Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Гидрологические условия нефтегазоносности подсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидрологические условия нефтегазоносности подсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины"

СТАВРОПОЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

РГ- Г- л

На правах рукописи

1 6 МАР *РЯЯ

ГИРИН ЮРИЙ ГЕОРГИЕВИЧ

УДК 550.8:556.3

ШДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДККЫ

Специальность: 04.00.17 "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений."

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-мииералсгических наук

Ставрополь-1998

Работа выполнена в Северо-Кавказском научно-исследовательском проектном институте природных газов, г. Ставрополь.

Научные руководители: доктор геолого-минералогических наук Ильченко В.П.

доктор геолого-миаералогическпх наук Серебряков О.И.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Стадник Е.В. (ВНИИгеосистем, г. Мосхва),

кандидат геолого-минералогических наук доцент Андреев В.М. (Ставропольский государственный технический уш.верси -тет, г. Ставрополь).

Ведущая организация-П" Астраханьгазпром," РАО "Газпром."

Защита состоится " 26 " марта 1998 г. в "14" часов на заседании диссертационного совета IC.064.ll.G4 по защите диссертаций на соискание учёной степени кандидата наук при Ставропольском, государственном техническом университете по адресу: 355029 г. Ставрополь, проспект Кулакова 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СтГТУ.

Автореферат разослан 10 февраля 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета г^

к.г-м.н. ^У ' Гридин В.А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Аотуальность работы. По общему мнению, перспективы нефтегазо-носноети подсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины (ПВ) оцениваются весьма высоко. Прирост запасов УВ здесь, в первую очередь, саязан с глубокопогруженными и сложнопостроенными подсолевыми отложениями. Для поисков залежей в таких условиях требуется выполнение значительных объемов геологоразведочных работ и особенно бурения. Как известно, бурение глубоких скважин в условиях жёстких термобарических условий и агрессивных сероводсродно-углекислых сред, которые характерны для подсолевых отложении ПВ, требует значительных капиталовложений. В связи с этим при планировании геологоразведочных работ на подсолезые отложения становится уже недостаточным наличке благоприятной структуры, "выделенной" сейсморазведкой. Необходимо учитывать комплекс факторов и критериев нефтегазоносности, сохранности залежей УВ, закономерностей пространственного расположения скоплений. И здесь главенствующими являются гидрогеологические л палеогидрогеологические особенности строения как отдельных природных резервуаров подсолевого комплекса, так и закономерности образования водонапорных систем подсолевого структурно-тектонического этажа.

Поэтому привлечение новых или усовершенствованных методов и методик выделения газогеохимических и гидродинамических аномалий очевидна; ведь в конечном счёте проводимые исследования направлены на повышение эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Цель и задачи исслсдоааний. Целью диссертационной работы является изучение гидрогеологических особенностей глубокопогруженных и сложиопэстроенных комплексов па основе детального анализа геологического и гидрогеологического строения юго-западной части ПВ и дальнейшая разработка и совершенсгвозание научных и методических подходов гидрогеологических исследований в регионе.

Исходя из этого, основными зздачами работы являются:

- изучить современную геологическую и гидрогеологическую характеристику глубокопогруженных и сиожиопостроенных комплексов исследуемой территории, уточнить гидрогеологическую стратификацию разреза на основе результатов гидрогеологических исследовании, проведённых' за последние годы;

- выявить основные закономерности строения водонапорных систем подсолевых отложений юго-западной части ПВ;

- оценить современные гидрогеологические и термобарические условия нефтегазоносности глубокопогруженных и сложвопоетроенных отложений региона;

- усовершенствовать технологию проведения глубинных гидрогеологических исследований;

- разработать гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносное-™ для глубокопогруженных подсолевых отложений юго-западной части ПВ;

- выполнить оценку перспектив нефтегазоносности сложнопостроен-ных подсолевых комплексов исследуемой территории.

Степень научной новизны определяется тем, что:

1. По результатам гидрогеологических исследований на новых разведочных площадях, проведённых с участием автора, уточнены представления о гидрогеологических параметрах водонапорной системы подсолевых отложений юго-западной части ПВ; условиях формирования и распространения газогидрогеохимического, гидродинамического и геотермического полей (зон развития водорастворённых газов различного состава, закономерности образования и распространения газогеохимических аномалий и зон аномально высоких пластовых давлений, особенности геотермического поля).

2. Автором усовершенствованы известные методики -проведения гидрогеологических исследований, обработки полученной информации и оценки достоверности применительно для условий развития агрессивных сред, зон АВПД и высоких температур.

3. Разработан и обоснован рациональный комплекс гидрогеологических критериев регионального и локального прогноза нефтегазоносности на основе выделения газогеохимических аномалий в подсолевых водоносных комплексах юго-западной части ПВ.

4. Выполнен дифференцированный прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных подсолевых отложений рассматриваемой территории по предложенному автором комплексу гидрогеологических показателей.

Реализация результатов исследований.

Работа выполнена в рамках тематического плана НИР АО "СевКавНИПИгаз" в период с 1979 по 1997 гг. Результаты проведённых исследований использовались в комплексных отраслевых программах МНТК "ГЕОС (1988-1992 гг.) и Концепции развития гидрогеологических исследований в системе РАО "Газпром" (1992-1996 гг.), а также при оценке перспектив нефтегазоносности исследуемых площадей на территории юго-западной части ПВ.

Фастический материал и личный вклад.

Автор принимал непосредственное участие на всех этапах исследований, в частности, при разработке концепции гидрогеологических работ, при совершенствовании методики исследований сероводородсодер-жащих подземных вод и технологии проведения глубинных нефтегазопо-исковых гидрогеологических исследований. Под руководством автора и при его непосредственном участии проводились глубинные гидрогеологические исследования на многих поисково-разведочных площадях и . разрабатываемых месторождениях в ПВ. В процессе проведения исследований было отобрано и проанализировано значительное число проб пластовых вод и водорастворённых газов, произведены десятки замеров пластовых давлений и температур в водоносных горизонтах. По резуль-

тагам проведённых гидрогеологических исследований подготовлен ряд практических обоснований по оценке перспектив нефтегазоносности испытуемых объектов на Краснохудукской, Ашукской, Ю;кно-Астраханской. Чкалозской, Южно-Плодсвитинсксй, Кануковской площадях, расположенных в юго-западной части ПЗ. Диссертант является соавтором монографий "Технология глубинных кефтегазопоисковых гидрогеологических исследований" (1992), "Технология газопромысловых гидрогеологических исследований" (1997). .

При написании разделов и составлении карт и схем, кроме результатов собственных гидрогеологических исследований, использован фактический материал производственных организаций: ГГ'Астраханьгаз-пром", "Калмгеолком", АО "Ставропольнефтегаз", П "Кавказтрансгаз."

Практическая значимость результатов исследований.

При проведении гидрогеологических исследований поисковой скважины 1 Краснохудукской площади в интервале перфорации 3630-3590 м проведена оценка нефтегазоносности каменноугольных отложений по га-зогидрсгеохимическим показателям, где установлена газогеохимическая аномалия первого типа. На основании полученных результатов автором предложен ряд рекомендаций, которые учтены в планах поисково-разведочного бурения на данной площади.

