского филиала ФБУ "ТФГИ по Южному федеральному округу" за оказанную помощь в сборе фактического материала.

ОБОСНОВАНИЕ ЗАЩИЩАЕМЫХ ПОЛОЖЕНИЙ

В Центральном Предкавказье большую часть территории, по которой имеются достоверные фактические данные, занимает зона пониженных пластовых давлений. Лишь два локальных участка на общем фоне характеризуются как зоны с повышенным пластовым давлением. В Восточном Предкавказье значительную площадь занимает зона аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Она представлена широкой полосой субмеридионального направления, включающей в себя на территории Ставропольского края ряд продуктивных площадей. Коэффициент аномальности пластового давления на этих площадях определяется значениями от 1,41 до 1,91.

Пластовые давления во многом определяют тип гидрогеодинамической системы (ГТДС) бассейна, характеризующейся в первую очередь соотношением пластовых и условно гидростатических давлений.

В пределах большей части Центрального Предкавказья получила развитие инфилырационная ГГДС с холмистыми и равнинными зонами создания напора. Преобладание слегка пониженных пластовых давлений свидетельствует о недостаточном питании гидродинамической системы. Основные области питания исследуемых горизонтов расположены в пределах Восточно-Кубанской впадины и приурочены к бассейну р. Кубань. Кроме того, обращает на себя внимание зона, расположенная в районе Северо-Ставропольской структуры и выделяющаяся на общем фоне пониженных пластовых давлений нормальным коэффициентом аномальности (Ка = 1,0-1,05). Анализ гидродинамической обстановки позволил сделать вывод о существовании здесь дополнительной зоны питания, осуществляемого за счет поверхностных речных потоков. Этот вывод вполне согласуется с мнением М.В. Мирошникова, предположившим существование описываемой зоны, основываясь на данных о напорах и скорости движения вод хадумского горизонта.

Восточно-Предкавказский бассейн фактически находится под влиянием трех гидродинамических систем. Большая его часть занята

элизиониой геостатической развивающейся ГГДС, области питания которой находятся в наиболее погруженных частях бассейна, приуроченных к Восточно-Ставропольской впадине, Ногайской ступени и Терско-Каспийскому передовому прогибу. На территории Ставропольского края коэффициент аномальности пластовых давлений в зоне элизии может достигать значений Ка = 1,8-1,9.

Северная часть Восточно-Предкавказского бассейна характеризуется нормальными пластовыми давлениями, а водоносные горизонты этой зоны, по-видимому, гидродинамически связаны с Центрально-Предкавказской инфильтрационной системой, воды которой, в условиях затрудненного водообмена, движутся через зону Манычских прогибов к области своей разгрузки в районе Бузгинского поднятия.

На юге - юго-западе исследуемой территории в пределах ЮжноСтавропольского вала и Минераловодского выступа получила развитие депрессионная ГГДС, обусловленная нахождением олигоценовых отложений в зоне аномально низких пластовых давлений (Ка = 0,7-0,8). Механизм образования таких систем заключается в частичном поглощении вод из осадочного чехла в раздробленные породы разломных зон верхней части фундамента при тектонической активности.

В Центральном Предкавказье изменение напоров вод происходит неравномерно. Связано это с литологическими особенностями разреза на данной территории и позволяет говорить о том, что отложения характеризуются относительно свободным водообменом. В отличие от напорных водоносных горизонтов хадума Центрального Предкавказья, подробно изученных в работах В.Н. Корценштейна, М.В. Мирошникова, И.Г. Киссина и др., водоносная часть Восточно-Предкавказского бассейна, остается практически неизученной в гидродинамическом отношении.

В Восточном Предкавказье наибольшие значения приведенных напоров пластовых вод были установлены в районе Журавской площади (Нпр >1300 м) и в центральных зонах Терско-Каспийского передового прогиба, южнее г. Моздок, где значения приведенных напоров достигают 2500 м и более. От указанных областей значения напоров регионально снижаются в сторону северной моноклинали Центрального Кавказа и к зоне Манычских прогибов. В южном - юго-западном направлении значения приведенных напоров плавно снижаются до 700 м, а затем начинают также плавно увеличиваться, попадая под влияние мощной области питания Центрального Кавказа.

Н(х)/Н(0) М(х)/М(0) Тсрско-Каспийскин передовой Прогиб Ногайская ступень Прмкумская система поднятий М

5,0-

4.5- I II III, |||2 1"э /

4.0"

3.5-

3.0-

2,5"

2.0- / /—

1.5-

1.0-

0.5- Сунженская I 1 срскаа юна ПН' юна ММ 11раскомбСко-Ач11ку.1ак1:кан 1 • «к^Ьч^икди юнаНГН яншШТЧН

1 1 /. 0,5 т Х/1_ Восточное Предкавказье

Рис. 1. Сравнительное изменение вдоль линий тока приведенных напоров пластовых вод олигоценового водоносного горизонта и их минерализации на территории Центрального и

Восточного Предкавказья

Используя только фактические данные о напорах пластовых вод, не представляется возможным определить границы зон активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена исследуемого бассейна.

Опираясь на принципиальную схему формирования подземных флюидов вдоль линии тока (В.И. Дюнин, В.И. Корзун, 2005), для олигоценовых отложений Восточно-Предкавказского бассейна был построен в относительных координатах график изменений приведенных напоров пластовых вод вдоль теоретической линии тока, дополненный данными об изменении минерализации вдоль той же линии (рис. 1).

В Центрально-Предкавказском бассейне на всем протяжении условной линии тока расположена зона слегка затрудненного водообмена (область II). Здесь напоры пластовых вод плавно снижаются в направлении наиболее погруженной части бассейна. В пределах зоны значение минерализации (рис. 1, линия М) увеличивается параллельно линии падения уровня приведенных напоров. Коэффициент корреляции для этих параметров в области II составляет R=0,977, что можно расценивать как тесную зависимость между ними. Увеличение минерализации косвенно подтверждает увеличение степени застойности пластовых вод, что говорит о некотором затруднении водообмена в исследуемом водоносном горизонте.

В Восточно-Предкавказском бассейне выделяются 3 гидродинамические зоны: активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена.

Граница зоны активного водообмена (область I) проводится здесь условно из-за отсутствия достоверных фактических данных о напорах пластовых вод. Зона затрудненного водообмена (область II) в Восточном Предкавказье выделяется на относительно коротком участке и характеризуется плавным увеличением минерализации относительно снижающихся приведенных напоров. И наконец, зона весьма затрудненного водообмена (область III) занимает подавляющую часть площади распространения олигоценового комплекса в Восточном Предкавказье. В условиях резкого погружения влияние краевых зон практически не сказывается на формировании подземных вод глубоких частей разреза. Для этой зоны характерны гидрохимические и гидродинамические аномалии: высокая степень недонасыщенности вод сульфатами, резкое погружение комплекса, АВПД.

Область весьма затрудненного водообмена Восточного Предкавказья на схеме разделена на три участка - теоретически нормального (область III3) и анормального (области Uli и Ш2) взаимного расположения линий минерализации и приведенных напоров.

В области Uli динамика изменения минерализации вдоль линии тока принципиально повторяет картину изменения приведенных напоров, что может расцениваться как нарушение равновесия системы минерализация -водообмен в условиях перехода от зоны затрудненного водообмена к зоне, осложненной внутренней областью создания максимальных напоров.

Область III2 рассматриваемого графика характеризуется максимальными (пиковыми) значениями приведенных напоров и достаточно резким падением минерализации растворов. Вероятно, данный участок схемы отражает внутреннюю область создания напоров в наиболее погруженной части элизионного бассейна, находящуюся под влиянием связанных вод.

В области Ш3 рассматриваемого графика картина взаимосвязи минерализации и приведенных напоров вдоль линии тока меняется. С понижением последних минерализация увеличивается, показывая обратную зависимость с высоким коэффициентом корреляции R=0,988. Нормальное взаимное расположение двух исследуемых линий наглядно подтверждает затрудненность водообмена в олигоценовом комплексе северной части Восточного Предкавказья, а также говорит об отсутствии на данном участке вертикальной миграции пластовых вод.

Зоны нефтегазонакопления Восточного Предкавказья на всем протяжении теоретической линии тока находятся в различных гидрогеодинамических и гидрогеохимических условиях. Так, из графика видно, что все зоны нефтегазонакопления расположены в области весьма затрудненного обмена, осложненной на большей своей части гидродинамическими аномалиями. Следовательно, гидродинамические особенности бассейнов Центрального и Восточного Предкавказья не могут служить показателями их нефтегазоносное™ или сохранности залежей УВ. В тоже время, изменение вдоль линии тока гидрогеохимической обстановки находит отражение в расположении зон нефтегазонакопления.

2. Выявлена площадная гидрохимическая зональность пластовых вод олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья, отражающая современные гидрогеологические условия нахождения в нем залежей УВ.