Апробация работы.

Основные положения диссертации изложены в 15 опубликованных работах, в том числе двух монографиях; докладывались на Всесоюзных и региональных совещаниях, конференциях, семинарах по проблемам:

"Нефтеобразование на больших глубинах" (Ивано-Франковск, 1986); "Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа"(Алма-Ата, 1990); "Теория и практика исследования пластовых флюидов, скважин и пластов при высоких термобарических параметрах" (Волгоград 1991); " Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности на предприятиях РАО "Газпром" (Ставрополь, 1994), "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1997).

Объём работы. Содержание работы изложено на 142 страницах, работа иллюстрирована 15 рисунками и 16 таблицами. Библиография включает 120 наименований.

Работа выполнена под научным руководством докторов геолого-минералогических наук В.П. Ильченко и О.И. Серебрякова, которым автор зъгражает искреннюю признательность и благодарность. В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями доктора геолого-минералогических наук А.С.Панченко, кандидатов геолого-минералогических наук Б.П. Акулинчева, В.Г. Вер-шовского, С.А. Варягова, В.А. Григорова, В.А. Грндииа, B.C. Славицко-го, Ю.В. Тернового, З.В. Стерленко, С.И. Чечёткина, A.A. Ярошенко а также A.A. Темирова, Д.М. Черновалова, Н.М. Петуховой, Н.В. Ерёминой, H.A. Козловой, И.А. Осадчен, С.К. Яровой, которым автор считает приятным долгом выразить свою благодарность.

Особая признательное!ь H.A. Асеевой, Г.В. Суховерко за большую помощь в оформлении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой глгве рассмотрены особенности геологического строения юго-западной части ПВ. Большой вклад в развитие представлений о геологическом строении рассматриваемой территории внесли A.A. Бакиров, А.Я. Бродский, В.А. Бембеев, О.Г. Бражников, М.С. Бурштар, Н.И. Воронин, В.А. Григоров, Г.Х. Дикенипейн, JI.M. Зорькин, И.А. Миталев, Н.В. Мизинов, М.Ф. Мирчинх, Н.В. Неволин, О.С. Обрядчиков, Б.А. Соловьев, Е.В. Стадник, А.Е. Шлезингер, Д.И. Федоров и многие другие.

Геологическое строение юго-западной части ПВ обоснованно характеризуется схемой тектонического районирования, составленной в 1992 г. Н.И. Ворониным, И.А. Миталёвым и др.

ПВ представляет собой крупнейшую надпорядховую отрицательную структуру, осложняющую юго-восточную часть Восточно-Европейской платформы. Мощность осадочного чехла в её центратьных частях достигает 22 км. Границей между впадиной и обрамляющими её тектоническими элементами являются дугообразные разломы, хорошо выраженные по фундаменту и основанию осадочного чехла.

В мощной толще осадочного чехла юго-западной части ПВ выделяются три структурно-тектонических этажа (Н.И. Воронин и др., 1976),

Стратиграфически подсолевой структурно-тектонический этаж представлен карбонатно-терригенными породами от дозерхнедевонских не-расчленённых до сакмаро-артинских отложений нижней перьш общей мощностью от 6 до 12 км. Глубина залегания кровли этажа изменяется от 2 км в южной до 8 км в северной частях рассматриваемой территории. С этим комплексом связана региональная кефтегазоносность и основные перспективы региона. В настоящее время известно более 6 залежей нефти и газа, приуроченных к ловушкам башкирского карбонатного комплекса среднего карбона и терригенно-карбонатных отложений нижней перми. Единичные залежи сформированы в фияипповском горизонте кунгурско-го яруса. По отражающему горизонту П:, приуроченному к кровле известняков башкирского яруса, хорошо выражен Астраханский свод. По изогипсе минус 5400 м Астраханский свод имеет размеры 210x180 км и амплитуду 1500 м. Вершина свода заметно снивелирована, на крыльях углы падения пород достигают 9°. На южном и юго-западном погружении Астраханского свода но отражающему горизонту Ш прослеживаются локальные поднятия, объединённые в Южно-Астраханскую группу (Уланское, Вартыновское, Геологическое, Красносельское, Безымянное, Ивановское, Николаевское, Приволжское, Стрелецкое и др.). В северо-запздной части региона расположены Сарпинский прогиб и Карасаль-ская моноклиналь, в пределах которых наблюдается моноклинальное воздымание пород под углами 6-10° от центральных частей впадины к

западному бортовому уступу. На северо-востоке свод граничит по системе разломов с Заволжским прогибом. В направлении Заволжского прогиба отмечается резкое погружение подсолевых отложений до 5-5,5 км и более. Широко развитые в подсолевом структурном этаже Астраханского свода карбонатные отложения среднего и нилснего карбона замещаются в пределах Заволжского прогиба на терригенко-карбонатные.

В зоне сочленения ПВ и Скифской платформы прослеживается Астраханский глубинный разлом субширотного простирания, который является продолжением Северо-Донецкого надвига. По данным геофизических исследований, в зоне сочленения происходит надвиг герцикского мегавала Карпинского на осадочный чехол докембрийской платформы впадины. В этой зоне докембрийский фундамент погружается до глубины 11-13 км.

Соленосный структурно-тектонический этаж сложен галогенно-кгрбонатно-герригенными и сульфатными порода?.!» кунгурского яруса нижней, перми мощностью от 2 доЗ км. В пределах Карасальской моноклинали (скважина 2 Уманцевская) из кунгурских отложений был. получен приток Еысокоминерализованной-'воды дебитом 4-5 тыс.м3/еут и нефти - 15 м;/сут., что указывает на промышленную нефтегазоносность и, в ряде случаев, на высокие коллекторские свойства сульфатно-терригенных и сульфатно-карбонатных горизонтов соленосного этажа. Особенности строения этажа обусловлены проявлениями соляно-хупольной тектоники. В прибортовой зоне впадины слаборазвитые соляные купола расположены параллельно бортам. Соляной тектсгеиез зпесь проявлялся пассивно, соляные отложения залегают на глубинах около 3000 м.