Среди природных газов, растворенных в водах олигоценового комплекса, наиболее распространены углеводородные, характерные для вод нефтегазоносных отложений. Основным и наиболее распространенным компонентом УВГ является метан. Сумма содержания других

водорастворенных газов (углекислый, азот, аргон, гелий, и некоторые другие) в Центральном и Восточном Предкавказье редко достигает 10%, однако неуглеводородные газы могут быть весьма информативны в вопросах определения генезиса и возраста растворов.

Абсолютный возраст пластовых вод олигоцена был рассчитан по формуле А.Л. Козлова. Всего в пределах Центрального и Восточного Предкавказья выделяется 3 зоны распространения пластовых вод, каждая их которых имеет свой предел абсолютного возраста растворов. Первая зона включает в себя растворы, чей возраст значительно моложе водовмещающих горизонтов (7-23 млн. лет). В Централыю-Предкавказском бассейне условный возраст растворов данной зоны определяют воды, попавшие в горизонт с современной поверхности, тогда как в Восточно-Предкавказском бассейне эту роль играют связанные воды, отжимаемы из глинистых отложений под действием АВПД. К зоне омоложенных вод приурочены Сенгилеевское месторождение в Центральном Предкавказье и Журавская зона нефтегазонакопления в Восточном Предкавказье.

Вторая возрастная зона состоит из автохтонных вод, чей возраст (23-34 млн. лет) приблизительно совпадает с возрастом вмещающих пород. И, наконец, в третьей зоне находятся аллотигенные воды, возраст которых более 34 млн. лет. По всей видимости, это связано с сильной метаморфизованностью растворов, повлиявшей на содержание в них гелия. С зонами автохтонных и аллотигенных вод связаны практически все нефтегазовые районы Ставрополья.

Большинство растворенных ионов в пластовых водах олигоцена, а также их общая минерализация обнаруживают на исследуемой территории схожую площадную зональность. Учитывая это, а также данные о генетическом типе вод, на территории Ставрополья можно выделить 3 гидрохимические зоны качественного состава пластовых растворов (рис. 2).

Первая гидрохимическая зона - зона солоноватых вод, приуроченная к области выхода полосы олигоценовых отложений на поверхность и характеризующаяся минерализацией до 10 г/дм3. Зона расположена на юге-юго-западе исследуемой территории в пределах Беломечетского прогиба и Минераловодского выступа. Месторождения УВ в пределах зоны полностью отсутствуют. Воды этой зоны характеризуются как гидрокарбонатно-натриевые, практически не метаморфизованные, с наиболее низким для территории содержанием в химическом составе ионов хлора (<5,0 г/дм ), натрия (<4,0 г/дм3) и кальция (<0,1 г/дм3). По степени сульфатности воды первой гидрохимической зоны характеризуются как слабосульфатные.

И'

Рис. 2. Схема минерализации пластовых вод олигоценовых отложений 1 - граница Ставропольского края; 2 - границы тектонических элементов первого порядка; 3 -нефтяные и газовые месторождения; 4 - линии равной минерализации, г/дм3 (в скобках - коэффициент метаморфизации) и границы гидрохимических зон; 5 - номера

гидрохимических зон

Вторая гидрохимическая зона - зона соленых вод гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа. Зона представляет собой естественное продолжение первой гидрохимической зоны и включает большинство площадей центра исследуемой территории. Воды с минерализацией от 10 до 25 г/дм3 характеризуются преобладанием щелочей над хлоридами и слабой метаморфизацией (>1,05). Параллельно с возрастанием минерализации вод, возрастает содержание в их составе ионов хлора (до 15,0 г/дм3), кальция (до 0,3 г/дм3) и натрия (до 8,0 г/дм3).

Степень сульфатности вод этой зоны нельзя охарактеризовать однозначно, содержание в водах сульфат иона составляет 0,06-0,72 г/дм3, что позволяет определить их на разных участках как воды слабо-сульфатные, средне-сульфатные и повышенной сульфатности.

Третья гидрохимическая зона - зона соленых вод хлор-кальциевого типа. На исследуемой территории зона расположена большей частью на

северо-западе и востоке и характеризуется повышенной минерализацией пластовых вод (>25 г/дм3). Зона включает в себя полностью Тахта-Кугультинско-Сенгилеевскую зону газонакопления и практически весь Прикумский нефтегазоносный район.

Химический состав вод этой гидрохимической зоны в целом характерен для вод морского генезиса. Содержание хлора в них составляет 15-25 г/дм3, натрия - 8-18 г/дм3, кальция - 0,3-1,2 г/дм3. В пределах зоны встречаются, как воды слабо-сульфатные, так и растворы с повышенной сульфатностью. Содержание сульфат-иона в третьей зоне колеблется от 0,18 до 0,57 г/дм3.

Химический состав пластовых вод полностью зависит от происхождения и путей их миграции в водоносный горизонт. В свою очередь изучение генезиса каждого из компонентов сложных пластовых растворов (седиментационные, инфильтрационные, связанные, мигрирующие воды) нефтегазоносных бассейнов позволяет узнать и источники поступления УВ в коллекторы, выявить пути древней и современной миграции флюидов.

Из диаграммы, построенной в координатах С1/Вг=Г(г№/гС1) по методике, предложенной В.Г. Трачуком (1971), видно, что все растворы, содержащиеся в отложениях олигоценового комплекса, определяются как смешанные с сильно опресненными водами. Эти растворы представляют собой пропорциональную смесь высокоминерализованных вод с инфильтрационными либо связанными водами, за счет которых и происходит опреснение. По мере удаленности от линии 1 доля опресненных вод в растворе увеличивается.

В соответствии с увеличением в растворе доли опресненных вод изменяется и минерализация всего раствора, а также содержание отдельных ионов. Аналогичная зависимость наблюдается и в случае с пластовым давлением и температурой водовмещающих горизонтов (рис. 3).

Типы вол на схеме: о- хлорилно-кальцпевые. гирокарбокатио-иатрисвые.• - сульфатно-натриевые

Рис. 3. График зависимости коэффициентов С1/В1=А[гМа/гС1) для пластовых вод олигоценового комплекса на территории Центрального и Восточного Предкавказья

Выводы, полученные из анализа схемы соотношения коэффициентов и С1/Вг, позволяют констатировать, что пластовые растворы Центрального Предкавказья являются изначально водами седиментационного происхождения, погребенными вместе с первичными морскими осадками и смещенными к северу фильтрационным потоком. Степень разбавления растворов увеличивается с севера на юго-запад за счет напорных вод, участвующих, в том числе, в формировании газовых залежей хадумского горизонта. Сохранность первичных седиментационных рассолов в исследуемом горизонте зависит, в первую очередь, от активности водообмена и литологического состава водовмещающих пород.

Воды Восточного Предкавказья также являются седиментационными растворами, однако, в силу закрытости данной структуры, опреснение их происходит за счет связанных вод, отжатых из пород (в первую очередь глин), находящихся под влиянием аномально высоких пластовых давлений. При уплотнении пород создаются поля высоких поровых давлений в глинистых толщах, приводящих при тектонических толчках к их растрескиванию, что открывает временные пути эмиграции флюидов. По

этим трещинам поровые растворы с УВ устремляются в пласты-коллекторы, чему способствуют и высокие температуры больших глубин.

Доля опресняющих инфильтрационных вод в растворах Центрального Предкавказья плавно снижается к северу исследуемой территории, где в районе Тахта-Кугультинской площади составляет от 50 до 10 процентов от общего объема раствора. В Восточном Предкавказье процентное содержание опресняющих вод, представленных связанными водами, снижается к востоку и юго-западу от Журавской зоны поднятий, где их доля достигает 97 %.

4. Предложены приоритетные гидрогеологические критерии нефтегазоносности, отражающие условия концентрирования и сохранности скоплений углеводородов в глинистых отложениях олигоценового комплекса: для Центрального Предкавказья - метан-азотный коэффициент и содержание в растворах углекислого газа; для Восточного Предкавказья - величина пластового давления и минерализация вод.

Для выявления наиболее благоприятных условий нефтегазоносности олигоценового комплекса и выделения границ зон с благоприятствующими гидрогеологическими условиями, имеющиеся данные по гидрогеохимии, газогидрогеохимии и гидрогеодинамике были разделены на две группы. В первую группу вошли показатели нефтегазоносности, основанные на данных анализов пластовых вод структур, содержащих залежи УВ промышленного или непромышленного значения (1034 и 392 определений для Центрального и Восточного Предкавказья соответственно). Во вторую группу вошли аналогичные показатели нефтегазоносности, но характеризующие гидрогеологическую обстановку непродуктивных структур (230 и 117 определений для Центрального и Восточного Предкавказья соответственно). В результате были сформированы две независимые совокупности, для каждого параметра которых были установлены типы эмпирического распределения (нормальное, логнормалыюе) и проведены расчеты основных

статистических данных.