Надсолевой структурно-тектонический этаж слагается породами верхней перми-антропогена. В его составе по общности генезиса, степени дислоцированное™ и метаморфизма выделяют следующие структурные ярусы: верхнепермско-триасовкй, средкеюрско-палеогеновый и плиоцен-антропогеноЕЫй (О.И. Серебряков и др., 1976). Структурные ярусы отделены друг от друга поверхностями региональных размывов и угловых несогласий. Породы нижнего структурного яруса оконтуривают ядра соляных куполоэ и частично соляные массивы и выполняют межкупольные депрессии. Породы среднего яруса облекгют соляные купола и частично соляные массивы, выполняют межкупольные депрессии и компенсационные мульды, причём последние заполнены отложениями верхнего мела и палеогена. Преобладающими локальными структурными формами в отложениях нижнего и среднего структурных ярусов являются поднятия платформенного облика, сгруппированные в антиклинальные зоны субшпротного простирания, а в области интенсивного развитая соляного тектогенеза такой формой являются соляные купола. Локальные поднятия надсолезого структурно-тектонического этажа, к которым приурочено большинстве залежей нефти и газа, представляют собой купола изометрической формы. Амплитуда их по верхнемеловым отложениям обычно не превышает 40-50 м. С глубиной выраженность поднятий уси-

ливается. Увеличивается их амплитуда и возрастают углы падения крыльев. Так в триасовых отложениях амплитуда Бугринского купола возрастает до 160 м, Чапаевского купола до 400 м, Шар-Царынского купола до 700 м. По характеру выраженности в разрезе купола подразделяются на "сквозные" (Царынский, Шаджинский, Отрадненскнй, Юстинскин и др.) и "погребённые" (Чапаевский, Шар-Царынский и др.). Первые выражены по всему разрезу надсолевого структурно-тектонического этажа вплоть до плиоценовых отложений, вторые проявляются только в разрезе мезозоя, а в разрезе вышележащих отложений они отражаются в виде структурных носов или моноклиналей. Породы верхнего структурного яруса перекрывают дислоцированные образования миоцена-перми, но сами разрывами не затронуты и залегают почти горизонтально с небольшим региональным наклоном в направлении центральных частей ПВ. Лишь в сводах активно растущих соляных куполов (Отрадненский, Юстинский, Владимировский и др.) установлены малоамплитудные поднятия по кровле акчашльского яруса.

Во второй главе рассмотрены закономерности строения водонапорных систем подсолевых отложений юго-западной части ПВ. Существенный вклад в развитие представлений о геологических и гидрогеологических условиях ПВ внесли многие исследователи. Среди них: Л.А. Аниси-мов, С.М. Антипов, В.А. Бочкарева, A.B. Бочкарёв, Ю.М. Васильев, В.Г. Варламов, С.Б. Вагин, Н.И. Воронин, В.А. Григоров, Г.С. Долгова, A.C. Зингер, Л.М. Зорькин, Ю.А. Иванов, В.П. Ильченко, A.A. Карцев, В.Г. Козлов, Л.С. Кравченко, B.C. Мильничук, М.А. Мухамеджаног, O.K. Навроцкий, В.И. Порядин, A.A. Размышляев, О.И. Серебряков, Е.В. Стадник, В.И. Старосельский, Л.Д. Тальнова, Д.Л. Федоров, В.П. Яку-цени и многие другие.

Современное гидрогеологическое расчленение разреза юго-западной части ПВ предусматривает выделение серии водоносных комплексов, которые объединены в гидрогеологические этажи: 1) базальный, приуроченный к кристаллическому фундаменту и его зоне выветривания; 2) под-солевой (докунгурекий); 3) соленосный (кунгурский); 4) надсолевой (верхнепермско-мезозойский); 5) покровный (верхний), сложенный преимущественно отложениями неогенового и четвертичного возраста и осложнённый соляной тектоникой.

Пластовые воды, приуроченные к соленосному гидрогеологическому этажу, характеризуются высокой минерализацией. Соленость рапы закономерно возрастает к юго-западу описываемой территории и на Каракульской площади достигает 495 г/л. Рассолы, в основном, высокомета-морфизованные, натрий-хлорный коэффициент составляет 0,5-0,7, а на Астраханском своде 0,8-0,9. Пластовые температуры достигают 120 °С, пластовые давления варьируют в пределах от 23,5 МПа на Южно-Хамхурской площади (Карасальсхая моноклиналь) до 78,5 МПа на Астраханском своде.

В составе подсолевого гидрогеологического этажа выделяются два основных водоносных комплекса: нижнепермский и каменноугольный.

Минерализация пластовых вод нижнепермского терригенного комплекса изменяется от 217 до 257 г/л. Воды значительно метаморфизова-ны. натрий-хлорный коэффициент составляет 0,5-0,8, что свидетельствует о застойной гидрогеологической обстановке.

Проведённый автором анализ исходной информации показал, что наиболее интересные и достоверные данные по водорастворёкным газам (ВРГ) и водораегворённому органическому веществу (ВРОВ) в нижнепермских отложениях получены на площадях Кануковская и Чкаловская. Газонасыщениость вод здесь составляет, соответственно, 1,37-1,62 и 3,74,5 м3/м3. В составе ВРГ преобладает метан до 82 %, содержание тяжелых УВ от 5 до 11 %, углекислого газа от 2,5 до 2,8 %, азота от 7 до 7,8 %. Характерно высокое содержание в водах бензола и фенолов. Кроме того, кз Чкаловской площади установлена и гидродинамическая аномалия, которая характеризуется коэффициентом аномальности 1,93 (Ю.Г. Гирин, 1992).

Воды каменноугольного водоносного комплекса характеризуются застойной обстановкой, благоприятной для сохранения скоплений УВ. Фоновая минерализация варьирует в пределах от 70 до 190 г/л, натрий-хлорный коэффициент метаморфизации чаще от 0,6 до 0,8.

Пластовые воды Астраханского ГКМ, подстилающие залежь сероводородных газов в башкирских известняках, характеризуются минерализацией 70-110 г/л, тип вод чаще хлор-кальциевый. Характерно наличие зон различной солёности, что в целом отражает блоковое строение залежи. В центральной части её развиты воды меньшей минерализации, в основном, от 60 до 80 г/л. Такой же степени солёности достигают воды и в западней части залежи/Законтурным водам свойственна высокая минерализация, изменяющаяся в пределах от 100 до 150 г/л. Для подошвенных вод характерно повышенное содержание гидрокарбонатов и пониженное содержание сульфатов. К контуру залежи с повышением минерализации содержание гидрокарбонатов уменьшается, сульфатов - повышается. Такое распределение водорастворённых солей свидетельствует о различном характере обменных и окислительно-восстановительных процессов в водоносной и газоносной частях продуктивного комплекса.

По составу ВРГ автором совместно с В.П. Ильченко (1992) выделены три геохимические зоны: 1-зона развития сероводородсодержащнх газов, приуроченная к Астраханскому своду; 2-зона развития углекислых газов, приуроченная к восточной части Каракульско-Смушковской зоны дислокаций; 3-зона развития углеводородных газов, приуроченная к Кара-сальсхой моноклинали, Сарпипскому прогибу и Сухотинскому валу.

В составе ВРГ Астраханского П<М превалируют кислые компоненты. Содержание сероводорода изменяется от 20 до 55 %, углекислого газа от 11 до 42 %, на долю метана приходится до 54 %, чаще 20-30 %, азота от 0,4 до 5 %. Распределение газовых компонентов в пластовом газе обуславливает характер распределения их в подошвенных водах. Вследствие этого в изменении концентрации различных компонентов ВРГ по пло-

щади прослеживаются закономерности, отмеченные для пластового газа залежи.