В полученных статистических данных совокупность каждого из параметров была охарактеризована средним значением X. Также использовалась величина стандартного отклонения о и дисперсии а . Это, в свою очередь, позволило дать наиболее объективную оценку рассеяния возможных значений, находящихся в наличии случайных величин вокруг их среднего значения. При этом в оценке каждой совокупности определялся и доверительный интервал ДХ колебаний среднего значения изучаемого

гидрогеологического показателя Х±ДХ, с учетом стандартного отклонения при вероятности Р=0,95.

Чтобы добиться оценки вероятности существования разных совокупностей по показателю, было проведено сравнение их средних

Таблица 1

Пределы изменения гидрогеологических параметров для различных условий сохранности залежей УВ в олигоценовых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья

Гидрогеологический параметр Наиболее благоприятные Благоприятные Неблагоприятные Наиболее неблагоприятные

Центральное Предкавказье

Метан-азотный коэффициент СЩ/Иг > 87,78 52,49-87,78 27,41 - 52,49 <27,41

Содержание углекислого газа со2, % <0,04 0,04 - 0,62 0,62 - 2,40 >2,40

Восточное Предкавказье

Пластовое давление Р„„ МПа > 37,52 26,53-37,52 15,59-26,53 < 15,59

Минерализация, г/дм3 > 38,02 19,83 - 38,02 16,41 - 19,83 < 16,41

значений. Причем, принадлежность к одной совокупности определяется исключительно за счет равенства средних значений. Неравенство же средних значений свидетельствует о существовании двух самостоятельных совокупностей. В изучении вариаций средних значений V некоторых гидрогеологических параметров двух совокупностей использовалась формула:

где (Х|) - соответствует структуре содержащей углеводородные скопления, а (Х2) - структуре, не содержащей углеводородные скопления.

С целью выделения из выбранных совокупностей наиболее приоритетных параметров, использовался критерий Фишера, позволивший определить принадлежность двух выборок к разным совокупностям и основанный на предположении о нормальности распределения обеих выборок. Это предположение в свою очередь служит основанием для расчета отношения выборочных дисперсий по формуле:

где неравенство а, 2 > сь 2, подчиняется распределению Фишера с (П|-1) и (п2-1) степенями свободы. Данная гипотеза о равенстве дисперсий принимается с вероятностью у при (;<Р7, где Ру есть у-квантиль распределения Фишера.

Рис. 5. Схема перспектив нефтегазоносности олигоценовых отложений по содержанию водорастворенного углекислого газа (Центральное Предкавказье) и минерализации

пластовых вод (Восточное Предкавказье) 1 - граница Ставропольского края; 2 - границы тектонических элементов первого порядка; 3 -нефтяные и газовые месторождения; 4 - зоны наиболее неблагоприятных условий; 5 - зоны неблагоприятных условий; 6 - зоны благоприятных условий; 7 - зоны наиболее благоприятных условий

Проведенные расчеты показали, что наиболее приоритетными гидрогеологическими критериями, определяющими условия нахождения залежей УВ, являются метан-азотный коэффициент и содержание водорастворенного углекислого газа для Центрального Предкавказья, а также

минерализация пластовых вод и значение пластового давления для Восточного Предкавказья.

Ы' & о^ о* га* О7

Рис. 6. Схема перспектив нефтегазоносности олигоценовых отложений по метан-азотному коэффициенту (Центральное Предкавказье) и пластовому давлению (Восточное Предкавказье). Условные обозначения см. на рис. 5

Анализ статистических данных выбранных критериев по перекрываемое™ доверительных интервалов средних значений совокупностей для структур, содержащих и не содержащих залежи УВ, позволил выделить пределы изменения действительных определяющих параметров для наиболее благоприятных, благоприятных, неблагоприятных и наиболее неблагоприятных условий нефтегазоносности (табл. 1).

На основе установленных критериев были составлены схемы (рис. 5, 6), наглядно отражающие зоны благоприятных и неблагоприятных условий сохранности залежей в Центрально-Предкавказском инфильтрационном бассейне, а также благоприятных и неблагоприятных условий для выявления залежей в Восточно-Предкавказском элизионном бассейне.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проведенных исследований были получены следующие результаты.

1. Составлены схемы изменения по площади пластовых давлений и приведенных напоров вод олигоценовых отложений, отражающие современную гидрогеодинамическую обстановку на территории Центрального и Восточного Предкавказья.