Эти взаимосвязанные соотношения регулируются растворимостью компонентов в ухазанных средах. Поскольку растворимость в воде сероводорода и двуокиси углерода в десятки раз выше растворимости метана, то в залежи парциальные давления в направлении к ГВК для кислых га-^ зов снижаются, а для метана увеличиваются. Таким образом, диффузия кислых компонентов направлена из залежи в воду, а метана - из воды в залежь, что вызываег снижение концентрации кислых газов и увеличение содержания метана в указанном направления. В сводовой части зглсжи содержание тяжёлых УВ (Сз+в) увеличивается по сравненгао с нижележащими зонами залежи. В направлении к ГВК содержание тяжёлых УВ уменьшается. В соответствии с этим доля метана по направлению к ГВК увеличивается. Так как растворимость сероводорода в тяжёлых УВ весьма высокая, превышающая его растворимость в воде, концентрация сероводорода в сводовой части АГКМ увеличивается, и в соответствии с уменьшением количества тяжёлых УВ вниз по разрезу залежи концентрация сероводорода в газах в направлении к ГВК снижается. Такому снижению способствует и его диссипация из залежи в пластовые воды (О.И. Серебряков, 1996). Наиболее чётко картина описанных явлений отражается в нижней прикснтактной зоне залежи.

Вторая зона развита на самом юге описываемой территории. Высокие концентрации углекислого газа в ВРГ установлены в области сочленения разновозрастных платформ в зонах тектонических нарушений. В разрезе подсолевого гидрогеологического эгажа на долю карбонатных пород приходится порядка 40-50 % его мощности, а при их контакте с пластовыми водами в жестких термобарических условиях генерируется большое количество углекислоты (термометаморфизм). Образовавшись, углекислота в составе парогазожидкосгных смесей поступает в подсоле-вые толщи по тектоническим нарушениям, которые особенно развиты в восточной части Каракульско-Смушковской зоны дислокаций.

Третья зона. Здесь в водоносных комплексах подсолевых отложений Карасальской моноклинали развиты метановые газы, в составе которых на долю углеводородов приходится 93-96 %, углекислого газа 1-3 % и азота 2-3 %. Характерным признаком является отсутствие сероводорода. Повышенные концентрации геши подчеркивают застойный характер гидрогеологической обстановки,

В юго-западной части ПВ в подсолевых отложениях, с увеличением глубины от соленосной толщи, минерализация вод закономерно уменьшается от 240-250 г/к в ннжнепермских отложениях до 70 г/л в нижнекаменноугольных породах визейсхого яруса, что обусловлено присутствием вод термодегидратационного, конденсационного, органогенного, гид-ратного и другого происхождения.

Геотермический режим подсолевого гидрогеологического этажа в значительной степени контролируется составом и физическими свойствами горных пород, слагающих водоносные горизонты и водо-

упоры, наличием и степенью активности гидрогеологических процессов, протекающих в них. Эти факторы находятся в самой тесной зависимости друг от друга, поскольку термические свойства горных пород определяются не только вещественным и гранулометрическими составами пород и их структурно-текстурными особенностями, но и степенью водо - и газонасыщенности порового пространства пород.

Для изучения гидродинамической характеристики подсолевых отложений юго-западной части ПВ и выделения зон АВПД автором был обобщен весь имеющийся фактический материал по глубинным замерам пластовых давлений, температур, плотности подземных вод в пластовых и нормальных условиях, произведён расчет приведенных давлений на единую плоскость, и построена карта приведённых напоров, С целью сравнения гидродинамической обстановки подсолевсго водоносного комплекса юго-западной части ПВ и башкирской залежи АГКМ выбрана единая плоскость приведения на отметке минус 4156 м. Расчет давления проводился по формуле

Рпр = Рп»+ю-б| ер(2)аг, (О

где Рпр - давление, приведенное на плоскость сравнения, МПа; Р.« -пластовое давление на отметке 71, МПа; Zn - абсолютная отметка плоскости приведения, м; р2 - плотность пластовых вод для термобарических условий пласта, кг/м3; И - абсолютная отметка глубины замера давления, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2.

Плотность пластовых вод для термобарических условий пласта рассчитывалась по формуле

Рг = (р. + Дх)/( 1 - К,Р„л), (2)

где рг - ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ В пластовых условиях, кг/м3; р! - плотность воды с учетом температурной поправки, кг/м3; А* - поправка к плотности воды с учетом растворённых газов, кг/м3; К* - коэффициент сжимаемости газонасыщенной миневализованной воды,МПа-1; Рга - пластовое давление, МПа.

Плотность дегазированной пластовой воды при пластовой температуре определялась по зависимости

= 1000 еА ^1"1 , (3)

где А = - 0,349974 + 6,933 х Ю^М - 2,18095 х 10-8М2 ;

В = 0,208745 + 5,64232 х 10-»М2 - 1,81219 х 10-?М2;

С = - 3,10917 х Ю-2 - 1,49335 х Ю «М +2,72112 х 10-8М3;

г > 20 С0

где М- минерализация воды, г/л; I - температура в скважине, °С. Поправка к плотности воды с учётом растворённых газов определялась по формуле

Д* =[ро/(ро- M)]SCi(pr-rp0), (4)

где Дл - поправка к плотности воды с учётом растворённых газов, кг/ы3; Ро. плотность дегазированной воды в нормальных условиях, кг/м3 ; Ci -газовый фактор основных растворенных газов, м3/м3; рг - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3; г - приращение объема 1 г воды при растворении в ней 1 мл газа.

Плотность газа в пластовых условиях рассчитывалась по формуле

рг = 283,58 poP/TZ, (5)

где ро - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3; Т- пластовая температура, К; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Как видно из формулы (1) приведенное давление складывается из фактического давления, определённого на заданной глубине и интеграла приведения. Однако использование различных методов приведения пластовых давлений даёт разные значения этого интеграла, что делает не оправданным использование данных методов. В работе А.Е. Гуревича (1980) указано, что подобное явление неизбежно, т.к. интеграл имеет решение только при условии 8р!дх — dpldy = 0, что практически не встречается в природных условиях. Как выход из этого положения расчёт приведённых давлений проводится с некоторой неопределённостью, которая определяется по следующей зависимости

гг 12 *2

indef Р = max J р (z) dZ - min J p (z) dZ, (6)

21 it ii

Практически для определения неопределённости интеграла строят график зависимости изменения плотности с глубиной, который представляет собой облако точек, через которое можно провести бесчисленное множество кривых. Площади ограниченной кривой, проведенной через минимальные значения плотности, отвечает наименьший интеграл, а через максимальные значения - наибольший. Разница между ними есть величина неопределенности интеграла.

О перепаде приведенных напоров между точками можно говорить только тогда, когда его величина превышает неопределенность интеграла. На основе проведённых построений установлено, что зоны АВПД приурочены к Астраханскому своду и южной части Карасальской моноклинали (Кануковская ступень). Приведенные напоры здесь соответственно составляют 2218 и 4277 м. Величина коэффициента аномальности пластового давления РПл/Рп«р изменяется в пределах от 1,5 до 1,93. В пределах продуктивной залежи АГКМ отмечено АВПД с диапазоном значений в зоне ГВК от 60,15 МПа (скважина 8) до 62,55 (скважина 72). Коэффициент аномальности (Рпл/Ру.шдг) изменяется в пределах от 1,5 до 1,54. Резервуар газоконденсатной залежи АГКМ характеризуется вы-

сокой степенью изоляции. Карбонатные отложения башкирского яруса Астраханского свода перекрыты сверху мощной кунгурской сульфатно-галогенной толщей. По периметру свода изоляция обеспечивается тектоническим экраном и фациальным замещением карбонатных пород-коллекторов терригенными фтоидоупорными разностями. Замкнутость газогидродинамической системы башкирской залежи АГКМ обусловила возникновение АВПД. За пределами залежи этот показатель снижается до 1,3.

Таким образом, особенности водонапорной системы подсолевых отложений юго-западной части ПВ заключаются в существовании ярко выраженных гидрогеохимических зон, выделяемых по составу ВРГ (Серова дородсодержащая, углекислая, углеводородная), которые контролируются тектоническим, литологическим, геохимическим и другими фгк-торами. В наличии зон АВПД, приуроченных к Астраханскому своду и южной части Карасальской моноклинали и обусловленных в первую очередь блоковым строением данных тектонических элементов. В снижении минерализации вод от кунгурских отложений до нижнекаменноугольных (от 240-250 г/л до 70 г/л) вызванной многочисленными факторами и, в первую очередь, присутствием вод термодегадратационного, конденсационного, органогенного, гидратного и другого происхождения. В наличии в юго-западной части ПВ повышенного геотермического режима, где фиксируются максимальные температуры на всех уровнях осадочного чехла впадины, что обусловлено преобладанием в разрезе надсолевого гидрогеологического этажа мощных глинистых теплозкра-нирующих толщ верхней перми, триаса и мезозоя.

Третья глава посвящена вопросам разработки и усовершенствования методики проведения глубинных гидрогеологических исследований подсолевых отложений, оценки их достоверности и обработки полученных результатов.

В современных условиях перспективы выявления новых залежей УВ во многих нефтегазоносных регионах связаны с глубинами 3500-6000 м. Как показывает опыт работ, для этих глубин характерны очень сложные горнотехнические условия. Пластовые давления нередко превышают в полтора-два раза нормальные гидростатические и достигают 110 МПа и более. Подземные воды содержат агрессивные компоненты (сероводород, углекислоту и др). В подобных условиях резко возрастают требования к методике глубинных гидрогеологических исследований к достоверности и информативности получаемых данных, надёжности их интерпретации при оценке прогноза нефтегазоносности.

Автором на основе -анализа существующего ныне многообразия методик проведения исследований, обработки их результатов, расчётных методов определения гидрогеологических параметров выбран рациональный комплекс исследований применительно к жёстким термобарическим условиям и агрессивным серозодородно-углекислым средам, которые характерны для подсолевых отложении юго-западной части ПВ.

Газовая составляющая подземных вод является одним из взжнейших и наиболее надежным гидрогеологическим поисковым показателем. При этом большое значение приобретает точное определение как величины газосодержания, так и компонентного состава ВРГ, по которым проводится расчет упругости газов и коэффициента насыщения. Получение достоверных данных по газовой составляющей пластовых вод зависит от следующих основных причин: а) степени подготовленности скважин к проведению исследований; б) техники и технологии проведения отбора глубинных проб воды с ВРГ; в) точности интерпретации результатов глубинных газогидрогеохимических исследований.

Для отбора глубинных проб ВРГ существуют различные модификации пробоотборников проточного и непроточного типов как зарубежного, так и отечественного производства. Автором предлагается использовать пробоотборники проточного типа фирмы "Лёйтерт" и отечественные модернизированные ПД-ЗМ при концентрациях кислых компонентов до 5 %. При исследовании скважин, в которых содержание кислых компонентов превышает 5 %, пробоотборник непроточного типа фирмы "Кастер."

Большие сложности возникают при определении в составе ВРГ кислых компонентов. Использование обычного метода перевода пробы через приспособление Е.И. Цисса неприемлемо при определении низких (до 1%) концентраций сероводорода в газе. Чтобы исключить погрешности в определении кислых компонентов, автором предлагается использовать методику B.C. Гончарова (1988), по которой пробу ВРГ необходимо пропускать через систему барботеров (склянок Дрекселя), заполненных хлористым кадмием, что позволяет связывать и осаждать сероводород в виде сернистых соединений кадмия, представляющих собой твёрдый осадок

С ростом глубин бурения скважин особое внимание уделяется надежности и достоверности получаемой информации в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур. Высокая минерализация и агрессивность вод в сочетании с жесткими термобарическими условиями усложняют и ограничивают возможности замеров глубинными приборами. В этих условиях многие исследователи отдают предпочтение расчетным методам определения забойных (пластовых) давлений. Разработанная в СевКавНИПИгазе методика (Б.П. Акулинчев, Ю.Г. Гирин, 1987) обеспечивает наименьшую погрешность расчетов. Максимальное отклонение не превышает 0,6 %, что ниже паспортной погрешности инструментальных замеров серийными манометрами. Забойное давление в скважине, заполненной жидкостью, описывается зависимостью (1).

Из формулы видно, что погрешность расчетов зависит от погрешностей определения избыточного давления, плотности и ускорения силы тяжести. Погрешность замера устьевого давления определяется классом используемых манометров и обычно составляет 0,4 % ( для образцовых манометров). Плотность воды по стволу скважины меняется в зависи-

мости от изменения температуры, давления и газосодержания. Ее значение определялось но формуле (2).

Наибольшее влияние на изменение плотности оказывает температура. Например, за счет нагрева воды с 20 до 20С°С ее плотность уменьшается на 134 кг/м5 13 %). Коэффициент сжимаемости изменяется в больших пределах, например, если при 20°С и 5 МПа он составляет 4,275 10'^ МПа-1, то при 200иС и 100 МПа он равен 6,463 10 МПа"1 (~ 50%). Однако влияние сжимаемости на плотность сказывается гораздо меньше (для приведенного примера в пределах 25 кг/м3, ~ 2,5%). Еще меньшую погрешность вносят растворенные газы. Например, в 1 м' пресной воды при 200 °С и давлении 100 МПа может раствориться до 13 м1 метана, что уменьшит плотность всего на 12 кг/м3 (~ 1,2 %).

К настоящему времени предложено множество формул, учитывающих влияние температуры на плотность.

К примеру широко используется линейная зависимость

pi = Ро + A (to -1), (7)

ГДС ро ~ плотность воды в стандартных условиях, кг/м3; А - коэффициент, зависящий от состава солей; ^-стандартная температура, °С; t -скважинная температура, °С.

Однако, уже при исследовании скважин с забойными температурами 70-80 °С выявились расхождения между замеренными забойными давлениями и расчетными, исходя из плотности вод с учетом температурных поправок. Поэтому к настоящему времени предложено множество эмпирических формул, учитывающих влияние температуры.