2. Показано расположение гидрогеодинамических систем бассейнов Центрального и Восточного Предкавказья в олигоценовом комплексе, что позволило по-новому взглянуть на значение динамики пластовых вод в оценке нефтегазоносных районов Центрального и Восточного Предкавказья.

3. Показана линейная гидрогеодинамическая зональность олигоценового комплекса Восточного Предкавказья, разделяющая бассейн на области свободного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена.

4. Дополнена и адаптирована к условиям Предкавказья методика В.И. Дюнина и В.И. Корзуна по определению гидрогеодинамической обстановки бассейна вдоль линии тока. Данное дополнение позволило выявить ряд гидродинамических аномалий путем анализа изменения приведенных напоров относительно изменения минерализации пластовых вод.

5. Составлены схемы изменения по площади водорастворенных газов, отдельных ионов и микрокомпонентов, а также гидрохимических коэффициентов, что дало возможность выявить ряд ключевых закономерностей, положенных в основу гидрогеохимической зональности пластовых вод олигоцена на территории Центрального и Восточного Предкавказья.

6. Установлен возраст пластовых вод, находящихся в современном олигоценовом комплексе и представляющих собой омоложенные,

автохтонные и аллотигенные растворы.

7. По усовершенствованной методике В.Г. Трачука был уточнен генезис пластовых вод олигоценового комплекса, рассматривающихся как двухкомпонентные растворы, в состав которых входят седиментационные и

опресняющие воды.

8. Предложены наиболее информативные показатели условий нефтегазоносности олигоценовых отложений. Для Центрального

Предкавказья это содержание в водах растворенного метана, углекислого газа и азота, а для Восточного - минерализация вод и пластовое давление.

9. Рассчитаны пределы изменения гидрогеологических параметров для наиболее благоприятных и неблагоприятных условий сохранности залежей в Центрально-Предкавказском инфильтрационном бассейне, а также благоприятных и неблагоприятных условий для выявления залежей в Восточпо-Предкавказском элизионном бассейне.

10. Составлены схемы, отражающие зоны с благоприятными и неблагоприятными условиями нефтегазоносности олигоценовых отложений Централ£ного и Восточного Предкавказья.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Общая гидрогеохимическая зональность пластовых вод хадумского водоносного горизонта на территории Предкавказья (Ставропольский край) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Научно-технический журнал. 2008. № 10. С. 34-36.

2. Приоритетные гидрогеологические критерии нефтегазоносности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья // Недропользование XXI век. Научно-технический журнал. 2012. № 2. С. 3637.

В других научных изданиях:

1. Гидрохимические зональности пластовых вод палеогенового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) // Сборник материалов 6 международной научно-практической конференции «Проблемы геологии, экологии и рационального природопользования». Новочеркасск, 2008.

2. Гидрогеохимическая зональность пластовых вод олигоценового комплекса на территории Предкавказья (Ставропольский край) // Материалы ХП региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука -Северо-Кавказскому региону». Ставрополь, 2008. С. 146-147. (Соавтор: Ярошенко A.A.).

3. Гидродинамическая зональность олигоценового гидрогеологического комплекса на территории Восточного Предкавказья //

Сборник материалов 73-й межвузовской научно-практической конференции. «Университетская наука - региону». Ставрополь, 2009. С. 80-84.

4. Анализ основного компонентного состава водорастворенных газов олигоценового комплекса Предкавказья (Ставропольский край) // Сборник материалов 73-й межвузовской научно-практической конференции «Университетская наука - региону». Ставрополь, 2009. С. 74-80.

5. Возраст пластовых вод олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья // Сборник материалов и выступлений на IV Донском нефтегазовом конгрессе. Ростов-на-Дону, 2011. С. 112-114. (Соавтор: Сианисян Э.С.).

6. Гидродинамическая и гидрохимическая зональность олигоценового комплекса Восточного Предкавказья в связи с его нефтегазоносностью // Сборник материалов и выступлений на IV Донском нефтегазовом конгрессе. Ростов-на-Дону, 2011. С. 109-111. (Соавтор: Сианисян Э.С.).

7. Компонентный состав пластовых растворов олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья как один из показателей их генезиса // Сборник материалов и выступлений на VI Донском нефтегазовом конгрессе. Ростов-на-Дону, 2013. (Соавтор: Сианисян Э.С.).

8. Палеогидрогеодинамическая обстановка на территории Центрального и Восточного Предкавказья в палеоген-майкопское время // Сборник трудов международной научно-практической конференции «Теоретические и практические вопросы развития научной мысли в современном мире». Уфа, 2013. С. 22-28.

Подписало в печать 20.06.2013 г.

Заказ № 32 Типография ООО "Медлайн-С" 125315, г. Москва. Ленинградский пр-т, д.78, к.5 Тел.(499)152-00-16 Тираж 100 шт.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Грищенко, Ярослав Игоревич, Ростов-на-Дону

На правах рукописи

04201361868

ГРЖЦЕНКО ЯРОСЛАВ ИГОРЕВИЧ

ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОЛИГОЦЕНОВОГО КОМПЛЕКСА ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Специальность: 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: СИАНИСЯН

доктор геол.-минерал, наук, проф. Эдуард Саркисович

Ростов-на-Дону 2013

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ 2

ВВЕДЕНИЕ 4

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПАЛЕОГЕНОВОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА 11

1.1. Тектоника 11

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 18

1.3. Гидрогеологическая характеристика разреза 2 8

1.3.1. Палеогидрогеодинамика 34

1.4. Нефтегазогеологическое районирование и нефтегазоносные комплексы 38

1.5. Геотермическая характеристика 49

1.6. Характеристика гидрогеологической изученности 54

2. АНАЛИЗ ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ОЛИГОЦЕНОВОГО КОМПЛЕКСА 60

2.1. Показатели гидродинамического состояния бассейна 60

2.2. Гидрогеодинамические системы олигоценового комплекса 70

2.3. Линейная гидродинамическая зональность олигоценового комплекса 73

3. ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОЛИГОЦЕНОВОГО КОМПЛЕКСА 81

3.1. Общие положения и статистическая обработка данных 81

3.2. Газовый состав пластовых вод олигоценового комплеса 91

3.2.1. Физические параметры водорастворенных газов 91

3.2.2. Компонентный состав водорастворенных газов 92

3.3. Возраст пластовых вод олигоценового комплекса комплекса 106

3.4. Ионный состав пластовых вод олигоценового комплекса 110

3.4.1. Минерализация пластовых вод 110

3.4.2. Ионно-солевой состав пластовых вод и гидрогеохимические коэффициенты 114

3.4.3. Степень восстановленное™ сульфатов 132

3.4.4. Гидрогеохимическая площадная зональность олигоценового комплекса 140

3.5. Общая гидрогеохимическая характеристика пластовых вод палеоцен-эоценового комплекса 142

3.6. Гидрохимическая модель формирования ионного состава

пластовых вод олигоценового комплекса 147

4. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ И НЕПРОДУКТИВНЫХ СТРУКТУР ОЛИГОЦЕНОВОГО КОМПЛЕКСА 15 8

4.1. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности 158

4.2. Гидрогеологические критерии благоприятности условий сохранности УВ олигоценовых отложений Ставрополья 161

Заключение 172

Список использованных источников 175

ВВЕДЕНИЕ

Одним из объектов Центрального и Восточного Предкавказья, в котором получили развитие нетрадиционные коллекторы, являются глинистые отложения олигоцена, послужившие предметом изучения в настоящей работе.

нефтегазоносности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья.

Основные задачи исследования:

5. Определение гидрогеологических критериев нефтегазоносности олигоценовых отложений.

Защищаемые положения:

Научная новизна:

Практическая значимость и реализация результатов.

Предложенная гидрохимическая и гидрогеодинамическая зональность водоносных горизонтов Центрального и Восточного Предкавказья была использована для уточнения модели формирования залежей УВ, а обоснованные приоритетные показатели сохранности залежей и разработанные на их основе схемы расположения зон, благоприятных для нахождения углеводородных скоплений, могут быть использованы при текущем и перспективном планировании поисково-оценочных и разведочно-эксплуатационных работ на нефть и газ в олигоценовых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Представленные в диссертации научные положения соответствуют формуле специальности 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» и отражают гидрогеологические предпосылки формирования месторождений УВ, их поисковые признаки, а также закономерности пространственного размещения.

Результаты данного научного исследования соответствуют следующим пунктам паспорта специальности:

1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа.

2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений.

Апробация работы и публикации. По теме диссертации опубликованы в 10 печатных работах, в том числе в журналах «Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» и «Недропользование XXI век», рекомендованных ВАК. Основные положения и результаты исследований были представлены на VI международной научно-практической конференции «Проблемы геологии, экологии и рационального природопользования» (Новочеркасск, 2008), XII региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука - СевероКавказскому региону» (Ставрополь, 2008), межвузовской научно-практической конференции «Университетская наука - региону» (Ставрополь, 2009), IV и VI Донском нефтегазовом конгрессе (Ростов-на-Дону, 2011, 2013).