Во ВНИИгазе в этих целях используется зависимость

р,= ро-(1000-р0, (8)

где рГ - плотность дистиллированной воды при скважинкой температуре. кг/м3.

ВНИГНИ предложена следующая эмпирическая зависимость

р, =(0,7 М + 1069)-t-o.°2, (9)

где М- минерализация воды при 20°С, г/л;

ВСЕГИНГЕО для учета влияния температуры рекомендует зависимости

p¡ = 1000 - 5,9-10-3 (t- 4 )195 + 6,5 101М, при t < 100°С (10)

pt = 958,4 - 3,47-10-' (t -100)1-2 +• 6,5 • 101 M, 100<tá200°C (1!)

Анализ расчетов, выполненных по этим формулам, в сравнении со справочными данными по растворам NaCl, из которых, в основном, состоят подземные воды, показал: средняя погрешность расчетов по выше-

приведённым формулам (7,8,9,10,11) составляет 2,4-3.4%, достигая при температурах выше 140('С 4-6 %, что выше погрешностей инструментальных замеров. Учитывая это, авторами мегодики предложена более совершенная эмпирическая формула , опробованная для условий развития АВПД, высоких температур и агрессивных сред, характерных для подсолевых отложений юго-западной части ПВ

р, = 1000-еА tB+clnt-

где А = -0,349974 + 6,933 10-» М - 2,18095 10-« М2:

В = 0,208745 -Ь 5,64232 • 10* М -1,81219 • 10-7 М2;

С = - 3,10917 • 1--2 - 1,49335 10 6 М + 2,72112 • 10-* М2.

t > 20"С

Погрешность расчетов с использованием зависимости определяется, в основном, точностью определения минерализации вод и погрешностью замера температур, не превышая 0,4 %.

Как показывает практика, использование недостоверной информации при различных гидрогеологических построениях может привести к неверным выводам, даже в хорошо изученных районах. Для примера можно привести исследования A.C. Панченко, Ю.Г. Гирина и Б.П. Аху-линчева (1985), которыми убедительно доказана ошибочность прогноза гидродинамических ловушек газа в глубокопогруженных и сложнопо-строенных отложениях Предкавказья и ПВ. Прогноз был основан на сопоставлении структурных карт, построенных по абсолютным отметкам крозли пласта - коллектора, карт пьезометрической поверхности, составленных на основе приведенных пластовых давлений водоносной части пласта и построением результирующей карты следов пересечения кровли пласта-коллектора поверхностями равных напоров пластовых вод, показывающей местоположение гидродинамической ловушки газа.

Проведённый авторами анализ показал, что прогнозирование малоамплитудных гидродинамических ловушек высотой 25-50 ы, даже в изученных нефтегазоносных регионах, где имеется довольно обширный гидрогеологический материал, в настоящее время представляется зесьма сложной задачей. В новых осваиваемых перспективных регионах, каким является юго-западная часть ПВ, речь может идти только о выделении зон с благоприятными гидрогеологическими условиями возможного существования гидродинамических ловушек (Ю.Г. Гирин, 1997).

Таким образом, достоверность исходной глубинной гидродинамической информации приобретает первостепенное значение при оценке перспектив нефтегазоносное™ глубокопогруженных и сложнопосгроек-ных отложений.

В практике гидрогеологических работ по ряду причин не всегда удаётся отобрать достоверные глубинные пробы пластовых вод. О наличии техногенных вод в пробе часто судят по низкой минерализации воды. Однако это далеко не всегда оправдано, поскольку природа образования маломинерализованных вод (ММВ) может быть различна. Для того,

чтобы осуществлять отбраковку гидрохимических показателей по нонно-еолеоому составу необходимо четко представлять механизм формирования солевого состава глубинных подземных вод и, прежде всего, генезис минерализации. Важно понять, какие основные факторы (природные и техногенные) влияют на количество и состав водорастворенных солей.

Под ММВ обычно понимаются воды с минерализацией менее 35 г/л, т.е. менее минерализации воды океана. Такое трактование ММВ вызвано тем, что основная масса подземных вод нефтегазоносных комплексов в основном представлена видоизменёнными водами палеоохеана.

В формировании регионально распространенных ММВ ведущая роль принадлежит палеогеографическим условиям осадконакогатення и вторичным процессам дегидратации пород. Поскольку дегидратация унлетнягошнхея пород наступает лишь при погружении осадков на значительные глубины, то в течение некоторого геологического времени минерализация вод будет не увеличиваться, а наоборот, несколько уменьшаться. Это в значительной мере связано с одновременно проходящими процессами нефтегазообразования на начальных стадиях прото-катагенеза по мере прохождения породами глазной фазы чефтеобразова-ния. Глинистые породы при этом играют роль своеобразного "опреснителя" (A.C. Панченко, 1985).

Если в нефтегазоносных комплексах повсеместно распространены рассолы, и только залежи УВ подстилаются ММВ, т.е. сопровождаются четко выраженными гидрохимическими аномалиями, то формирование таких ММВ связано с выделением конденсационных вод в пластах из УВ при их миграции. По генезису эти ММВ обычно представляют смесь конденсационных и пластовых вод. Отличительной особенностью ММВ этого типа является повышенная концентрация в них таких OB, ках бензол, толуол, изомеры ксилола, оргхислоты, сопровождаемая нередко увеличением содержания гидрокарбонатсв. Указанные особенности ММВ являются одни?.* из поисковых признаков залежей УВ.

Таким образом, усовершенствованная методика проведения глубинных гидрогеологических исследований подсолевых водоносных комплексов, применённая автором, позволяет получить достоверные гидрогеологические параметры в жёстких термобарических условиях недр, в условиях нарушенной гидродинамической и гидрохимической обстановки, в условиях влияния агрессивной сероводеродно-углекислой среды, что значительно повышает качество прогноза нефтегазоносности хак отдельных регионов в целом, так и их локальных участков, а также идентифицировать генезис флюидов?, получаемых в скважинах в процессе поисково-разведочных работ и эксплуатации месторождений нефти а газа.

Четвёртая глава посвящена вопросам усовершенствования методики оценки перспектив нефтегазоносности по рациональному комплексу гидрогеологических показателей, в.т. числе раздельному прогнозу фазового состояния залежей УВ.

Целью регионального прогноза является оценка перспектив нефтегазоносных комплексов в целом. Для этого по комплексу фоновых значе-

ний гидрогеологических показателей выясняются возможности проявления залежей УВ. Как известно процессы формирования залежей зависят от условий генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ. Разработанная методика позволяет по гидрогеологическим показателям определять зоны генерации газообразных и жидких УВ, а также проводить оценку условий сохранности залежей нефти и газа. При региональном прогнозе используются только показатели гидрогеологического фона, не искаженные влиянием скоплений УВ.

Локальное прогнозирование осуществляется как на поисковом, так и на разведочном этапах геологоразведочных работ и включает определенный комплекс гидрогеологических исследований, который позволяет провести анализ данных о подземных водах и фазовом составе залежей УВ, расположенных в разных гидрогеологических условиях и выявить локальные гидрогеологические показатели нефтегазоносное™ и серово-дородности с помощью изучения физико-химических процессов, протекающих в системе "залежь - вода", с учетом условий формирования скоплений УВ.

Методика оценки перспектив нефтегазоносности включает в себя региональный и локальный прогнозы. Региональный прогноз основывается на общих гидрогеологических условиях формирования подземной гидросферы подсолевых отложений, закономерностях распределения газогидрохимических полей термобарических условиях недр. Основными показателями регионального прогноза являются: газовая составляющая подземных вод, минерализация подземных вод, ионно-солевон состав, температурный режим недр.

Локальный прогноз основывается на следующих показателях: наличие зон опресненных вод, наличие газогеохимических аномалий (газовый состав ВРГ, коэффициент газонасыщенности пластовых вод), аномалии ВРОВ в подземных водах, наличие гидродинамических аномалий (АВПД).

Нами выполнен комплекс исследований на ряде объектов подсолсьо-го гидрогеологического этажа ПВ. Это АГКМ; площади: Заволжская, Харабалинская, Володарская, Южно-Астраханская, Ашунская, Красно-худукская, Безымянная, Николаевская, Чкаловская, Южио-Плодовитин-ская, Кануковская.

При локальном прогнозировании применялся разработанный азто-ром рациональный комплекс гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности. Он включает:

1. Ионно-солевой состав и минерачизапию воды. На общем фоне минерализованных вод залежи УВ часто сопровождаются ореолами вод пониженной минерализации (зоны опреснённых вод) за счет конденсационных, органогенных, солюционных и других вод. Повышенное содержание в водах микроэлементов подтверждают их природный генезис.

2. Наличие газогидрохимических аномалий. На общем фоне вод не-донасыщенных растворенными газами выделяются газогидрохимические аномалии повышенной газонасыщеяности за счет влияния залежей УВ.

Выделяют четыре типа подобных аномалий. Наиболее контрастны в плане перспектив нефтегазоносносги газогидрохимические аномалии первого типа, которые характеризуются коэффициентом насыщения 0,81,0, газонасыщеннсстыо свыше 1,5 м?/м?(для кислых газов свыше 8 м'/м3), отношением УВ/ азоту свыше 20. По результатам гидрогеологических исследований, газогидрохимнческие аномалии первого типа зафиксированы в нижнепермских отложениях, на Кануковской и Чкаловской площадях; в каменноугольных отложениях на Южно-Плодовитинской и Крас-нохудукской. Аномалии второго типа отмечены на площади Ашунская, третьего типа - на Южно-Астраханской площади.

Геохимические аномалии отмечены также при испытании каменноугольных отложений на площадях Георгиевская, Заволжская, Хараба-линская, Еленовская, расположенных в пределах Астраханского свода, и Николаевская, Безымянная, - в пределах группы Южно-Астраханских поднятий.

3. Аномальные концентрации водорастворенного органического вещества (ВРОВ). Из всего многообразия ВРОВ в исследуемом регионе наиболее информативны в качестве поисковых признаков являются фенолы и бензол. Распределение фенолов в пластовых водах отличается значительными колебаниями концентраций, причем по этому показателю нефтяные залежи заметно отличаются от газоконденсатных. Воды га-зоконденсатных залежей характеризуются повышенными концентрациями бензола по сравнению с водами нефтяных скоплений. На характер распределения бензола и его гомологов в водах сероводород влияния не оказывает. Особенностью ореольных зод углеводородных залежей с высоким содержанием сероводорода является отсутствие в них простых форм фенолов.

Повышенное содержание ВРОВ отмечено в водах нижне-пермских отложений на Кануковской, Чкаловской площадях, а также в водах каменноугольных отложений Южно-Плодовитинской площади.

4. Наличие зон АВПД. По результатам гидрогеологических исследований зоны АВПД в подсолевых отложениях приурочены к Астраханскому своду и южной части Карасальской моноклинали. Приведенные напоры здесь соответственно составляют 2218 и 4277 м. Величина отношения Рпл/Рп<др изменяется в пределах от 1,5 до 1,93.

В пределах площади залежи А.ГКМ установлена зона АВПД с диапазоном значений в зоне газоводяного контакта (ТВК) от 60,15 (скв.8) до 62,55 МПа (скв.72). Коэффициент аномальности (Рат/Ру.™?) изменяется в пределах от 1,56 до 1,58. За пределами залежи этот показатель снижается до 1,3. В нижнепермских отложениях Чкаловской площади коэффициент АВПД составляет 1,93, что указывает на существование в её пределах микроблока.

На основе этих критериев выделены перспективные объекты регионального и локального типов. В разряд перспективных локальных объектов для обнаружения новых месторождений УВ отнесены площади: Володарская, Харабалинская, Еленовская, Кануковская, Чкаловская, Юж-

но-Плодовитинская, Южно-Астраханская, Высоковская, Уланская, Николаевская, Краснохудукская, Ашунская и др.

Выбранный рациональный комплекс гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений юго-западной части ПВ позволил автору выделить перспективные зоны, к которым могут быть приурочены скопления УВ. К таким зонам следует отнести, в первую очередь, Астраханский свод, где перспективы нефтегазоносное™ связаны с карбонатными отложения среднего и нижнего карбона, а также терригенно-карбонатным комплексом девона. Нижнепермский терригенный комплекс наиболее перспективен в пределах южной части Карасальской моноклинали, где отмечены как гидрохимические, так и гидродинамические аномалии, и следует ожидать открытия га-зоконденсатных залежей. В северо-западной части данной зоны более перспективны терригеино-карбонатные отложения нижнего и среднего карбона, где, по гидрогеологическим показателям, возможно открытие нефтегазовых скоплений без содержания кислых компонентов. В Кара-кульско-Смушковской зоне поднятий перспективы нефтегазоносности связываются с поднадвиговыми карбонатными отложениями верхнего девона, среднего карбока и нижней перми. По гидрогеологическим показателям, здесь следует ожидать открытия газоконденсатных скоплений.

В юго-западной части ПВ, куда входит Астраханская зона нефтега-зонакоплекия, наряду с продолжающейся разведкой АГКМ необходимо бурение нескольких параметрических скважин с целью изучения перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов нижнего карбона и верхнего девона, в которых происходит замещение карбонатного разреза средке-камешюугольных отложений на терригенный (Володарская, Заволжская, Георгиевская, Харабаликская, Еленовская площади и др.). Целесообразно бурение и в периферийных юго-западных и северо-восточных районах Астраханского свода. Здесь, на Смушковской, Южно-Астраханской, Вы-соковской, Ашунской, Уланской, Николаевской, Безымянной площадях, отложения среднего карбона могут быть представленны преимущественно терригенными породами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведённых исследований получены новые представления о гидрогеологических условиях юго-западной части ПВ. Основные из них следующие:

1. Установлены особенности водонапорной системы подсолевых отложений юго-западной части ПВ, заключающиеся:

- в существовании ярко выраженных газогидрогеохимичесгсих зон, выделяемых по составу ВРГ (поля развития углеводородных, сероводо-родсодержащих, углекислых газов);

- в наличии зон АВПД, приуроченных к Астраханскому своду и южной части Карасальской моноклинали (Кануковская ступень) и ебуслоз-

2i

лекиых блоковым строением тектонических элементов, их изолированностью;

-в проявлении гидрсгеохимической инверсии вниз по разрезу, выраженной в снижении минерализации вод от кунтурских отложений до нижнекамснноугольмых (от 250 г/л до 70 г/л) и контролируемой многочисленными факторами, важнейшим из которых является наличие вод термодегидратационного. конденсационного, органогенного, пщратно-го происхождения;

-в наличии в юго-западной части ПВ повышенного геотермического режима, где фиксируются максимальные температуры на всех уровнях осадочного чехла, что обусловлено преобладанием з разрезе надсолевого гидрогеологического этажа мощных глинистых теплозкранирующих толщ.

2. Дана современная геологическая характеристика глубокопогру-женкых и сложнопостроенных подсолевых отложений исследуемой территории, разработана гидрогеологическая стратификация разреза.

3. Разработана и усовершенствована методика проведения глубинных гидрогеологических исследований, оценки их достоверности и обработки полученных результатов для жёстких термобарических условий и агрессивных сероводородно-углехислых сред подсолевых отложений юго-западной части ПВ;

4. Разработаны критерии регионального и локального прогноза кефт (газоносности и дана оценка перспектив на нефть и газ подсолевых комплексов юго-западной части ПВ.

5. С учётом разработанных критериев в пределах изучаемой территории выделены перспективные объекты регионального и локального типов. В разряд перспективных локальных объектов для обнаружения новых месторождений УВ отнесены площади: Володарская, Харабалик-ская, Еленовская, Кануховская, Чкаловская, Южно-Плодовитинская, Южно-Астраханская. Высоковская, Уланская, Николаевская, Красноху-дукская, Ашунсхая и др.

Автором защищаются следующие основные положения:

1. Уточнённые гидрогеологические параметры водонапорной системы подсолевых отложений юго-западной части ПВ, условия формирования и распространения газогадрогеохимических полей (зон присутствия углеводородных, сероводородных и углекислых газов), закономерности образования газогеохимических аномалий и зон АВПД, особенности г еотермического поля.

2. Усовершенствованные методики проведения гидрогеологических исследований, обработки полученной информации и оценки достоверности для глубокопогружгнных и сложнопостроеиных подсолевых отложений, услоаий развития агрессивных сероводородно-углехислых сред, зон АВПД н высоких температур.

3. Рациональный комплекс гидрогеологических критериев регионального и локального прогноза нефтегазоносности подсолевых водоносных комплексов юго-западной часги ПВ.

4. Раздельный прогноз оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений рассматриваемой территории по комплексу гидрогеологических показателей и рекомендации по направлениям геологоразведочных работ на нефть и газ.

Основные положения и результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Некоторые данные о причинах осложнений при разбуривании со-леносных отложений на площадях Восточной Кубани // Бурение, 1983 N6, С. 10-11 (соавторы М.С. Гаджиев, С.Б. Свинцицкий, П.В. Бигун).

2. Гидрогеология и газоносность глубокопогруженньтх отложений Предкавказья // Нефтегазообразованне на больших глубинах: Тезисы докладов, V Всесоюзный семинар, Ивано-Франковск, 1986. - С. 331-332 (соавторы В.П. Ильченко, Б.П. Акулинчев).

3. Определение забойных давлений при испытании глубоких скважин // Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сборник научных трудоз ВНИИгаза. - М., 19Е7. - С. 168-178 (соавтор Б.П. Акулинчез).

4. Достоверность прогноза гидродинамических ловушек газа // Формирование, поиск и разведка газовых залежей: Сборник научных трудов ВНИИгаза. - М., 1988. - С. 84-91 (соавторы A.C. Панченхо, Б.П. Акулинчев).

5. Технология глубинных гидрогеологических исследовании на нефть и газ в Прикаспийской впадине Н Особенности технологии геохимических методов поискоз месторождений нефти и газа: Тезисы докладов школы - семинара, Алма - Ата, 1990. - С. 98 - 99 (соавторы В.П. Ильченко, Б.П. Акулинчев, Н.М. Петухова, О.И. Серебряков, A.A. Темиров).

6. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований. - М.: Недра, 1992. - С. 170 (соавторы В.П. Ильченко, Б.П. Акулинчев, Н.М. Петухова, О.И. Серебряков, A.A. Темиров).

7. АВПД в подсолевых гидрогеологических объектах юга Прикаспийской впадины // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сборник научных трудов ВНИИгаза. - М., 1993. - С. 93 - 102 (соавтор В.П. Ильченко).

8. Гидрогелогические условия триасовых отложений Предкавказья в связи с нефтегазоносностью // Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности на предприятиях РАО "ГАЗПРОМ": Сборник научных трудов ВНИИгаза. - М„ 1994. - С. 35 - 47 (соавтор В.П. Ильченко).

9. О нефтегазопоисковых гидрогеологических технологиях !! Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности

I на предприятиях РАО "ГАЗПРОМ": Сборник научных трудов ВНИИга-I за. - М., 1994. - С. 47-53 (соавтор A.A. Темиров).

10. Методические основы и особенности гидрогеологического контроля на подземных хранилищах газа и их практическое применение на ПХГ Сезерного Кавказа // Подземное хранение газа: Тезисы докладов Международной конференции выставки. - М., 1995. - С. 42 (соавторы З.П. Ильченко, A.A. Темиров, A.A. Енгибарян).

11. Технология газопромысловых гидрогеологических исследований. -М.: Недра, 1997. - С. 300 (соавторы В.П. Ильченко, Е,П. Акулинчев, B.C. Гончаров и др.).

12. О влиянии гидрогеологического фактора на смещение газогидрохимических аномалий // Строительство газовых и газоконденсатиых скважин: Сборник научных трудов ВНИИгаза. - М„ 1997. - С. 114 - 117.

13. Сравнительный анализ гидрогеологических условий глубокоза-легающих отложений юга России И Тезисы докладов XXVI региональной научно-технической конференции. - Ставрополь, 1997. - С. 1-2 (соавтор И.В. Павлюкоза).

14. Оценка достоверности результатов глубинных гидрогеологических исследований II Тезисы докладов региональной научно- технической конференции "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону". -Ставрополь, 1997. - С. 33-34.

15. Гидродинамическая характеристика подсолевого водоносного комплекса юго-западной части Прикаспийской впадины // Тезисы докладов региональной научно - технической конференции "ВУЗовская наука -Северо-Кавказскому региону". - Ставрополь, 1997. - С. 34-35.

Подписанов печать 5.02.9S г Печать офсетная Бумага офсетная Тираж 100 экз

Формат 30x40 1/16 Усл. п.л. 1,4

Заказ N 17

ПЛД N 72-31 ot22.04.97 г

Ставропольский государственный технический университет типография СтГТУ