В третьей главе рассматриваются основные гидрогеохимические предпосылки формирования и сохранности месторождений УВ в олигоценовом комплексе Предкавказья. Основной задачей этой главы является выявление площадной зональности газового, макро- и микроэлементного состава вод, а также выявление основных закономерностей их изменения по площади, а также моделирование условий формирования вмещающих солевых растворов.

В четвертой главе рассматриваются основные гидрогеологические критерии нефтегазоносности недр и выявляются конкретные показатели,

отражающие благоприятные и неблагоприятные условия нахождения залежей УВ в олигоценовых отложениях Ставрополья.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПАЛЕОГЕНОВОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА

1.1. Тектоника

Предкавказская тектоническая область расположена на южном окончании Восточно-Европейской платформы. Эпигерцинская платформа Предкавказья представляет собой сильно суженное продолжение Южно-Туранской эпигерцинской плиты, зажатое между краем ВосточноЕвропейской платформы и горными сооружениями Кавказа.

В географическом отношении Предкавказская тектоническая область делится на три части: Западное Предкавказье, отвечающее Азово (Индоло)-Кубанской низменности; Центральное Предкавказье, совпадающее в основном со Ставропольской возвышенностью и Восточное Предкавказье, отвечающее Терско-Кумской низменности. С севера Предкавказская тектоническая область ограничена протяженной зоной системы Манычских прогибов и кряжем Карпинского, которые отделяет Предкавказье от складчатого Донбасса и Прикаспийской синеклизы. На юге сочленение с мегаантиклинорием Большого Кавказа проходит через Западно-Кубанский и Терско-Каспийский краевые прогибы.

В разрезе описываемой территории выделяются три тектонических этажа. Нижний - герцинский фундамент, сложенный дислоцированными и метаморфизованными породами палеозойского возраста. Возраст этих отложений с запада на восток меняется от девонско-нижнекарбонового до верхнекарбонового [21, 29].

Верхний тектонический этаж представляет собой платформенный чехол, начинающийся отложениями юрского возраста и образующий моноклиналь, полого погружающуюся на юг и юго-восток. В отличие от сложно дифференцированной в структурном отношении поверхности фундамента, тектоника региона по отдельным стратиграфическим комплексам осадочного чехла значительно упрощается, при этом темп сглаживания очертаний тектонических элементов возрастает вверх по разрезу осадочного чехла.

Между осадочным чехлом и фундаментом развита толща пород пермо-триасового возраста, относимая к переходному доплитному [19] комплексу,

развитому в основном в Восточном Предкавказье. Впервые переходный комплекс Предкавказья выделен А.И. Летавиным и Н.А. Крыловым.

На рассматриваемой территории отложения палеогенового возраста образуют два самостоятельных структурно-литологических комплекса -нижний, сложенный терригенно-карбонатными осадками палеоцен-эоценового возраста и верхний - представленный мощным терригенным разрезом олигоцен-эоценового возраста (майкопская серия). В отличие от подстилающих верхне- и нижнемеловых комплексов разновозрастные палеогеновые комплексы не образуют единый структурно-тектонический этаж, а имеют определенные различия в строении своих морфоструктурных форм [78].

В данной работе приводится тектоническая характеристика только Центрального и Восточного Предкавказья, а также некоторых сопредельных районов. Используемая схема тектонического районирования региона, выполнена А.И. Летавиным с соавторами в 1987 г [68]. В ее основу положена структура поверхности фундамента (рис. 1.2).

Фундамент Ставропольского свода представлен метаморфизованными сильно дислоцированными образованиями палеозойского возраста (девон, карбон, пермь) с включениями различных по возрасту и фазам внедрения гранитоидных интрузий. Глубина его залегания в среднем составляет от 800 до 2000 м.

В пределах Ставропольского свода выделяются более мелкие структурные элементы. В центральной части свода располагается пологий субмеридионального простирания Северо-Ставропольский вал с глубиной залегания фундамента от 1400 м (на юге) до 2000 м (на севере). СевероСтавропольский вал осложнен целым рядом локальных структур субмеридиональной ориентировки.

В южной части свода находится Южно-Ставропольский вал, ограниченный системо�

Информация о работе

Грищенко, Ярослав Игоревич
кандидата геолого-минералогических наук
Ростов-на-Дону, 2013
ВАК 25.00.12

Диссертация

Гидрохимические и гидрогеодинамические критерии нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы