Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений"
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ-И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА
..... ' - - л
На правах рукописи УДК 556.3.01:553.98.048.:622.276
ПОРОШИН Валерий Дмитриевич
ИОННО-СОЛЕВОЙ СОСТАВ ВОД ЭВАПОРИТСОДЕРЖАЩИХ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С ПОИСКАМИ, РАЗВЕДКОЙ И РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Специальност ь 04.00.17 — Геология, поиски и разведке!
нефтяных и газовых месторождении
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолсл о-минералогичсских наук
Москва - 1997
Работа выполнена в Государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности БелНИПИнефть
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Л.М.Зорькин (ВНИИгеосистем)
доктор геолого-минералогических наук, профессор В.Г.Кузнецов (ГАНГ им. И.М.Губкина)
доктор геолого-минералогических наук Л.А.Абукова (ИПНГ РАН)
Ведущая организация — Институт геологических наук АН Беларуси.
Защита диссертации состоится " 3/ " ¿¿е¿¿/¡ггг. 1993г. в /¿"час. на заседанш Диссертационного совета Д. 053.27.06 при Государственной академии нефти \ газа имени И.М.Губкина, 117917, г.Москва, Ленинский проспект, 65 конференц-зал.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М.Губкина
Автореферат разослан "Л&реф- 1995г.
Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент
А.Н.Руднев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. С районами, в геологическом разрезе которых распространены эвапориты, связано более половины доказанных мировых запасов углеводородов. Нефтегазоносные и перспективные комплексы этих территорий характеризуются своеобразными гидрогеохимическими условиями, а следовательно и особенностями использования данных по составу вод при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа.
Ионно-солевому составу подземных вод в последние годы уделяется все меньше и меньше внимания. Вместе с этим, в большинстве нефтегазоносных регионов таких данных обычно оказывается на один-два порядка больше, чем сведений по водорастворен-ным газам и органическим веществам, радиоактивным элементам и изотопному составу вод. Нефтегазоносные комплексы многих зарубежных территорий охарактеризованы практически только сведениями по макроксмпонентному составу пластовых вод. Объясняется это сложившимися традициями, простотой отбора проб и анализа ионно-солевого состава вод. Применение испытателей пластов с небольшим объемом отбираемых флюидов, буровых растворов на нефтяной основе и с нефтяными добавками, различных химических реагентов при обработке призабойной зоны скважин и освоении нефтегазо-водоносных объектов, получающее из года в год все более широкое развитие, существенно затрудняют изучение состава водорастворенных газов и органических веществ и предопределяют необходимость целенаправленного использования сведений об ионно-солевом составе еод. В полной мере сказанное относится к эвапоритсодержащим нефтегазоносным регионам, где широко развиты высокоминерализованные рассолы. Вместе с тем, традиционное использование гидрогеохимических данных не всегда позволяет однозначно решать стоящие перед исследователями нефтегазопоисковые и промысловые задачи, что требует внедрения новых подходов, расширяющих возможности и повышающих эффективность применения результатов интерпретации первичных материалов. К одному из перспективных направлений, позволяющих более результативно использовать сведения о составе пластовых вод при поисках и освоении ресурсов УВ, следует отнести развиваемое автором литогидрогеохимическое направление, изучающее процессы в системе "водонасыщенная порода".
Высокие, а иногда и предельные концентрации в пластовых водах растворенных солей, способных при изменении гидрогеологических условий переходить из жидкой фазы в твердую и обратно, как правило резко осложняют разработку залежей УВ. Связано это как с выпадением различных минералов в пластах, призабойных зонах, стволах добывающих скважин, на оборудовании, так и с растворением вторичных сульфатных и га-литовых выполнений в продуктивных породах-коллекторах при разработке лодсолевых и межсолевых месторождений.
Все эти вопросы не нашли обстоятельного отражения в виде крупных обобщающих исследований по гидрогеохимии звапоритсодержащих нефтегазоносных регионов, что делает настоящую работу весьма актуальной.
Цель и задачи исследований. Основная цель исследований — разработка теоретических основ и новых методических подходов, позволяющих существенно расширить области применения и повысить эффективность использования данных об ионно-солевом составе вод звапоритсодержащих регионов при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа. Реализация данной цели требовала решения следующих задач:
— разработки показателей и методических приемов оценки представительности гидрогеохимических данных;
— выяснения гидрогеологических особенностей звапоритсодержащих бассейнов различного типа, условий формирования и закономерностей распространения в них пластовых вод разного состава;
— разработки новых и усовершенствования существующих гидрогеохимических критериев нефтегазоносности с учетом особенностей накопления отдельных элементов в пластовых рассолах различной минерализации;
— выработки новых подходов к решению наиболее важных и сложных нефтепоис-ковых задач (распределение ресурсов УВ по глубине, районам и комплексам, прогноз фазового состояния УВ и т.д.) с помощью гидрогеохимических материалов;
— разработки и развития нового — литогидрогеохимического направления исследований, применительно к вопросам нефтяной геологии;
— апробации разработанных гидрогеохимических и литогидрогеохимических критериев и методических подходов при оценке перспектив нефтегазоносности звапоритсодержащих регионов;
— выработки новых способов использования ионно-солевого состава вод для контроля за разработкой подсолевых и межсолевых залежей нефти.
Научная новизна. Выполненная работа представляет собой первое комплексное исследование, посвященное использованию ионно-солевого состава вод при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа в звапоритсодержащих регионах. В процессе исследований получены следующие новые результаты: 1) разработаны методические приемы оценки представительности данных по ионно-солевому составу пластовых вод; 2) выяснены гидрогеохимические особенности звапоритсодержащих бассейнов различного типа; 3) установлены отдельные, неизвестные ранее стороны формирования подсолевых и межсолевых рассолов; 4) обоснована необходимость и созданы самостоятельные комплексы рациональных и наиболее информативных показателей нефтегазоносности по ионно-солевому составу для вод различной минерализации (до ЗООг/л, 300-400г/л, >400г/л); 5) доказана возможность применения сведений об ионно-солевом составе подземных вод для оценки долевого распределения ресурсов углеводородов по глубинам, нефтегазоносным комплексам и районам, а также для прогноза фазового состояния углеводородных скоплений; 6) выработаны новые литогидрогеохимические подходы к про-
гнозу зон и участков развития пород-коллекторов и оценке перспектив нефтегазоносно-сти; 7) предложены новые способы контроля за формированием фильтрационных каналов в процессе разработки подсолеЕых и межсолевых залежей нефти и усовершенствованы методы контроля за их разработкой.
Практическое значение и реализация результатов исследований. Сравнительный анализ материалов по разновозрастным эвапоритсодержащим регионам позволил получить ряд выводов об их гидрогеохимических особенностях, а также использовать эти выводы для дифференцированной оценки перспектив нефтегазоносности Припятско-го прогиба и осадочных бассейнов Алжирской Сахары.
Предложенные автором гидрогеохимические и литогидрогеохимические критерии нефтегазоносности используются в институте БелНИПИнефть, объединениях "Белоруснефть" и "Белорусыеология", других предприятиях для корректировки направлений поисково-разведочных работ, а также при подготовке рекомендаций на заложение поисковых и разведочных скважин. Способы контроля за процессом формирования фильтрационных каналов, а также предложенные подходы к оценке совместимости вод используются в НГДУ "Речицанефть" при разработке нефтяных месторождений Беларуси.
Автор принимал непосредственное участие в составлении количественных оценок перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба, комплексных проектов геологоразведочных работ на нефть по Беларуси, разработке ряда нефтегазопоисковых программ, проходивших по линии СЭВ, обобщении материалов по геологическому строению и нефтегазоносности Алжира, где использовались материалы диссертационных исследований. Основные результаты и выводы диссертационной работы вошли в 73 отчета научно-исследовательских работ институтов Укргипрониинефть, БелНИПИнефть, БелНИГРИ, ИГиРГИ и фирмы СОНАТРАК.
Апробация работы. По теме диссертации автором опубликована одна монография. три брошюры, около 70 научных статей, получено авторское свидетельство на одно изобретение.
Основные результаты исследований автора докладывались на республиканских, всесоюзных и международных конференциях и совещаниях в Гомеле (1977, 1978, 1979, 1980, 1981, 1982, 1986, 1989), Киеве (1977, 1982, 1986), Чернигове (1982), Мозыре (1983), Москве (1985), Сенае (1985), Волгограде (1988), Алжире (1992), Санкт-Петербурге (1996). Некоторые разработки демонстрировались на ВДНХ СССР (Москва, 1988) и международных выставках Нефть и газ - 1995, 1996.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав основного текста и заключения, общим объемом 352 стр. и иллюстрируется 91 рисунком. Список использованных источников включает 263 наименования отечественной и зарубежной литературы.
В процессе написания работы автор пользовался советами и консультациями П.Г.Альтшулера, В.Н.Бескопыльного, С.Б.Вагина, Н.А.Веремко, В.Г.Жогло, А.А.Карцева,
М.Ф.Кибаша. А.А.Махнача, В.В.Муляка, М.А.Рынского, А.Ф.Савченко, В.М.Салажева, Е.В.Стадника, И.М.Шахновского, В.М.Шимановича, В.П.Шугрина.
Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность руководству объединения Белоруснефть и института БелНИПИнефть, своим ближайшим коллегам по отделу поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений и сектору нефтяной гидрогеологии и литогидрогеохимии за моральную и техническую помощь на всех стадиях подготовки диссертации.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ
1.1. Исходные данные.
В основу исследований положен фактический материал, собранный автором в результате более чем 20-летней работы в Гомельском комплексном отделе института Укр-гипрониинефть, фирме СОНАТРАК и институте БелНИПИнефть. В основном это сведения по нефтегазоносным регионам Беларуси и Алжира, в осадочном чехле которых широко представлены галогенные образования. Аналитические работы, результаты которых использовались в диссертации, выполнялись в лабораториях ПО "Белоруснефть", ПО "Белорусьгеология", БелНИГРИ, ИГН АНБ, ВСЕГИНГЕО, Укргипрониинефть, БелНИПИнефть, СОНАТРАКе и др. организациях.
Нефтегазоносность в Беларуси связана с Припятским прогибом. Данный регион охарактеризован более чем 4 тысячами химических анализов пластовых рассолов гг.убо-козалегающих горизонтов, 2 тысячами анализов состава и более чем 150 тысячами данных по плотностям попутно добываемых рассолов и вод, закачиваемых для поддержания пластовых давлений (ППД) в нефтяных залежах.
По нефтегазоносным комплексам Алжирской Сахары имеется более 1 200 химических анализов, характеризующих, в основном, макрокомпонентный состав пластовых вод. Значительно реже встречаются сведения о содержании в водах Br", J", NH/, Sr2*, Li*, Fe2*, Fe3*, Mn2\ При проведении исследований по этому региону широко применялись многочисленные данные о солености пластовых вод и рассолов.
Для изучения некоторых вопросов, в процессе работы над диссертацией автор пользовался собранными материалами по составу пластовых и промысловых вод нефтегазоносных комплексов Днепровско-Донецкой впадины (более 2000 анализов) и опубликованными гидрогеохимическими данными по Прикаспийской впадине (>500 анализов) и Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции (>1100).
Кроме гидрогеохимического, в работе широко применялся собранный автором первичный фактический материал по тектоническому строению, литологии, нефтегазоносно-сти, гидродинамическим и геотермическим условиям Припятского прогиба и эвапоритсо-
держащих бассейнов Алжирской Сахары, результаты обобщения которого отражены в опубликованных и фондовых работах автора.
Для более полной реализации накопленного материала была привлечена обширная литература по гидрогеологии, литологии и нефтегазоносности целого ряда осадочно-породных бассейнов стран ближнего и дальнего зарубежья, а также обобщающие и теоретические статьи, брошюры и монографии. Это работы А.С.Анциферова, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, Е.А.Барс, С.Б.Вагина, М.Г.Валяшко, Р.Г.Гарецкого, Ю.П.Гаттенбергера, Л.А.Демидовича, А.Н.Дмитриевского, В.М.Добрынина, Н.А.Еременко, М.А.Жаркова, Л.М.Зорькина, М.К.Калинко, Л.Н.Капченко, А.А.Карцева, В.Н.Корценштейна, Н.А.Крылова, А.В.Кудельского, В.Г.Кузнецова, А.А.Махнача, А.С.Махнача, А.М.Никанорова, Е.В.Пиннекера, В.В.Семеновича, Е.В.Стадника, М.И.Субботы, Г.М.Сухарева, Р.С.Сахибгареева, Д.С.Соколова, А.Е.Ходькова, В.Н.Холодова, В.М.Швеца, С.Л.Шварцева, В.П.Щербакова, Д.Бушибы, М.Бюлотта, А.Зенира, Р.Луниси, М.Маруфа, А.Перродона, П.Сонненфелда, Жд.Ханта, Б.Хитчона, Р.Хорна и др.
1.2. Оценка представительности гидрогеохимических материалов.
Данному вопросу в последнее время должного внимания не уделяется. Этот наиболее важный этап исследований в большинстве регионов продолжает оставаться за рамками специальных целенаправленных работ и не находит достойного отражения в печати. Последнее снижает эффективность применения всего комплекса гидрогеологических исследований при проведении поисково-разведочных и нефтегазопромысловых работ, нередко способствует получению неверных выводов и выдаче некорректных рекомендаций.
Наиболее разработанным направлением оценки качества результатов химических анализов пластовых вод является сравнение величин межлабораторных аналитических погрешностей (Гавришин, 1980), которое показывает, что максимальные погрешности анализа превышают допустимые на единицы — первые десятки процентов. Ошибки, связанные с использованием проб различного качества, как правило более существенны и превышают рассмотренные на один, два и более порядков. Поэтому основное внимание нами было уделено вопросу качества проб и оценке доли содержащейся в них техногенной составляющей.
Обычно к пластовым водам относят такие пробы флюидов, техногенная составляющая в которых не превышает 5-7% (Карцев, Никаноров, 1983). Однако часто результаты анализов вод даже с гораздо большей степенью разбавления несут определенную информацию о составе пластовых рассолов и оказываются полезными при решении отдельных задач нефтяной геологии и гидрогеологии. Проведенные исследования показали, что влияние технологических процессов на каждый из гидрохимических показателей является неодинаковым, поэтому они по-своему отражают долю примесей в отобранных пробах пластовых вод.
В регионах распространения эвапоритовых образований фильтраты буровых растворов обычно обогащены сульфатами (до 5 г/л и больше) за счет растворения гипса и
ангидрита. Поэтому даже небольшая примесь фильтратов в пластовых водах может привести к повышению содержания в них сульфат-ионов в 2 и более раза. Все это свидетельствует о том, что ионы Б042" могут служить весьма тонким критерием оценки качества гидрохимических материалов. Вместе с тем высокая информативность анализируемого критерия разбраковки гидрохимических материалов характерна прежде всего для внутренних частей подэвапоритовых отложений. Для надэвапоритовых горизонтов и окраинных частей бассейнов этот показатель менее надежен.
Разбавление крепких подсолевых и межсолевых рассолов (с минерализацией более 300-320 г/л) технологическими водами может быть оценено по концентрации брома, т.к. первые характеризуются высокими (до 6 г/л и более) концентрациями этого элемента, а в технологических водах бром почти не содержится. При этом сведения о содержании В г" позволяют установить наличие даже небольшой примеси пластовой воды в отбираемых пробах.
Содержание гидрокарбонатов в пластовых водах существенно повышается при проведении в скважинах соляно-кислотных обработок и поэтому может служить критерием содержания в пробе продуктов реакции взаимодействия соляной кислоты с карбонатами вмещающих пород. В результате этой реакции существенно меняется и рН раствора. Данные показатели необходимо также использовать при определении наличия в пластовых водах примеси фильтратов буровых растворов, т.к. последние обычно обладают высоким содержанием НС03" и С03", а также резкощелочной реакцией, не характерной для подземных вод.
Одним из обязательных параметров, анализируемых в процессе определения представительности гидрохимических материалов, является общая минерализация, которая существенно изменяется под влиянием техногенных растворов. Оценить характер разбавления вод по этому критерию можно лишь с учетом фона, особенностей геологического строения участка и качества проведенных исследований. Последнее определяется по характеру испытаний (в процессе бурения, в колонне), дебитам получаемых флюидов, суммарному их отбору, с учетом целого ряда других сведений (репрессии на пласт, объемов и состава поглощенного раствора, наличия перетоков, герметичности пакеров, проведения кислотных обработок и т.д.). При этом учет геологических и технологических параметров одинаково важен при рассмотрении результатов химических анализов вод любой из частей разреза в каждом из регионов.
Применение разработанных нами методических подходов по оценке качества гидрогеохимических данных позволило установить граничные значения, информативность V особенности использования вышерассмотренных критериев для различных регионов у частей геологического разреза эвапоритсодержащих бассейнов. Показано, что в целях отбраковки первичных данных по отдельным регионам и участкам с развитием вод раз личного типа и генезиса, нужно пользоваться своими рациональными и наиболее инфор мативными наборами критериев оценки качества гидрохимического материала. Стрем ление к унификации методов выбора представительных результатов гидрохимически;
анализов для регионов с различным строением и гидрогеологическими условиями может привести, с одной стороны, к отбраковке надежных данных, а с другой — к использованию анализов, не отражающих истинный состав подземных вод.
1.3. Методика изучения.
Главным методологическим подходом, позволившим раскрыть диссертационную тему, был системный комплексный анализ. Достижение поставленной в работе цели было бы невозможным без применения методического аппарата целого ряда дисциплин и направлений: геологии нефти и газа, гидрогеологии, геохимии, литологии, минералогии, термодинамики и др.
Термодинамические расчеты степени насыщенности подземных вод различными солями выполнялись по методике В.Н.Озябкина и по программе 301_ММЕ0-8Э, созданной большим коллективом американских исследователей. Методика В.Н.Озябкина применима для расчетов всего комплекса равновесий в подземных водах любого химического состава с температурой до 100°С. Программа 801_1\ШЕС}-88 предназначена для работы на современных персональных компьютерах и базируется на системе уравнений К.Питцера, что позволяет производить термодинамические расчеты для различных вод и рассолов при температуре до 350°С и давлении до 1 кбар. Сравнение результатов расчетов характера насыщенности пластовых вод по различным минералам, выполненных по методике В.Н.Озябкина и программе 801_1\ШЕ0-88, показывает на их неплохую сопоставимость и возможность решения по ним целого ряда практических задач.
Оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий, зон и локальных объектов нами производилась с применением развиваемых в последнее время представлений об интеграции геоинформации. При этом интеграция гидрогеохимической и литогид-рогеохимической информации проводилась с применением обоснованного в работе рационального комплекса методов и критериев и их оптимального (временами нетрадиционного) использования для оценки перспектив нефтегазоносности рассматриваемых регионов.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЭВАПОРИТСОДЕРЖАЩИХ БАССЕЙНОВ
2.1. Геологическое строение и нефтегазоносность.
Данный раздел работы написан с использованием многочисленных опубликованных и фондовых материалов, а также результатов исследований автора по Припятскому прогибу и Алжирской Сахаре.
Припятский прогиб представляет собой относительно небольшую структуру (около 35 тыс. км2), сложенную породами архейского кристаллического .(фундамента и осадочными докембрийскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими образованиями. В разрезе осадочного чехла преобладают отложения среднего и верхнего девона, мощностью до 5 км.
По расположению относительно франской и фаменской соленосных толщ осадочный чехол подразделяется на подсолевые, межсолевые и надсолевые отложения. При этом подсолевые отложения делятся на две подтолщи: терригенную и карбонатную. Нижняя соленосная толща представлена, в основном, каменной солью. Межсолевая толща сложена на большей части территории карбонатными отложениями. В южной части прогиба широкое развитие получили терригенные породы, а в восточной — вулкано-генно-осадочные. Верхняя соленосная толща представлена в нижней части галитовой подтолщей с прослоями карбонатных и терригенных пород, а в верхней — глинисто-галитовой. В пределах надсолевой толщи выделяются полесские (фаменские), каменноугольные, пермские, а также мезо-кайнозойские отложения общей мощностью, не превышающей 3,5 км. Представлены они, как правило, глинисто-терригенными, реже карбонатными породами.
По основным структурным поверхностям в прогибе выделяются Северная, Центральная и Южная зоны. Для подсолевых отложений типична блоковая тектоника, для межсолевых и верхнесоленосных — блоково-пликативная и пликативная соответственно.
Признаки нефтегазоносности отмечаются по всему домезозойскому разрезу, однако открытые промышленные залежи (> 130) приурочены к подсолевым, межсолевым и верхнесоленосным отложениям. Для подсолевого комплекса характерны пластовые тектонически экранированные залежи, а для межсолевого и верхнесоленосного — широкое разнообразие их типов.
Алжирская Сахара —очень крупная, сложно построенная часть Сахарской провинции, расположенная на северном склоне древней Африканской платформы и приуроченная к западной части Алжирско-Ливийской плиты. На юге она ограничена выходами докембрийского фундамента на дневную поверхность, а на севере — альпийскими складчатыми сооружениями Атласа. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных земель Алжирской Сахары превышает один миллион квадратных километров. В ее пределах выделяется целый ряд крупных тектонических регионов, которые характеризуются сильной структурной расчлененностью.
Фундамент Алжирской Сахары сложен кристаллическими и метаморфическими породами докембрийского возраста. В осадочном чехле доминируют палеозойские отложения, которые имеют повсеместное распространение и представлены преимущественно песчано-глинистыми и в меньшей степени карбонатными и хемогенными породами от кембрийского до каменноугольного возраста. Полнота и мощность палеозойского разреза находится в прямой зависимости от структурного плана территории и интенсивности размывов, проявившихся во время перерывов' в осадконакоплении, прежде всего предмезо-зойского. В пределах глубоких впадин и прогибов суммарная мощность рассматриваемых отложений составляет 3-8 км, а на поднятиях и антеклизах уменьшается до 0,5-1,5 км. Цикличность палеозойского осадконакопления позволяет выделить в их разрезе четыре тектоно-седиментационных комплекса: кембро-ордовикский, силурийско-нижнедевонский. средне-верхнедевонский и каменноугольный. В верхней части каменноугольных отложе-
иий широкое распространение получили пласты и прослои гипсов, ангидритов и доломитов. Завершается она толщей пестроцветных гипсоносных глин и песчаников, мощностью до 120 м.
Разрез мезозойских отложений начинается континентальными, преимущественно терригенными образованиями триаса, сформировавшимися в северо-восточной части Алжира (Триасовая провинция). Перекрываются эти отложения мощной соленосной толщей триасово-юрского возраста. Вышезалегающая надсолевая мезо-кайнозойская толща представлена морскими, лагунными и континентальными образованиями, мощность которых на севере региона возрастает до 4 км.
В пределах Алжирской Сахары открыто более 260 нефтяных и газовых месторождений. Большинство из них относятся к кембро-ордовикскому (в т.ч. нефтяной гигант Хасси-Мессауд) и силурийско-нижнедевонскому комплексам. Более 50 месторождений УВ связаны с триасовым комплексом (в т.ч. гигантское газовсе месторождение Хасси-Р'Мель).
В разделе по опубликованным сведениям приводится также краткая характеристика геологического строения и нефтегазоносности Днепровско-Донецкого, Прикаспийского и Иркутского регионов. Отмечаются значительные различия в проявлении соляной тектоники в рассматриваемых бассейнах. Так, для ДДВ и Прикаспийской впадины характерен интенсивный галокинез, а для Припятского, Иркутского и Триасового регионов — относительно спокойное залегание мощных соленосных толщ.
2.2. Термобарические условия.
Наличие галогенных толщ в геологическом разрезе нефтегазоносных бассейнов оказывает значительное влияние на гидродинамические и геотермические условия, сопоставимое с влиянием многих других геологических факторов. В свою очередь, термодинамические условия влияют на интенсивность протекания гидрогеохимических и лито-гидрогеохимических процессов, что необходимо учитывать при проведении нефтегазопо-исковых и промысловых исследований.
В Припятском прогибе большинство исследователей выделяют два гидрогеологических этажа, связанные с надсолевыми и нижележащими отложениями. Верхний этаж представляет собой артезианский бассейн с элементами элизионного режима, а для нижнего характерен застойный режим подземных вод. Последнее положение, по мнению автора, подтверждается наличием в рассматриваемых отложениях зон аномально низких (АНПД) и аномально высоких (АВПД) пластовых давлений, горизонтальными ВНК нефтяных залежей, существенными различиями пластовых давлений в соседних блоках или структурах, которые невозможно объяснить разницей в глубинах залегания, а также особенностями химического состава пластовых вод. Нашими исследованиями впервые были выделены зоны развития аномальных пластовых давлений (АПД) в нефтегазоносных комплексах Припятского прогиба. Наиболее яркими из них являются зоны АВПД южных опущенных крыльев Речицко-Вишанской зоны поднятий и АНПД Александ-ровско-Борщевской тектонической зоны. Установлено, что почти все известные к на-
стоящему времени зоны АПД сопутствуют нефтяным месторождениям. При этом месторождения нефти, как правило, располагаются либо в пределах зон АПД, либо на участках смены нормальных и аномальных давлений.
Изучение гидродинамических условий Алжирской Сахары, Днепровско-Донецкой и Прикаспийской впадин, а также Иркутского амфитеатра позволило автору сделать вывод о существовании в подэвапоритовых отложениях этих бассейнов, как и в Припятском, застойного режима подземных вод, наличии в них зон и локальных участков развития аномальных пластовых давлений, что нехарактерно для верхнего гидрогеологического этажа. Наиболее резкие различия гидродинамических условий верхнего и нижнего этажей установлены в регионах с мощным развитием _выдержанных соленосных толщ, меньшие в бассейнах с интенсивно проявившимся соляным тектогенезом и присутствием в разрезе только карбонатных и сульфатных эвапоритовых пород.
При изучении геотермических условий эвапоритсодержащих регионов, акцентировалось внимание на существенное влияние галогенных толщ на современный тепловой режим как нижнего, так и верхнего гидрогеологических этажей. Несмотря на существенное различие тепловых потоков в рассматриваемых регионах и действие других геологических факторов, отмечается региональное влияние на геотермическую обстановку мощных соленосных толщ, а также зональная и локальная температурная изменчивость в районах развития соляных штоков и диапиров.
2.3. Ионно-солевой состав пластовых вод эвапоритсодержащих бассейнов.
В настоящее время доказанно (И.К.Зайцев, М.Г.Валяшко, Л.Н.Капченко и др.), что химический состав подземных рассолов эвапоритсодержащих бассейнов значительно отличается от состава вод территорий, в разрезе которых галогенные отложения отсутствуют. При этом химический состав и минерализация рассолов в существенной мере зависят от состава и мощности эвапоритовых толщ, а также от гипсометрического положения водоносных горизонтов по отношению к этим толщам. Эти выводы подтверждаются и на примере изученных нами регионов. Вместе с тем, результаты наших исследований позволили установить особенности, характерные для геохимии подземных вод эвапоритсодержащих бассейнов различных типов и отдельных их частей:
1.Для внутренних частей регионов, в геологическом разрезе которых широко представлены мощные и выдержанные по площади соленосные толщи со слабым проявлением соляного тектогенеза, характерны:
— весьма высокая минерализация подсолевых, межсолевых и внутрисолевых рассолов (300-600 г/л и более);
— резкое различие состава рассолов надсолевых и нижележащих отложений;
— общие зависимости накопления отдельных компонентов (Ма*, Са2*, Мд2*, Вг' и др.) в водах различной минерализации. Так, увеличение минерализации до 300 г/л не приводит к существенному изменению процент-эквивалентного катионного состава, в котором доминирует натрий. Для вод более высокой минерализации отмечен резкий рост содержаний кальция и магния за счет уменьшения натрия. При минерализации рассолов
не 400 г/л процент-эквивалентное содержание катионов вновь стабилизируется и в онном составе преобладает сумма щелочноземельных металлов. В интервале мине-1зации рассолов 300-400 г/л отмечается также значительное повышение концентра-брома и ряда других микрокомпонентов.
Подземные воды подэвапоритовых отложений окраинных частей рассматриваемых :ейнов, в зонах небольшой мощности, выклинивания или отсутствия соленосных ц, по составу в большей степени схожи с надсолевыми рассолами.
2. Для бассейнов с интенсивно развитой (диапировой) соляной тектоникой, отли-щихся значительными мощностями осадочного чехла и невыдержанностью галоген-толщ характерны:
— относительно невысокая (обычно до 300 г/л) минерализация вод;
— значительное содержание в подземных рассолах кальция и магния (для данной ерализации) и низкие концентрации сульфат-ионов и брома;
— существенное сходство химического состава подсолевых, межсолевых и надсо-ых рассолов;
— резкое отличие внутрисолевых рассолов от вод выше и ниже залегающих отло-ий, которые как по минерализации, так и по химическому составу определенно схожи >дсолевыми, межсолевыми и внутрисолевыми рассолами первой группы бассейнов.
3. Для территорий, в геологическом разрезе которых из эвапоритов развиты только ьфатные и карбонатные породы, установлены следующие особенности:
— наличие в подэвапоритовых комплексах пластовых хлоркальциевых рассолов с (ерализацией от 100 до 300 г/л, в значительной мере схожих с водами второй группы сейнов;
— своеобразный и достаточно пестрый состав надэвапоритовых вод, среди кото-с доминируют пресные, солоноватые и соленые воды, реже рассолы невысокой (до > г/л) минерализации;
— возможное наличие в подэвапоритовом разрезе отдельных глубокозалегающих ервуаров, содержащих пресные и маломинерализованные воды гидрокарбонатно-риевого, сульфатно-натриевого и хлоридно-магниевого типов (резервуар Р6 бассейна пизи).
2.4. Формирование подземных вод.
Наиболее логичной и обоснованной гипотезой формирования вод в соленосных ;сейнах является литогенетическая теория (И.К.Зайцев, М.Г.Валяшко, Л.Н.Капченко и ), согласно которой подземные рассолы генетически связаны с эвапоритовыми фор-циями и образуются преимущественно тремя путями:
1) седиментогенным, связанным с накоплением и сохранением в пластах рапы, об-зующейся при галогенезе;
2) путем выщелачивания легкорастворимых солей атмогенными или талассоген-ми водами (десцендентные рассолы или рассолы выщелачивания);
3) за счет смешения рассолов галогенеза с водами иного происхождения.
Геохимическим доказательством взаимосвязи рассолов эвапоритсодержащих бассейнов с процессом галогенеза может служить значительное сходство графиков зависимостей химического состава пластовых рассолов от их общей минерализации с аналогичными кривыми1, полученными при выпаривании морской воды.
Седиментогенные и десцендентные рассолы существенно различаются по своему составу и локализуются в различных участках осадочно-породных бассейнов. Промежуточные положения между ними обычно занимают воды смешения.
Результаты проведенных исследований позволили сделать следующие выводы:
1. В подэвапоритовых гидрогеологических комплексах регионов мощного развития выдержанных соленосных толщ широко распространены седиментогенные рассолы, являющиеся продуктами происходивших процессов галогенеза, а в надэвапоритовых — инфильтрационные воды, рассолы выщелачивания или смешения. Десцендентные рассолы в подэвапоритовых отложениях установлены лишь в окраинных частях рассматриваемых территорий. При этом глубина и ширина проникновения инфильтрационных вод в глубокозалегающие горизонты определяется размерами и гипсометрическим положением областей питания, а также коллекторскими свойствами резервуаров.
2. В бассейнах, характеризующихся интенсивным проявлением диапирового соляного тектогенеза, как для нижнего, так и для верхнего гидрогеологического этажа характерно наличие седиментогенных вод, рассолов смешения и выщелачивания. При этом первый генетический тип рассолов получил преимущественное развитие в подсолевых комплексах, а второй — в надсолевых.
3. При определении путей поступления рапы солеродных бассейнов или маточной межкристальной рапы в подсолевые и межсолевые отложения существенную помощь могут оказать детальные гидрогеохимические карты, отражающие характер распределения рассолов с различными величинами натрий-хлорного и хлор-бромного коэффициентов. Последние также несут весьма ценную информацию об особенностях распространения пород-коллекторов.
2.5. Классификация пластовых вод по их общей минерализации и химическому составу.
К настоящему времени предложено множество различных классификаций рассолов по степени их минерализации, однако единой классификации, учитывающей все их свойства и особенности состава, в настоящее время не существует. Это объясняется большой трудностью обоснования границ, при которых происходит резкое изменение состава и свойств пластовых рассолов всех регионов, различным порядком значимости этих границ и своеобразным подходом авторов к обоснованию предлагаемых классификаций, разрабатываемых для различных целей.
Проведенными исследованиями было установлено наличие переломных точек в изменении концентраций отдельных компонентов (Са, Мд, Ыа, Вг и др.) и плотности пластовых рассолов при минерализациях -ЗОО и 400 г/л, г также различное качественное состояние структуры растворов в интервалах, ограниченных названными концентрация-
ми. Все это свидетельствует о целесообразности разделения рассолов прежде всего на три группы (класса) по величине минерализации (до 300,' 300-400 и >400 г/л). Внутри последних в зависимости от целей исследований могут быть выделены менее выраженные подгруппы рассолов, границы которых будут иметь более низкий порядок.
Наибольшее распространение в нефтяной гидрогеологии получили классификации пластовых вод по химическому составу, предложенные Л.С.Балашовым, М.Г.Курловым, Ч.Пальмером и В.А.Сулиным. Последняя классификация использовалась и в данной работе, где продемонстрированы ее достоинства и некоторые недостатки.
3. ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.'
Теоретическое обоснование возможности оценки пер'спектив нефтегазоносности территорий по гидрогеохимическим- данным впервые было изложено в работах В.Т.Малышева и В.А.Сулина. Большой вклад в решение данной проблемы внесли также М.Е.Альтовский, А.С.Анциферов, Е.А.Барс, Г.В.Богомолов, С.Б.Вагин, Ю.П.Гаттенберг, М.С.Гуревич, М.А.Гатальский, Л.М.Зорькин, Л.Н.Капченко, А.А.Карцев, В.Ф.Клейменов, В.В.Колодий, В.Н.Корценштейн, В.А.Кротова, А.В.Кудельский, В.М.Матусевич, А.М.Никаноров, В.П.Савченко, Е.В.Стадник, М.И.Суббота, Г.М.Сухарев, В.М.Швец, Г.П.Якобсон и др.
3.1. Классификация гидрогеологических показателей нефтегазоносное™.
В разделе кратко рассмотрены существующие классификации гидрогеологических критериев нефтегазоносности. За основу принята классификация М.И.Субботы и др. (1972), в которой к гидрогеохимическим отнесены показатели по общей минерализации и ионно-солевому составу вод.
3.2. Критерии нефтегазоносности по общей минерализации, химическому типу подземных вод, коэффициентам метаморфизации и закрытости.
Высокая общая минерализация рассолов в рассматриваемых регионах может быть связана как с сохранением рапы эвапоритовых бассейнов, так и с растворением соляных толщ, что не позволяет повсеместно использовать этот показатель для выяснения генезиса вод и оценки перспектив нефтегазоносности. Однако весьма высокая минерализация рассолов, превышающая величину растворимости галита в пластовых условиях, обычно является свидетельством их седиментогенной природы.
Рядом исследователей (Султанов, 1961; Колодий, 1975 и др.) установлено существенное опреснение пластовых вод под газовыми и газоконденсатными залежами. В эва-поритсодержащих же районах, где широкое развитие получили крепкие рассолы, подобной зависимости не отмечается.
Результаты проведенных исследований указывают на возможность использования сведений об общей минерализации подземных вод при поисках и разведке скоплений УВ только с учетом геолого-гидрогеологических условий конкретных регионов и участков. Данные о минерализации вод рекомендуется учитывать при рассмотрении нефтегазопо-
искового значения целого ряда элементов, концентрации которых в пластовых рассолах определяются не только влиянием залежей, но и общим содержанием в них растворенных солей.
Химический тип подземных вод (по В.А.Сулину) относится обычно к числу наиболее важных показателей оценки перспектив нефтегазоносности, т.к. подавляющее большинство открытых в мире залежей углеводородов ассоциирует с хлоридно-кальциевыми и гидрокарбонатно-натриевыми водами. Этот вывод подтверждается также материалами по эвапоритсодержащим бассейнам, где основное количество месторождений нефти и газа контактирует с хлоридно-кальциевыми водами. Области распространения вод гидрокарбонатно-натриевого типа здесь за редким исключением (свита F6 бассейна Иллизи) незначительны, но и в их пределах установлен целый ряд углеводородных скоплений. Отмечается, что иногда встречающиеся сульфатно-натриевые (месторождения Тин Фуйе, Табонкарт, Уэд Зенани) и хлоридно-магниевые (Эдейен, Джо-уа) приконтурные воды нефтяных и газовых месторождений обычно характеризуются низкими концентрациями сульфат-ионов. В зонах развития названных типов вод с высоким содержанием S042" первичных залежей УВ либо не встречено, либо они являются молодыми и подвергаются интенсивному биохимическому разрушению.
Показатели степени метаморфизации (г Na/Cl, г (Cl-Na)/Mg, г Ca/Mg и др.) пластовых вод по мнению большинства исследователей отражают процессы их преобразования в подземных условиях, в том числе при мезо-катагенезе. Однако в эвапоритсо-держащих бассейнах они зачастую несут иную информацию. Так, коэффициент г Na/Cl с одной стороны может указывать на генезис рассолов, а с другой говорит о стадии сгущения рапы сог.еродных бассейнов. Поэтому, используя этот показатель, исследователи не должны ограничиваться традиционными подходами. С его помощью можно решать вопросы палеофлюидодинамики рассолов, выяснения участков погружения и направлений продвижения рапы солеродных бассейнов в нефтегазоносные горизонты и комплексы, прогноза зон развития пород-коллекторов.
Сведения по соотношению концентраций кальция и магния (г Ca/Mg, г (Cl-Na)/Mg) отражают процессы метаморфизации вод как в поверхностных, так и в пластовых условиях и позволяют иногда оценить объемы катагенетических доломитов и вторичных коллекторов, сформировавшихся в под- и межсолевых комплексах. Рассмотренные показатели следует относить к литогидрогеохимическим, т.к. они отражают процессы, происходившие в системе "водонасыщенные породы".
Показатели гидрогеологической закрытости структур (M/H, Вг/Н, г (Na/Br)/H, Cl/M) в эвапоритсодержащих бассейнах не могут в полной мере отражать характер закрытости конкретных резервуаров или их участков. Решение этой проблемы обычно тесно связано с выяснением генезиса пластовых вод.
3.3. Макрокомпоненты как критерии нефтегазоносности.
Макрокомпонентный катионный состав пластовых вод и рассолов самостоятельного нефтегазопоискового значения не имеет. Большинство исследователей, в качестве
нефтегазопоисковых критериев по макрокомпонентному составу вод, рассматривают лишь содержания сульфат- и гидрокарбонат-ионов. Доля этих компонентов в ионно-солевом составе пресных и маломинерализованных вод является весьма значительной, а в крепких рассолах — небольшой, вполне сопоставимой с содержанием некоторых микрокомпонентов.
Содержание сульфатов. Рассматриваемый критерий является одним из наиболее традиционных и в том или ином виде используется в нефтегазопоисковых целях практически во всех эвапоритсодержащих регионах мира. Результативность применения данных по содержанию сульфатов в пластовых водах для различных районов и стадий проводимых работ неодинакова, что прежде всего связано с особенностями геологического строения, нефтегазоносности и гидрогеологических условий этих территорий.
В последние десятилетия большое внимание вполне заслуженно стало уделяться нефтегазопоисковому значению показателей, отражающих насыщенность подземных вод сульфатами. В целях выяснения особенностей использования данных показателей при оценке перспектив нефтегазоносности локальных структур эвапоритсодержащих бассейнов нами была изучена насыщенность подземных вод Припятского прогиба и Днепров-ско-Донецкой впадины по гипсу и ангидриту. Детальная обработка этих данных по семи-лукскому горизонту Припятского прогиба позволила установить, что по мере приближения к нефтяным залежам степень насыщенности пластовых вод гипсом и содержание сульфатных ионов закономерно уменьшаются. Было выявлено, что для внутренних частей Припятского прогиба, где распространены крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией больше 300 г/л, отмечается тесная зависимость между концентрацией БО/" в рассолах и степенью их насыщенности по гипсу. Для девонских рассолоз периферийных частей прогиба и палеозойских вод ДДВ значимой корреляционной связи между рассматриваемыми показателями не установлено. Вместе с этим, выявлена приуроченность пластовых вод, недонасыщенных гипсом, к нефтяным месторождениям. Проведенные автором исследования характера зависимости концентраций сульфат-ионов и сульфатнасы-щенности пластовых вод Глинско-Розбышевского месторождения (ДДВ) от расстояния до залежи подтвердили сделанные ранее выводы — по мере удаления от ВНК отмечается уменьшение растворимости гипса и ангидрита, однако определенной закономерности в содержании сульфат-ионов с приближением к залежи не прослеживается.
Результаты наших исследований показывают, что для территорий развития рассолов с минерализацией менее 300 г/л в нефтепоисковых целях целесообразно использовать степень насыщенности пластовых вод по сульфатам кальция, а для районов и участков развития крепких хлоридно-кальциевых рассолов в целях ускорения оперативной обработки материалов допускается применение сведений о содержании в пластовых водах сульфат-ионов.
Содержание гидрокарбонат-ионов и гидрокарбонатно-сульфатный коэффициент. Использование этих показателей при поисках залежей
нефти и газа основано на том, что при взаимодействии сульфатов пластовых вод с нефтяными залежами содержание сульфат-ионов в них уменьшается, а гидрокарбонат-ионов увеличивается:
2С + 80Л2Н20-»Н28 + 2НС0з" (1)
В целях выяснения возможности и эффективности применения этих показателей для оценки перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба были проанализированы кривые распределения ЭОЛ НС03' и отношение НСОз/ЭО, в рассолах продуктивных и "пустых" структур. Установлено сопряженное и противоположное поведение этих кривых,что может являться свидетельством протекания в пластах реакций по схеме (1). Характер распределения гидрокарбонатно-сульфатного коэффициента в водах "пустых" и продуктивных площадей указывает на более высокую информативность рассматриваемого критерия, чем сведений по содержанию ЭО/* и НС03". Этот вывод подтверждается также и материалами по различным регионам Алжирской Сахары.
Наиболее интересные результаты получены при рассмотрении гидрогеохимических условий резервуара Р6 бассейна Иллизи. На примере ряда месторождений здесь установлено закономерное увеличение значений данного показателя по мере приближения к залежам, которое может рассматриваться как классический пример, подтверждающий его высокую нефтегазопоисковую информативность. Более того, нами была показана возможность использования этого показателя (в комплексе с общей минерализацией и типом вод) при прогнозе фазового состояния углеводородов.
3.4. Микрокомпоненты как критерии нефтегазоносности.
В разделе исследуются наиболее обоснованные, информативные и широко используемые критерии оценки перспектив нефтегазоносности эвапоритсодержащих бассейнов: аммоний, йод, бром и бор. В последние десятилетия список микрокомпонентов, рассматривающихся как критерии нефтегазоносности, существенно расширился: стронций, литий, рубидий, алюминий, медь, серебро, марганец, уран, радий, никель, кобальт, хром, ванадий, молибден, цинк, титан, ртуть и некоторые другие (Матусевич, 1976, Кап-ченко, 1983, Прокопьева, Рыльков, 1995). Однако информативность большинства из них в соленосных регионах оказывается зачастую весьма низкой, а данных по их концентрациям в пластовых рассолах на несколько порядков меньше, чем по концентрациям Вг, ИН4, Л и В.
Аммоний является одним из немногих компонентов ионно-солевого состава подземных вод, происхождение которого связано с органическим веществом осадочных отложений и азотсодержащими компонентами нефти.
Автором отмечена зависимость содержания аммония от общей минерализации крепких (300-400 г/л) рассолов Припятского и Иркутского регионов. Как правило, более концентрированным рассолам соответствуют повышенные содержания аммония. При одной и той же минерализации приконтурные воды нефтяных месторождений содержат больше МН/, чем воды непродуктивных структур. Это позволило предложить новый показатель оценки перспектив нефтегазоносности локальных объектов — 1\1Н4х102/(М-280),
где М — минерализация пластовых вод. Для менее минерализованных рассолов (<300 г/л) рекомендуется использовать в нефтегазопоисковых целях коэффициент N1^x102/М, либо абсолютные содержания аммония. Последний показатель может широко использоваться для региональных и зональных прогнозов и в районах распространения крепких рассолов. При этом для вод нефтегазоносных районов и комплексов характерны повышенные значения рассмотренных критериев. Значительно реже пластовые воды нефтегазоносных участков и залежей УВ характеризуются нижефоновыми содержаниями N144*. Подобная аномалия установлена в пределах Александровско-Борщевской зоны Припят-ского прогиба, в пределах которой по мере приближения к залежам концентрация этого компонента в приконтурных водах (в противоположность другим месторождениям) не увеличивается, а уменьшается. Результаты проведенных исследований свидетельствуют о том, что происхождение этой аномалии вызвано преобразованием аммиака, выделяющегося при разложении азотсодержащих компонентов нефтей, не в водорастворенный аммоний, а в газообразный азот, который накапливался в попутных газах этих месторождений. Рассмотренная особенность позволила автору предложить использование в подобных случаях коэффициента ЫН4/М2 поп газ. как критерия нефтегазоносности.
Йод накапливается в пластовых водах в основном в результате преобразования органического вещества осадочных пород. В ряде нефтегазоносных областей, как и в Припятской, наблюдается зависимость содержания этого элемента от общей минерализации крепких рассолов, схожая с выявленной для аммония. Это позволило предложить новый показатель для оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур — ^103/(М-280). Установлено, что вышефоновые значения этого показателя указывают на перспективность локальных структур в зонах развития крепких рассолов. Показано, что в пределах таких участков информативность предлагаемого критерия существенно выше, чем сведений по абсолютным концентрациям йода. Для региональных исследований и в районах распространения вод с минерализацией <300 г/л рекомендуется пользоваться абсолютными значениями содержания йода, либо соотношением >М03/1\/!.
Высокие содержания брома и бора связаны в основном с рассолами, сформировавшимися в процессе испарения морской воды. Концентрации этих элементов здесь зависят от стадии галогенеза, а в случае с бором и от степени последующей метаморфи-зации вод. Поэтому в крепких рассолах выделить небольшую часть этих компонентов,, имеющую биогенный генезис, как правило не представляется возможным. Влияние нефтегазоносности в данном случае затушевывается более мощными физико-химическими процессами, приводящими к накоплению брома и бора, а временами и к выпадению последнего элемента из раствора. В рассолах с минерализацией до 300 г/л сведения по содержанию этих элементов в подземных водах в ряде случаев могут быть использованы при оценке перспектив нефтегазоносности локальных объектов'.
3.5. Классификация критериев нефтегазоносности по ионно-солевому составу подземных вод эвапоритсодержащих бассейнов.
В предлагаемой классификации мы попытались учесть генетическое значение критериев их способность отражать различные стороны перспектив нефтегазоносности, а также взаимосвязь со стадиями проводимых геолого-разведочных работ, категориями нефтегазопоисковых объектов и разведуемых ресурсов (запасов) углеводородов.
Использование гидрогеохимических критериев при оценке перспектив нефтегазоносности предполагает их взаимосвязь с объемами образовавшихся углеводородов. Так, исходя из генетического значения, среднестатистические величины водорастворенных аммония и йода в региональном плане тесным образом связаны с процессами нефтега-зообразования (масштабами генерации УВ), а гидрокарбонатно-сульфатный коэффициент свидетельствует о масштабах взаимодействия сформировавшихся углеводородов с сульфатами пластовых вод, отражая, естественно, в определенной степени и масштабы проявления самого процесса образования УВ. О доле сохранившихся углеводородов в определенной степени могут свидетельствовать генетический тип подземных вод, а также зональные фоновые значения содержания в них сульфат-ионов. Эти группы показателей целесообразно использовать при региональной оценке перспектив нефтегазоносности крупных территорий (бассейнов, структурно-тектонических зон) и самостоятельных комплексов, отражающей объемы сформировавшихся и сохранившихся в них прогнозных ресурсов УВ.
Классификация гидрогеохимических критериев нефтегазоносности
Гидрогеохимические показатели Категории Стадии работ
нефтепоисковых объектов разведуемых ресурсов УВ
Масштабов неф- тегазообразова- ния ЫИ/, и", (региональные среднестатистические величины) Бассейны, осадочные комплексы, крупные структурно-тектонические зоны Ресурсы (0и02) Региональная
Условий формирования и сохранения залежей не-фти и газа Генетический' тип вод НС03/804, БО«2 (зона-льные фоновые значения).
Присутствия нефти и газа (зон нефтегазо- • носнос:ти) Недонасыщенность по сульфатам, 1МН4*, НСОз/ЭОд (зональные аномалии) Структурные, тектонические, литоло-го- стратиграфические и др. зоны Ресурсы (02 И С3) Зональная
Наличия залежей углеводородов Рациональный комплекс локальных гидрогеохимических критериев нефтега-зоно-сности Локальные структуры (объекты) Ресурсы С3, запасы С2 Локальная
В целях определения наиболее перспективных участков для поисков углеводородных скоплений в пределах нефтегазоперспективных (нефтегазоносных) комплексов и крупных структурно-тектонических зон могут быть использованы данные по абсолютным концентрациям в водах аммония, йода и гидрокарбонатно-сульфатному коэффициенту, зональные положительные аномалии которых позволяют предполагать повышенные плотности ресурсов углеводородов (категории 02 и С3) в их пределах.
Рациональный комплекс локальных гидрогесхимических показателей _нефтегазоносности для эвапоритсодержащих бассейнов_
Слабые и средние рассолы (до 300 г/л) | Крепкие рассолы (300-400 г/л)
Недонасыщенность по гипсу и ангидриту
НСОз БО-ИОО ЭОд --, НСОз, реже-, -тт- , Б04 С1 м НСОз __ ---, ЭО«, реже НСОз Э04
.... |\1Н4 102 МН4 ЫН4,-, реже-- М N2 поп газ N44 102 ЫН4 —-----, реже-------- М-280 N2 поп г аз
1°3 ' М' ^ 103 М-280
Вги В
Для оценки перспектив нефтегазоносности локальных объектов эвапоритсодержащих бассейнов рекомендуется использовать разработанные нами комплексы критериев по ионно-солевому составу пластовых вод, которые учитывают особенности накопления ряда элементов в водах различной минерализации. Эти критерии прошли апробацию при оценке перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба и обширных регионов Алжирской Сахары (см. главу 6).
4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ
ЗАДАЧ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Гидрогеохимическая корреляция разрезов и выделение самостоятельных нефтегазопоисковых объектов.
Задача гидрогеохимической корреляции разрезов нередко встает при разбурива-нии новых, сложнопостроенных участков каких-либо территорий, когда попытки решить этот вопрос с использованием традиционных геологических, геофизических и других методов затруднены и не приводят к однозначным результатам.
Казалось бы решение подобной проблемы гидрогеохимическим методом не должно вызывать особых затруднений. Однако ее реализация на практике не всегда оправдывает возлагаемые ожидания. В разделе описывается яркий пример решения подобной задачи с использованием материалов по Алжирской Сахаре.
При изучении гидрогеохимических условий резервуара Р5 бассейна Иллизи многие исследователи с недоумением отмечали тот факт, что в пределах значительных территорий состав вод, полученных при испытании этого резервуара в одних и тех же скважинах, существенно различался. До последнего времени эта часть разреза, с которой свя-
зано большинство открытых залежей УВ в бассейне Иллизи, считалась классическим примером единого резервуара.
В целях выяснения гидрогеологических условий рассматриваемой свиты нами была проведена привязка данных по составу и общей минерализации пластовых вод к конкретным литологическим пачкам, по которым построены гидрогеохимические карты. Установленные резкие различия гидро'геохимических условий отдельных пачек показали, что в этом, казалось бы едином, резервуаре можно выделить три водоносных горизонта, связанные с прослоями М, А+В и С, которые должны рассматриваться как самостоятельные нефтегазопоисковые объекты. Несоответствие структурных планов по поверхностям рассматриваемых объектов позволяет говорить о необходимости корректировки методики проводимых здесь геолого-разведочных работ, с их переориентацией на подготовку и опоискование структур в каждом из горизонтов.
Другая сторона использования полученных результатов связана с тем, что построенные нами карты и установленные закономерности помогли уточнить существующие стратиграфические разбивки свиты. Последнее способствовало построению конкретных карт мощностей и уточнению выделенных зон выклинивания отдельных пластов и горизонтов.
4.2. Оценка долевого распределения ресурсов углеводородов по нефтегазоносным районам и комплексам.
Обоснование возможности оценки прогнозных ресурсов нефти и газа по гидрогеологическим данным приведено в работах В.Н.Корценштейна, М.И.Субботы, А.А.Карцева и др. При этом основное внимание уделялось использованию в названных целях общегидрогеологических, палеогидрогеологических и газогидрогеохимических данных. Попытка решить эти вопросы по ионно-солевому составу пластовых вод предпринята нами на примере девонских комплексов Припятского прогиба. Для решения поставленной задачи использовались наиболее обоснованные гидрогеохимические критерии нефтегазоносно-сти — аммоний, йод и гидрокарбонатно-сульфатный коэффициент. Проведенные исследования показали наличие четкой зависимости средних значений этих критериев от плотности суммарных начальных ресурсов углеводородов в нефтегазоносных комплексах и структурно-тектонических зонах. Полученные результаты подтверждаются также материалами по бассейну Иллизи, где нами отмечена взаимосвязь гидрокарбонатно-сульфатного коэффициента с плотностью ресурсов УВ в различных нефтегазоносных комплексах и горизонтах. Эти материалы указывают на принципиальную возможность и целесообразность использования данных по ионно-солевому составу пластовых вод для оценки доли ресурсов нефти и газа, сосредоточенных в отдельных литолого-стратиграфических комплексах и элементах нефтегеологического районирования на различных этапах геолого-разведочных работ, в том числе и при проведении количественной оценки перспектив нефтегазоносности регионов.
4.3. Оценка характера насыщенности пластов по гидрогеохимическим данным.
Такая проблема обычно возникает при опробовании низкопроницаемых интервалов нефтегазоперспективных горизонтов, результаты которого не дают основания для однозначного утверждения о том, вскрыт ли продуктивный объект или водонасыщенный.
Как известно, химический состав проб отобранных флюидов зачастую может указывать на наличие или отсутствие в них пластовой воды. Проведенными исследованиями показано, что задача оценки наличия в анализируемых пробах примеси пластовых вод достаточно просто решается для участков развития седиментационных подсолевых и межсолевых рассолов и вод смешения. Для областей распространения инфильтрацион-ных вод и рассолов выщелачивания она не всегда находит своего решения, т.к. состав последних близок к технологичным водам, используемым при проходке и освоении горизонтов.
Для того, чтобы установить наличие пластовых вод в пробах флюидов, отобранных в эвапоритсодержащих бассейнах, обычно используют данные по содержанию в них кальция. Однако фильтраты буровых растворов зачастую также характеризуются высокими концентрациями этого элемента. В связи с этим при оценке характера насыщения пластов рекомендуется использовать сведения по содержанию кальция и брома, совместное применение которых обычно позволяет однозначно ответить на вопрос о наличии в отобранных пробах даже небольшей примеси пластовых вод. Для участков развития пластовых вод с минерализацией до 300 г/л основным критерием, указывающим на их присутствие в анализируемых пробах остается кальций.
4.4. Гидрогеохимическио предпосылки прогноза положения ВНК (ГВК) и выделения нефтегазонасыщенных участков ложных покрышек (ЛП).
В последние годы широкое распространение получило представление о трехслойном строении ловушек углеводородов. На примере отдельных зон нефтегазонакопления и конкретных месторождений УВ в межсолевом и подсолевом карбонатном комплексах Припятского прогиба показано, что именно с этих позиций можно объяснить наличие и форму существенных по размерам гидрогеохимических ореолов вокруг нефтяных залежей, характеризующихся близкими значениями параметров в пределах всей аномалии. Значительное различие в размерах аномалий по ионно-солевому составу приконтурных вод в вертикальном (десятки, реже сотни метров) и горизонтальном (километры) направлениях от залежей УВ, не находившее до настоящего времени убедительного объяснения, также хорошо согласуется с наличием в ловушках между покрышкой и коллектором так называемых ложных покрышек.
Проведенные исследования позволили обосновать следующие положения:
1. Выделенные в эвапоритсодержащих бассейнах по геологическим предпосылкам нефтенасыщенные участки ЛП характеризуются в нижележащих пластах-коллекторах гидрогеохимическими аномалиями по компонентам, рассматриваемым как критерии неф-те газоносности.
2. Смещение гидрогеохимических аномалий от нефтяных залежей в зонах застойного режима подземных вод связано не с проявлением "лобового" и "тылового" эффектов, а отражает особенности распространения нефтенасыщенных частей ложных покрышек.
3. Форма и размеры гидрогеохимических аномалий могут контролироваться не только залежами нефти в региональной колпекторской толще, но и нефтенасыщенными участками вышележащей ЛП.
4.5. Прогноз фазового состояния углеводородов по ионно-солевому составу пластовых вод.
В настоящее время известно немало работ, обосновывающих целесообразность прогноза фазового состояния УВ опоисковываемых ловушек по гидрогеологическим данным. В основном для этих целей предлагается использовать сведения по водораство-ренным газам (В.П.Савченко, В.Н.Корценштейн, Л.М.Зорькин, А.С.Зингер, Е.В.Стадник, М.И.Суббота, А.С.Панченко, В.П.Ильченко) и водорастворенным органическим веществам (Я.А.Ходжакулиев, М.И.Суббота, О.П.Абрамова, А.С.Панченко). Однако подобная возможность существует не всегда в связи с ограниченностью или отсутствием таких материалов. Проведенные нами исследования на примере свиты FG бассейна Иллизи показывают на принципиальную возможность подобной оценки и по ионно-солевому составу пластовых вод. Так, анализ распределения по площади величин г HC03/S04, совместно с данными по составу и минерализации пластовых вод позволил нам выделить здесь несколько зон с разной степенью перспективности для поисков УВ различного фазового состояния.
Зона I охватывает центральные и юго-восточные части свода Тин Фуйе и Северо-Иллизийской моноклинали. Она характеризуется развитием древнеинфильтрационных малсминерализованных вод (0,5-5,0 г/л) с заметным преобладанием гидрокарбонатов над сульфатами. Эти воды обладали высокой растворимостью природных газов, что очевидно препятствовало формированию и сохранению здесь газовых залежей. Весьма высокие значения гидрокарбонатно-сульфатного коэффициента пластовых вод (3,8-37,3) и их низкая минерализация позволили отнести данную территорию к районам концентрации чисто нефтяных скоплений. Отметим, что практически все открытые к настоящему времени залежи УВ в резервуаре F6 рассматриваемой зоны являются нефтяными (группы месторождений Тин Фуйе-Табанкорт, Мазула-Уэд Туанре, Эдейен).
Зона II узкой полосой окаймляет с севера и востока первую зону. С ней связаны хлоркальциевые воды с минерализацией до 25 г/л, в меньшей степени затронутые ин-фильтрационными процессами. Достаточно большие величины гидрокарбонатно-сульфатного коэффициента (3-15) в совокупности с повышенной минерализацией и хлоркальциевым составом пластовых вод указывают на благоприятные условия формирования здесь как нефтяных, так и газовых скоплений. В пределах рассмотренной зоны в отложениях анализируемого резервуара действительно выявлено 11 нефтегазовых залежей.
Зона III занимает крайние северную и вчсточную .части бассейна Иллизи. Здесь развиты высококонцентрированные хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 321 г/л, обладающие весьма низкой растворимостью природных газов. Это обстоятельство могло способствовать выделению углеводородных газов в свободную фазу и скоплению их в локальных ловушках. Высокая степень гидрогеологической закрытости и метамор-физации вод, небольшие (0,3-7,1) значения гидрокарбонатно-сульфатного коэффициента указывают на благоприятные гидрогеохимические условия для формирования и сохранения здесь преимущественно газовых залежей. Большинство открытых в этой зоне месторождений являются газовыми.
Зона IV охватывает южные районы прогиба Заула-Эль-Хала и Северо-Иллизийской моноклинали. В ее пределах развиты преимущественно пресные и маломинерализованные инфильтрационные воды, содержащие значительное количество сульфатов. Значение коэффициента г HCO3/SO4 пластовых вод здесь весьма низкие и составляют 0,3-1,7. Эти данные говорят об агрессивности вод по отношению к углеводородам и о практическом отсутствии здесь процессов сульфатредукции, активно протекающих обычно вблизи залежей УВ. До настоящего времени скоплений углеводородов в этой зоне не открыто и ее нужно рассматривать как бесперспективную или малоперспективную для их поисков.
5. ЛИТОГИДРОГЕОХИМИЯ ЭВАПОРИТСОДЕРЖАЩИХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ.
Существенные возможности повышения эффективности использования данных по ионно-солевому составу пластовых вод связаны с развиваемым нами (совместно с А.А.Карцевым, А.Н.Дмитриевским и А.А.Махначом)'. литогидрогеохимическим направлением исследований, заключающемся в комплексном изучении процессов, происходящих в системе "водонасыщенные породы". Литогидрогеохимия — новое направление исследований, находящееся на стыке литологии и гидрогеохимии, рассматривающее вопросы взаимосвязей литологических и гидрогеохимических процессов. Часть данного направления исследований, затрагивающая область нефтегазовой геологии, находится на "стадии своего становления и поэтому различные ее стороны."в данной главе освещёйы не в одинаковой степени. Основное внимание уделено вопросу влияния литогидрогеохимических процессов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород, а также прогнозу зон и участков развития вторичных коллекторов.
5.1. Литологические следствия гидрогеохимических процессов.
Большинство постседиментационных литогенетических процессов протекает при том или ином участии водных растворов, что ведет к изменению пород и их коллектор-ских свойств. Наиболее сильное влияние на породы и их фильтрационно-емкостные свойства в эвапоритсодержащих бассейнах оказали процессы доломитизации, аутиген-ного минералообразования, перекристаллизации и выщелачивания.
Доломитизация. Большинство доломитов образовалось путем замещения кальция карбонатных пород и минералов (обычно известняка и кальцита) на магний контактирующих с ними подземных вод. Гидрогеохимические доказательства образования основной массы доломитов таким способом заключаются в том, что с этим процессом связывается формирование огромной массы хлоридно-кальциевых подземных вод или существенное повышение в них кальций-магниевого соотношения. С доломитами связана значительная доля разведанных мировых запасов нефти и газа. Все это указывает на огромное влияние доломитизации, как глобального литогидрогеохимического процесса на преобразование горных пород и пластовых вод, формирование резервуаров и ловушек углеводородов.
Проведенные термодинамические расчеты насыщенности подземных вод нижнего гидрогеологического этажа Припятского прогиба по доломиту показали, что в целом они перенасыщены по рассматриваемому минералу. Наибольшими средними значениями индекса насыщения характеризуются рассолы Северной структурно-тектонической зоны (2,6 и 2,3 соответственно для межсолевого и подсолевого комплекса) по сравнению с водами Центральной (0,9 и 1,9) и Южной (0,9 и 1,5) зон. Эти результаты указывают на принципиальную способность современных рассолов к доломитизации известняков и высвобождению вторичных доломитов в пределах большей части Северной зоны. Детальный анализ характера распределения индекса насыщения доломитом для рассолов подсолевого карбонатного комплекса в пределах Северной зоны позволил установить, что основные зоны нефтегазонакопления (гребневые участки Речицко-Вишанской, Малоду-шинско-Червонослободской, Озерщинско-Первомайской, Александровско-Борщевской) отличаются низкими его значениями (-3,8 — 2,0), что вполне увязывается с интенсивно проявившимися здесь процессами катагенетической доломитизации известняков, повышенными емкостными и фильтрационными свойствами пород.
Карбонатно-сульфатно-хлоридная минерализация пород по разному проявилась в нефтегазоносных бассейнах и связана с выпадением минералов из перенасыщенных растворов. Если карбонатная минерализация пород присуща практически всем нефтегазоносным толщам, то сульфатное и хлоридное вторичное минералооб-разование характерно для подэвапоритовых формаций.
Карбонатная ■ катагенетическая минерализация по мнению В.Н.Холодова, А.А.Махнача и др. исследователей связана с развитием в регионах элизионных и ин-фильтрзционных систем, что подтверждается и результатами наших исследований. Сульфатные постседиментационные выполнения получили широкое развитие в подэвапоритовых отложениях всех регионов. При этом новообразованием гипса и ангидрита охвачены отложения практически всех стратиграфических горизонтов и разных фаций. Соотношение этих минералов с карбонатными выполнениями свидетельствуют о более ранней кристаллизации последних.
На процесс сульфатной кольматации коллекторов определяющую роль оказал состав пластовых вод. В этой связи определенный интерес представляет оценка возмож-
ности формирования сульфатной минерализации, пород с участием-современных пластовых вод. Для решения данного вопроса нами была изучена сульфатнасыщенность пластовых вод Припятского прогиба и ДДВ по гипсу и ангидриту. Сопоставляя полученные материалы по этим регионам, можно сделать вывода что межсолевые и подсолевые рассолы Припятского прогиба в целом более близки к равновесной насыщенности по рассматриваемым минералам в отличие от подземных" вод ДДВ. Это связано с отмечавшимися ранее гидрогеохимическими особенностями этих территорий, заключающимися в различии минерализаций пластовых вод и концентраций содержащегося в них кальция.
Наиболее характерные величины перенасыщения подземных вод палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины и Припятцкого прогиба по-сульфатам составляют 0,5 — 0,4 г/л. Последнее, с учетом отсутствия "значительных латеральных перемещений пластовых вод нижнего гидрогеологического этажа рассматриваемых регионов, позволяет утверждать, что в, настоящее время рассолы не оказывают существенного влияния на образование вторичных минералов сульфата кальция.-Они представляют собой, в основном, реликты древних процессов сульфатизации, обусловленных внедрением рапы преимущественно сульфатной, и в меньшей, степени более высоких стадий галогенеза. Особенности сульфатнасыщенности пластовых вод нефтяных месторождений и пустых структур указывают на незначительное, но. принципиально возможное влияние современных пластовых рассолов на ухудшение коллекторских свойств пород (за счет сульфатного выполнения пор и каверн) на участках, удаленных от залежей УВ, и возможное растворение вторичного ангидрита вблизи. ВНК. Последний процесс может быть более значительным, если учесть постоянно происходящий расход сульфат-ионов на окисление залежей нефти.
Среди вторичных процессов, оказавших существенное влияние на коллекторские свойства подсолевых, межсолевых и внутрисолевых пород, особое место занимает выпадение в порах и кавернах нефтегазоносных комплексов новообразований галита. Наиболее интенсивно процессы галитовой кольматации проявились в Припятском прогибе, Иркутском амфитеатре, Триасовой провинции, ряде нефтегазоносных регионов США и т.д. Однако, несмотря на широкое их распространение, закономерности-засолонения коллекторов до настоящего времени изучены еще недостаточно.
В этом отношении важное значение имеют выполненные нами- исследования по изучению степени насыщенности рассолов Припятского.прогиба гзлитом. Обработка полученных массовых результатов расчета насыщенности пластовых вод подсолевого и межсолевого комплексов по галиту путем построения детальных литсгидрогеохимических карт позволила показать, что такая информация помогает установить пути поступления высококонцентрированной рапы солеродных бассейнов в продуктивные комплексы. Последнее может быть использовано при прогнозировании зон и участков развития пород-коллекторов и особенностей их распределения как по разрезу, так и по площади. С другой стороны, эти материалы могут оказаться весьма полезными при выяснении участков локализации вторичных галитовых новообразований.
Вопросам формирования аутогенного галита посвящены также исследования, проведенные многими специалистами на материалах Иркутского амфитеатра, Триасовой провинции, Мичиганского бассейна и ряда других соленосных регионов. Обобщение результатов этих и наших исследований позволяет сделать следующие выводы:
— вторичный галит встречается в нефтегазоводоносных пластах лишь на участках, где распространены крепкие рассолы с минерализацией более 300-320 г/л;
— наиболее интенсивному засолонению подверглись приразломные участки, а также зоны водо-нефтяных контактов;
— вторичные галитовые выполнения в подсолевых и межсолевых комплексах представляют собой продукты древних литогидрогеохимических процессов.
Далее в разделе кратко рассмотрены особенности проявления процессов перекристаллизации и выщелачивания в эвапоритсодержащих бассейнах и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
5.2. Литогидрогеохимические условия катагенетической доломитизации пород подсолевых и межсолевых карбонатных комплексов.
Рассматриваемая проблема решалась на примере Припятского прогиба, который является классическим регионом доломитообразования с участием подземных вод. Процесс вторичной доломитизации известняков здесь связывается с погружением рапы со-леродных бассейнов в подсолевой и межсолевой комплексы и последующим ее взаимодействием с породами.
Нами изучена специфика данного процесса путем сравнения состава каменной соли соленосных толщ с составом вторичных галитовых выполнений каверн и трещин рас-соловмещающих отложений, а также галита, выпавшего из пластовых рассолов на нефтяном оборудовании.
Установлено, что в составе галита из соленосных толщ отмечается преобладание хлористого магния над хлористым кальцием, тогда как во вторичных выполнениях и осадках в фонтанных трубах преобладает хлористый кальций. Эти данные указывают на то, что рапа солеродных бассейнов содержала значительно большее количество магния, чем рассолы, из которых выпали вторичные галитовые новообразования. Некоторая часть галита, отобранного из трещиноватых зон, характеризуется преобладанием МдС1; над СаС12, что свидетельствует о его выпадении из малопреобразованной рапы. На то что установленные закономерности не случайны, указывает четко прослеживаемая связь между соотношением СаС12/МдС12 и содержанием сульфата кальция в составе вторичного галита.
Приведенные материалы показывают, что для объяснения процессов формирова ния рассолов хлоридно-кальциевого типа и катагенетических доломитов наиболее при емлемы реакции Гайдингера и Мариньяка. Первая из них в Припятском прогибе прояви лаеь в сравнительно небольших масштабах и протекала преимущественно на начальны) стадиях доломитизации известняков. Основные преобразования пород и пластовых во; связываются с реакцией Мариньяка. Количественная оценка влияния рапы солеродны;
бассейнов на доломитизацию известняков и формирование вторичной пористости показывает, что катагенетическая доломитизация известняков, протекавшая за счет их преобразования высокомагнезиальными рапными рассолами, могла привести к увеличению начальной пористости межсолевых и подсолевых карбонатных пород в региональном плане лишь на первые единицы процентов. Это подтверждается результатами исследований В.Л.Тюменцева (1977) и А.А.Пахольчука (1992), которые свидетельствуют о более высокой пористости доломитов (на 1,5-2,5%) по сравнению с известняками. Естественно на участках проявления интенсивной доломитизации эти значения могут оказаться более высокими. ...
Детальные литогидрогеохимические исследования позволили отметить площадное совпадение районов интенсивного проявления катагенетической доломитизации межсолевых известняков, с участками распространения карналлитовых прослоев в верхней соленосной толще и с зоной развития гидрогеохимической аномалии в межсолевом комплексе. На этом основании к питологическим показателям прогноза зон распространения доломитов (кроме общеизвестных) предложено отнести наличие в перекрывающей соленосной толще калийно-магниевых солей и прежде всего карналлитовых прослоев. Указанный литологический фактор определяет участки поступления в нижележащие отложения более концентрированных рапных рассолов с высокими значениями показателя Мд2+/Са2*. Аномальные зоны характеризуются повышенными концентрациями калия и кальция и пониженными магния в пластовых водах подсолевых и межсолевых отложений. Наличие подобных гидрогеохимических аномалий может, с одной стороны указывать на присутствие в соленосной толще, перекрывающей карбонатные отложения, калийно-магниевых солей, а с другой — свидетельствует об интенсивности проявления метасо-матической доломитизации известняков.
Материалы по распределению стронция в карбонатных породах Припятского прогиба показывают на высвобождение этого элемента из известняков при их доломитизации. В связи с этим, выделенные здесь литогидрогеохимические аномалии характеризуются и повышенным содержанием стронция в современных пластовых рассолах.
Приведенные сведения позволяют нам говорить о том, что сочетание повышенных содержаний калия и стронция в^ пластовых рассолах с их высокой метаморфизацией можно считать надежными показателями условий и интенсивности катагенетической доломитизации подсолевых и межсолевых карбонатных пород. Анализ имеющихся данных указывает также на взаимосвязь таких гидрогеохимических аномалий с участками развития улучшенных емкостных и фильтрационных свойств пород, что позволяет рассматривать показатели катагенетической доломитизации как критерии зон и участков развития постседиментационных коллекторов.
5.3. Влияние литогидрогеохимических процессов на характер катагенетиче-ской преобразованное™ пород подсолевых терригенных комплексов и их коллек-торские свойства.
Основным объектом исследования различных вопросов катагенеза традиционно являлись силикатные и алюмосиликатные минералы. Однако, как отмечается А.А.Махначом, рассольная среда, характерная для подсолевых комплексов, способствует стабилизации силикатного и алюмосиликатного вещества. Гораздо меньше изучены широко распространенные в подсолевых терригенных комплексах процессы постседимен-тационного преобразования карбонатных цементов и формирование карбонатно-сульфатной минерализации, которые существенно влияют на начальные коллекторские свойства терригенных пород. Рассмотрение данных вопросов проводилось нами на примере триасовых отложений Алжирской Сахары.
Напомним, что в рассматриваемом преимущественнЬ терригенном комплексе распространены крепкие хлоридно-кальциевые рассолы, формирование которых связано с поступлением высокоминерализованной рапы из вышезалегающих соленосных толщ. Нашими исследованиями установлено, что на западе Триасовой провинции в пределах свода Тильремт и впадины Уэд-Мия степень метаморфизации пластовых вод в данном комплексе на порядок выше, чем во впадине Радомес, расположенной на востоке провинции. Столь резкое различие степени метаморфизации вод в едином гидрогеологическом комплексе , содержащем воды одного и того же генезиса, объясняется особенностями их взаимодействия с вмещающими породами.
Детальные литогидрогеохимические исследования различных участков Триасовой провинции позволили связать отмеченные гидрогеохимические аномалии с интенсивностью проявления процессов катагенетической доломитизации карбонатного цемента и аутигенных кальцитовых выполнений по реакции Гайдингера и Мариньяка, а также с сульфатной минерализацией пород, сопутствующей протеканию реакции Гайдингера.
Показано, что в восточной части провинции в пределах участков распространения триасовых рассолов с высокой степенью метаморфизации интенсивно протекали процессы доломитизации карбонатного цемента преимущественно по реакции Мариньяка, которые привели к улучшению начальных коллекторских свойств терригенных пород. В зонах развития рассолов средней и пониженной степени метаморфизации существенное влияние на породы-коллекторы оказала сульфатная минерализация пород, связанная с протеканием литогидрогеохимических процессов по реакции Гайдингера. В районах распространения рассолов с самыми низкими значениями коэффициента метаморфизации карбонатный цемент в песчано-алевритовых образованиях триаса отсутствует, что говорит о весьма слабом взаимодействии развитых здесь рассолов с породами, и, соответственно, о незначительном их влиянии на изменение первичных коллекторских свойств.
Таким образом, проведенные литогидрогеохимические исследования свидетельствуют о возможности и целесообразности использования их результатов при выяснении особенностей формирования химического состава пластовых вод, а также при изучении
влияния гидрогеохимических процессов на характер катагенетических преобразований и коллекторские свойства не только карбонатных, но и терригенных пород.
6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЭВАПОРИТСОДЕРЖАЩИХ РЕГИОНОВ ПО ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИМ И ЛИТОГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
6.1. Методика оценки перспектив нефтегазоносности.
Теоретической основой дальнейшего развития существующего методического подхода к оценке перспектив нефтегазоносности рассматриваемых регионов по гидрогеохимическим и литогидрогеохимическим критериям является обоснованный нами вывод о необходимости применения в зонах развития рассолов различной минерализации своих наборов рациональных и наиболее информативных показателей. Предлагаемый подход базируется в основном на данных изучения ионно-солевого состава подземных вод и осадочных пород, вскрываемых скважинами. Основные его положения заключаются в следующем:
1. В каждом из нефтегазоносных или перспективных в отношении нефтегазоносности комплексах выделяются районы развития слабых и средних (с минерализацией до 300 г/л), крепких (300-400 г/л) и весьма крепких (>400 г/л) рассолов.
2. Оценка перспектив нефтегазоносности отдельных зон, участков и локальных структур каждого из районов производится по предложенным комплексам нефтегазопоис-ковых критериев, учитывая стадийность проводимых геолого-разведочных работ.
3. Используя литогидрогеохимические критерии, дается прогноз зон и участков развития пород-коллекторов, с которыми связываются основные ресурсы УВ.
Самым показательным признаком нефтегазоносности является закономерное площадное изменение гидрогеохимических и. литогидрогеохимических критериев, вошедших в комплекс рациональных и наиболее информативных для участков развития рассолов определенной минерализации. Именно такие изменения с учетом особенностей геологического строения конкретных участков указывают направление дальнейших поисков.
6.2. Оценка перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба.
Перспективы нефтегазоносности Припятского прогиба по гидрогеохимическим данным в различные годы оценивались В.И.Агафоновым, П.Г.Альтшулером, Г.В.Богомоловым, А.М.Гатальским, В.Г.Герасимовым, Я.Г.Грибиком, В.Г.Жогло, Ю.П.Ивановым, А.В.Кудельским, А.П.Лавровым, А.Н.Лысенко, В.Д.Порошиным, Л.И.Шаповал, Г.Л.Фурсиковым и др. Усилиями этих исследователей обосновано нефтега-зопоисковое значение гидрогеохимических критериев и постоянно уточнялись перспективы нефтегазоносности различных участков прогиба, что способствовало открытию ряда нефтяных месторождений.
В 1984 году нами было проведено районирование Припятского прогиба по степени перспектив нефтегазоносности на основании гидрогеохимических данных. Это районирование в значительной мере отличалось от предложенных ранее, что объяснялось не только учетом новых материалов, но и несколько иным подходом к определению степени перспективности на нефть и газ различных участков прогиба (применением разработанных комплексов гидрогеохимических критериев нефтегазоносности, раздельное районирование для участков развития крепких и менее минерализованных рассолов). К высокоперспективным были отнесены только районы Северной зоны, в то время как большинством исследователей значительные части Центральной и Южной зон также относились к высокоперспективным. Северо-западная часть прогиба, рассматривавшаяся как малоперспективная, была отнесена в разряд высокоперспективных и перспективных.
Результаты проведенных в последующие годы поисково-разведочных работ подтвердили верность предложенного районирования. Так, за прошедшие 12 лет в пределах выделенных высокоперспективных земель было открыто 23 нефтяных месторождения, а в пределах перспективных — лишь три. В малоперспективных и бесперспективных районах положительных результатов не получено.
Приведенные данные указывают на то, что разработанные рациональные комплексы гидрогеохимических критериев нефтегазоносности являются достаточно информативными, а проведенное гидрогеохимическое районирование прогиба по степени перспективности на нефть не требует существенного пересмотра.
В последние годы нами разработаны и показана перспективность использования литогидрогеохимических критериев, позволяющих дать прогноз участков и зон развития пород-коллекторов. Использование этих критериев способствовало выделению в пределах высокоперспективных земель наиболее перспективных территорий, которые связань в основном с гребневыми и присводовыми участками Речицко-Вишанской и, в меньшее степени, Малодушинско-Червонослободской ступеней, а также с.зонами наиболее кон трастных субмеридианальных разрывных нарушений.
В 1984 году в качестве первоочередных для дальнейших поисков залежей нефт! нами было названо 14 площадей. За истекший период из этих объектов в поисковом бу рении пребывало 9 структур, открыто 4 нефтяных месторождения и на двух структура, установлены непромышленные залежи нефти. Коэффициент промышленных открытий т выданным рекомендациям оказался практически в три раза выше, чем в среднем Припятскому прогибу за 1984-1985 годы.
Для оценки перспектив нефтегазоносности 59 локальных структур, находящихся фонде выявленных и подготовленных к бурению на начало 1995 года, нами (совместно А.В.Кончицем и М.А.Рынским) была использована методика комплексной оценки, в оснс ву которой положен системный подход, позволяющий использовать интеграцию все имеющейся информации. Перспективность структур оценивалась численно с использс ванием метода группового количественного анализа, который позволил вести оценку использованием всех критериев нефтегазоносности, учитывая их информативность
вровень достоверности имеющейся информации. Проведенное автором сопоставление зеличин геологического и гидрогеохимического рангов оценки нефтегазоперспективности эбъектов свидетельствуют о наличии между ними достаточно тесной связи (г=0,82), что указывает на существенный вклад гидрогеохимической составляющей в комплексную эценку перспектив нефтегазоносности и говорит о высокой информативности применяв-иихся нефтегазопоисковых гидрогеохимических критериев.
6.3. Перспективы поисков нефти и газа в палеозойских отложениях западных и северо-восточных районов Алжирской Сахары.
Изучением гидрогеологии нефтегазоносных отложений Алжирской Сахары в различные годы занимались Ю.Пецюха (1970), Б.Яковлев (1971), Р.Рустамов (1973), В.Печерников (1980,1991-1992) А.Зенир (1980, 1983), И.Маруф (1983,1986), В.Трачук (1976,1986-1989), С.Чечеткин (1985), Ф.Гизалов (1985, 1986), Д.Бушиба (1988, 1989), Р.Луниси (1989) и др. Обобщение всех накопившихся к девяностым годам гидрогеохимических материалов по обширным регионам Алжирской Сахары и первые комплексные литогидрогеохимические исследования проведены автором в 1990-1992 годах.
Более половины имеющихся по рассматриваемой территории фактических данных о составе пластовых вод относятся к бассейну Иллизи, который обладает своеобразными и даже уникальными гидрогеологическими условиями. Гидрогеология других нефтегазоносных районов, из-за их относительно слабой и весьма неравномерной изученности, может быть охарактеризована лишь в региональном плане. Поэтому, в данном разделе приведена краткая характеристика гидрогеологических условий в связи с нефтегазонос-ностью основных водоносных комплексов Алжирской Сахары, а в следующем — более детально охарактеризованы перспективы нефтегазоносности бассейна Иллизи.
Изучение возможности и эффективности использования литогидрогеохимических исследований в связи с нефтегазоносностью проведено на примере триасового комплекса. Поэтому при оценке перспектив его нефтегазоносности, в отличие от других отложений Алжирской Сахары, использовались как гидрогеохимичёские, так и литогидрогеохимические критерии. Перспективы поисков углеводородных скоплений в кембрийских, девонских и каменноугольных отложениях рассмотрены лишь с позиций гидрогеохимии.
Результаты проведенных исследований позволили сделать следующие выводы:
1. В Алжирской Сахаре выделяются четыре самостоятельных нефтегазоперспек-тивных гидрогеологических комплекса: кембро-ордовикский, верхнесилурийско-
Г' - .
нижнедевонский, верхнедевонско-каменноугольный и триасовый, разделенные между собой флюидоупорными толщами.
2. Проведенные гидрогеохимические исследования не подтверждают сложившихся представлений о региональном движений пластовых вод от южных райокэв кристаллического обрамления во внутренние области Алжирской Сахары.
3. На большей части рассматриваемого региона в нефтегазоносных комплексах распространены седиментогенные хлоркальциевые рассолы, поэтому эти территории должны рассматриваться как перспективные и высокоперспективные для поисков зале-
жей УВ. Пресные и слабоминерализованные воды других типов в рассматриваемой части геологического разреза встречены здесь лишь на сравнительно небольших участках, непосредственно примыкающих к зонам выхода пород этих комплексов на дневную поверхность, которые должны рассматриваться как малоперспективные в отношении нефтега-зоносности. Глубина и ширина зоны проникновения инфильтрационных вод определяются здесь в основном размерами и гипсометрическим положением областей питания.
4. Нефтегазоносные комплексы в пределах Триасовой провинции содержат крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией более 280-300 г/л. Их происхождение связано с проникновением в резервуары межкристальных рассолов из перекрывающей соленосной толщи. Вся территория провинции представляет непосредственный нефте-поисковый интерес, однако наиболее перспективные участки связаны с установленными и прогнозируемыми по литогидрогеохимическим данным зонами и участками развития пород-коллекторов.
6.4. Прогноз нефтегазоносности бассейна Иллизи.
Более высокая степень изученности региона способствовала выделению в пределах некоторых комплексов отдельных горизонтов, являющихся самостоятельными объектами нефтегазопоисковых работ.
Проведенные исследования гидрогеологических условий бассейна Иллизи позво-•лили-провести районирование выделенных горизонтов и комплексов по степени перспективности на нефть и газ и сделать следующие основные выводы:
1. На большей части рассматриваемой территории для палеозойских отложений характерен застойный режим подземных вод благоприятный для формирования и сохранения залежей углеводородов. Только на участках, непосредственно примыкающих к областям выходов на дневную поверхность или под мезо-кайнозойские отложения, происходит внедрение сульфатно-натриевых инфильтрационных вод, что указывает на их бесперспективность в нефтегазоносном отнсшении.
2. С гидрогеохимических позиций в палеозойских отложениях бассейна Иллизи отсутствуют условия, благоприятные для формирования и сохранения гидродинамических ловушек и связанных с ними углеводородов этого типа.
3. Пластовые рассолы палеозойских отложений являются преимущественно седи-ментогенными и лишь резервуар Р6 на большей части территории своего развития содержит маломинерализованные и пресные воды древнеинфильтрационного генезиса. Гидрогеохимические материалы позволили выделить в пределах территории распространения этого резервуара земли с различной степенью перспектив нефте- и газоносности (см. разд. 4.5).
4. Пластовые воды верхнедевонских (резервуар Р2) и каменноугольных отложений отличаются повышенными концентрациями сульфатов и пониженными значениями гид-рокарбонатно-сульфатного коэффициента. Эти данные не позволяют связывать с рассматриваемым комплексом значительных ресурсов углеводородов.
7. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ОБ ИОННО-СОЛЕВОМ СОСТАВЕ ВОД ПРИ КОНТРОЛЕ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ПОДСОЛЕВЫХ И МЕЖСОЛЕВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ
Своеобразие химического состава пластовых вод эвапоритсодержащих бассейнов и особенности проявления в них сульфатно-хлоридной катагенетической минерализации пород вызывают необходимость выработки новых и адаптации известных гидрохимических методов для контроля за разработкой подсолевых и межсолевых залежей нефти.
7.1. Изменение гидрохимических условий в процессе разработки нефтяных месторождений.
Разработка многих месторождений УВ эвапоритсодержащих бассейнов ведется с применением искусственного заводнения. Для закачки в пласт используются воды различного химического состава. По мере продвижения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к эксплуатационным их состав претерпевает существенные изменения в результате смешения с пластовыми рассолами, взаимодействия с породами и углеводородами. С целью изучения вопросов влияния процесса разработки на химический состав нефтепромысловых вод нами проводился анализ изменения плотностей и химического состава закачиваемых и попутных вод месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, по которым имеется значительный объем фактического материала — Речиц-кого, Осташковичского, Вишанского (Припятский прогиб), Гнединцевского и Монастыри-щенского (Днепровско-Донецкая впадина).
Детальный анализ гидрохимических изменений в процессе разработки основных месторождений Припятского прогиба позволил выделить три этапа:
1-й этап характеризуется значительными колебаниями минерализации и содержаний отдельных компонентов химического состава попутных вод под влиянием закачки значительных объемов пресных вод; общая минерализация и плотность попутно добываемых вод в конце этапа существенно снижается.
2-й этап отличается постепенным ростом минерализации и отдельных компонентов химического состава попутных вод в результате внедрения в залежь все возрастающих объемов высокоминерализованных промысловых вод.
3-й этап характеризуется относительной стабилизацией плотностей закачиваемых и попутно добываемых вод на всех рассмотренных месторождениях, при этом "состав попутных рассолов определяется в основном составом вод, используемых в системе ППД: иначе говоря, влияния пластовых вод уже практически не отмечается.
Большинство месторождений Днепровско-Донецкой впадины разрабатывается за счет естественной энергии напорного режима пластовых вод. Однако на Некоторых из них, в том числе на Гнединцевском и Монастыри^енском месторождениях, длительное время для ППД проводится закачка в продуктивные пласты промысловых рассолов с небольшой примесью поверхностных пресных под. Последнее присело к некоторому опреснению попутно добываемых рассолов и снижению концентрации основный ксунснен-тов.
7.2. Изучение процессов взаимодействия промысловых вод с породами и фтями.
Вопросы взаимодействия подземных вод с породами и иефтями в процессе разра-1тки нефтяных месторождений ряда нефтегазодобывающих регионов освещены в мно-численных работах А.А.Карцева, А.М.Никанорова, Ю.П.Гаттенбергера, и др. Особенно-и проявления этих процессов в эвапоритсодержащих районах изучены гораздо слабее, зежде всего сказанное относится к подеолевым и межсолевым залежам, которые кон-жтируют с крепкими (>300 г/л) рассолами. Именно этим объясняется особое внимание, аорое мы уделяем рассматриваемой группе месторождений.
Используемые в Беларуси для ППД пресные воды смешиваются в пластовых усло-чях с приконтурными высококонцентрированными рассолами, что приводит к сущест-знному изменению начальной гидрогеохимической обстановки в продуктивных пластах, бщая минерализация и содержание в этих водах различных компонентов в данном слу-зе должны определяться составом и процентным соотношением смешиваемых вод. Од-ако, нами установлены значительные отклонения концентраций целого ряда водорас-зоренных элементов от теоретически ожидаемых. Такие отклонения могут быть связаны обогащением попутных вод различными компонентами в пластовых условиях или вы-адением их них различных минералов.
Прежде всего, были установлены повышенные содержания сульфатов в попутно сбываемых водах по сравнению с пластовыми рассолами и пресными водами, исполь-уемыми в системе ППД. Проведенные исследования показали, что увеличение доли за-ачиваемей в пласт воды способствовало разбавлению приконтурных рассолов и увели-ению их агрессивности по отношению к сульфатным минералам, что, в свою очередь, |ривело к частичному растворению широко распространенных в продуктивных коллекто->ах аутигенных сульфатных выполнений. Этот процесс способствовал обогащению портных вод сульфат-ионами и формированию фильтрационных каналов на путях протяжения закачиваемых вод, что весьма важно знать при контроле за разработкой неф-'яных месторождений.
Следующая группа компонентов, которые не согласуются с общей минерализацией юпутных рассолов (если предположить, что последние формируются только за счет ;мешения пластовых и закачиваемых вод) включает Са, Вг, К и №. При этом отмечается :ущестеенное снижение концентрации кальция, брома, калия и повышение — натрия. Чоскольку выпадения брома и калия с какими-либо минералами в результате происходящих в пласте процессов не происходит, а растворение вторичного ангидрита промысловыми водами приводит даже к некоторому повышению содержания кальция, наблюдаемую картину мы связали с обогащением промысловых вод хлоридами натрия при их продвижении от нагнетательных к эксплуатационным скважинам за счет растворения ау-тигенного галита. Этот вывод подтверждается широким развитием галитовых выполнений з пределах нефтяных залежей.
Нами разработан метод оценки содержания в попутных вйдах избыточного ЫаС!, основанный на балансе теоретически ожидаемых и фактических концентраций хлористого натрия в добываемых с нефтью рассолах. Результаты расчетов содержания избыточного №С1 в попутных водах нефтяных месторождений Беларуси и колоссальные объемы ежегодно добываемых с нефтью вод указывают на огромную массу выщелаченного гали-та и свидетельствуют о значительном изменении емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород в процессе разработки залежей нефти. Анализ распределения рассматриваемого параметра в пределах межсолевых и семилукской залежей Речицкого, межсолевой залежи Осташковичского и подсолевой залежи Вишанского месторождений позволил установить, что величина избыточного №С1 распределена в их пределах не хаотически, а подчиняется определенным закономерностям. Каждая из рассмотренных залежей характеризуется своей картиной распределения "величин избыточного содержания хлористого натрия в попутно добываемых водах, которая тесно увязывается с материалами по их геологическому строению и данными разработки. Отмечено, что влияние процесса растворения галитовых выполнений на коллекторские свойства пород на несколько порядков выше, чем процесса растворения ангидрита.
Определенный интерес в нефтепромысловых исследованиях представляет содержание в попутных водах гидрокарбонат-иона. Анализ имеющихся материалов свидетельствует о том, что зачастую концентрация НС03' в попутных рассолах оказывается более низкой, чем в пластовых и закачиваемых для ППД водах. Это указывает на выпадение карбоната кальция и магния в пластах, стволах добывающих скважий и на оборудовании. Об этом же говорят и результаты изучения насыщенности промысловых вод по кальциту и доломиту. Однако, учитывая небольшое содержание гидрокарбонат-ионов в пластовых и закачиваемых водах, можно утверждать, что масса выпадаемых карбонатов окажется существенно меньшей, чем растворенных сульфатов и галита.
Следует отметить, что полученные результаты подтверждаются анализом разработки подсолевых и межсолевых залежей Республики Беларусь.
Залежи углеводородов Днепровско-Донецкой впадины отличаются от белорусских гораздо более низкой минерализацией приконтурных вод. Несмотря на это, нами установлены существенно повышенные концентрации сульфат-ионов в попутной воде по сравнению с пластовой и закачиваемой пресной водой. Это свидетельствует об обогащении закачиваемых для ППД вед сульфатами в пластовых условиях за счет растворения содержащегося в песчаных пластах сульфатного цемента, либо сульфатных новообразований. Характер изменения других водорастворенных компонентов попутных вод в процессе разработки Гнединцевского и Монастырищенского месторождений не позволяет нам говорить о протекании здесь иных явно выраженных процессов взаимодействия с породами.
Один из самых известных процессов взаимодействия пластовых и попутных вод нефтяных месторождений с углеводородами связан с реакцией сульфатредукции. Последняя наиболее интенсивно проявилась на Вишанском (из числа исследованных нами)
месторождении, для ППД на котором широко применялось внутриконтурное заводнение пресными и слабоминерализованными водами. Попутные воды этого месторождения отличаются пониженной минерализацией и повышенным содержанием гидрокарбонат-ионов, что хорошо согласуется с материалами по сероводородному заражению залежи. Этот процесс, кроме того, мог приводить к окислению УВ этого месторождения, что способствовало снижению коэффициента нефтеотдачи.
7.3. Исследование совместимости различных вод и прогноз минералообра-зования при разработке нефтяных месторождений.
Методы оценки состояния и прогноз ожидаемых физико-химических равновесий в продуктивных пластах при разработке нефтяных залежей обобщены в ряде основополагающих работ А.А.Карцева, Ю.П.Гаттенбергера, Г.П.Валобуева, В.Е.Кащавцева и др. исследователей. Говоря об огромной важности этих исследований, отмечается, что современный уровень компьютерной техники позволяет решать стоящие перед нефтепромысловой гидрогеологией подобные задачи на более высоком методическом уровне. В настоящее время существует немало разработок по термодинамическому моделированию совместимости попутных вод и расчету степени их насыщенности минералами, обобщивших многочисленные результаты теоретических и лабораторных исследований. В последние годы, особенно в зарубежных странах, данному направлению исследований уделяется все больше и больше внимания.
В разделе рассмотрен конкретный пример решения задачи по совместимости рассолов выщелачивания пород верхней соленосной толщи с промысловыми водами нефтяных месторождений Беларуси с помощью термодинамического моделирования на ЭВМ по программе 501_М1ЫЕ0-88. Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:
1. Промоделированные растворы и их смеси в поверхностных и пластовых условиях недонасыщены по галиту, что практически исключает его выпадение в пласте, колонне и на промысловом оборудовании.
2. Большинство анализируемых растворов в пластовых условиях становятся перенасыщенными по карбонатам, что свидетельствует о возможности их выпадения в пласте, на оборудовании и забое скважин. Однако, из 1 литра даже наиболее перенасыщенных по кальциту растворов могут высадиться только первые десятки миллиграммов минерала.
3. Наиболее серьезными кольматантами в пластовых условиях являются сульфатные минералы. Анализ совместимости (по сульфатам) различных вод и оценка возможности их использования в системе ППД позволяет говорить о несовместимости пластовых вод с рассолами "выщелачивания и возможности использования последних для закачки в пласты на месторождениях, приконтурные рассолы которых значительно разбавлены пресной водой, закачиваемой для ППД. Выданы рекомендации, позволяющие исключить процессы осадкообразования в пластах и призабойных зонах скважин при закач-
ке техногенных рассолов выщелачивания в систему ППД, которые используются в практике.
7.4. Гидрохимические способы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых залежей нефти.
Особенности геологического строения и гидрогеологических условий эвапоритсо-держащих бассейнов и своеобразие химического состава приконтурных вод открытых здесь углеводородных скоплений зачастую не позволяют в полной мере использовать апробированные в других регионах направления и методы гидрохимического контроля за разработкой сложнопостроенных залежей нефти. Все это требует адаптации известных способов прежде всего к условиям подсолевых и межсолевых месторождений и выработки для них новых подходов по применению сведений о составе пластовых, попутных и других вод в нефтепромысловом деле.
К одному из наиболее разработанных направлений относится использование сведений о составе так называемых "погребенных" вод для прогноза времени обводнения нефтяных скважин, солеотложения в стволах и на промысловом оборудовании. Многолетними наблюдениями, проводимыми на месторождениях России, Украины, Беларуси и других стран, установлено постоянное присутствие солей в нефтях на безводном этапе разработки. Поскольку нефти практически не растворяют солей, присутствие последних объясняется наличием в нефти небольшого количества воды, которую принято называть "погребенной". Несмотря на то, что вопрос о генезисе этих вод до настоящего времени продолжает оставаться дискуссионным, сведения об их составе и содержании солей в нефтях достаточно эффективно используются для прогноза времени обводнения скважин, что подтверждается материалами по Припятскому прогибу (Костргаков, Чернорубаш-кин, 1976, Муляк, 1983).
К слабо изученным следует отнести направление, связанное с использованием сведений по составу попутных вод для решения вопроса количественных изменений емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород в процессе разработки подсолевых и межсолевых нефтяных залежей. Несмотря недостаточно высокий уровень существующих теоретических разработок, это направление не нашло достойного применения на практике. В специфических условиях эвапоритсодержащих бассейнов, где широко развиты высокоминерализованные рассолы с предельной насыщенностью пластовых вод по легкорастворимым минералам, которые способны при -изменении гидрохимических и термобарических условий переходить из жидкой фазьГв твердую и обратно, этот вопрос приобретает особую актуальность. 1
Нами предложен способ контроля за формированием фильтрационных каналов, позволяющий по сведениям о содержаниях сульфат-иснов в пластовой, закачиваемой и попутно добываемой водах рассчитать количество и объем растворенных ангидритовых выполнений на участке залежи от зоны нагнетания к зоне отбора по каждой конкретной скважине и в целом по залежи за любой промежуток времени, а также за весь период разработки.
зх
Второе направление использования сведений о содержании сульфат-ионов в пла стовых и промысловых водах в целях контроля за разработкой нефтяных месторожден^ связано с тем, что в начальный этап их обводнения отмечается резкий рост содержани? сульфатов в попутных водах с последующим их уменьшением до фона. Последнее, оче видно, говорит об окончании формирования фильтрационных каналов за счет растворе ния вторичных ангидритов и указывает на сроки проведения мероприятий по регулирова нию закачки и отборов флюидов, применения вторичных методов повышения нефтеот дачи путем кольматации основных фильтрационных каналов с целью увеличения охват; пласта заводнением.
Третье направление связано с возможностью использования сведений о колеба нии концентрации сульфатов в попутных водах как показателя смены фильтрационны; потоков и эффективности направленных на это мероприятий.
Наибольший интерес для нефтепромыслового дела представляют результаты оп ределения содержаний в попутных водах избыточного галита. Построение карт и графи ков, отражающих площадное и временное изменение характера обогащения попутно до бываемых вод избыточным ЫаС1, следует рассматривать как важный гидрохимически! метод контроля, позволяющий оценить характер и направления движения нагнетаемы вод по пласту, судить об объемах формирующихся каналов, прогнозировать интенсив ность выработки различных участков залежи. Последнее положение вытекает из уста новленной особенности, заключающейся в приуроченности повышенных концентраци избыточного галита к наименее выработанным участкам нефтяных залежей Беларуси.
Количество растворенного и вынесенного из пласта вторичного галита предлагает ся определять по разработанному нами способу, включающему периодический отбо проб из контрольной и добывающих скважин, проведение их химического анализа, сраЕ нение результатов анализа проб из добывающих и нагнетательных скважин и определе ние объемов формирующихся фильтрационных каналов, отличающийся тем, что с целы повышения эффективности контроля в качестве контролируемого элемента определяю содержание ионов натрия. Формирование фильтрационных каналов контролируют п объему искусственных каналов выщелачивания, а по изменению последних судят фильтрационной неоднородности пласта. Так, проведенные расчеты по скв. 101 Вишан ского нефтяного месторождения показали, что за 12 лет ее эксплуатации из пласта был вынесено 5 863 м3 вторичного галита.
Высокие концентрации избыточного галита (до 100 г/л и более), содержащегося попутных водах нефтяных месторождений Беларуси, позволяют говорить о необходимс сти учета процесса его растворения при проведении балансовых расчетов по компенсг ции добычи флюидов закачкой и подсчете запасов УВ, т.к. используемый при этом мето материального баланса не учитывает эффекта электрострикции. Последний проявляете в том, что объем рассолов выщелачивания оказывается меньше суммарного объем взаимодействующих вод и растворенного галита.
Немаловажным при проведении балансовых расчетов' является вопрос о участии законтурных вод в системе ППД на различных стадиях разработки. Качественно и количественно он может быть решен с использованием сведений об ионно-солевом составе закачиваемых, пластовых и попутно добываемых вод. Гидрохимический способ оценки влияния законтурных вод на заводнение залежи иногда может оказаться единственном для количественной оценки объемов внедрившихся пластовых вод в залежь нефти.
Направление нефтепромысловых гидрохимических исследований, связанное с прогнозом солеотложений, изучено достаточно основательно (Кащавцев, Гаттенбергер, Люшин, 1985). Вместе с этим, следует отметить, что решение подобных вопросов, значительно упрощается при использовании термодинамического моделирования характера насыщенности пластовых, промысловых вод и их смесей по различным минералам в конкретных термобарических условиях.
Обобщая вышеприведенные материалы, следует еще раз подчеркнуть, что основные методы гидрохимического контроля за разработкой нефтяных залежей, контактирующих с высококонцентрированными рассолами (>300 г/л), существенно отличаются от широко применяемых в настоящее время на" практике. Последние разработаны в основном на примере залежей УВ, приконтурные воды которых характеризуются гораздо меньшей минерализацией. Предложенные нами гидрохимические способы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых залежей, с одной стороны, восполняют существовавший до настоящего времени пробел в этом направлении нефтепромысловых исследований, а с другой — свидетельствуют, 'что'набор гидрохимических методов контроля для залежей, контактирующих с приконтурными водами различной минерализации (до 300 г/л и >300 г/л), будет существенно различаться.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе работы над диссертацией выполнено комплексное исследование вопросов, связанных с гидрогеохимией эвапоритсодержащих бассейнов и использованием данных об ионно-солевом составе вод при поисках, разведкэ и разработке нефтяных и газовых месторождений. Разработаны новые и уточнены существующие критерии оценки представительности гидрогеохимических данных, показаны методические приемы и проведена отбраковка некачественных материалов.
Установлено, что гидрогеологические условия рассматриваемых террйТорий не только существенно отличны от регионов, в разрезе которь1Х галогенные отложения отсутствуют, но и заметно различны в эвапоритсодержащих бассейнах с разной степенью проявившегося галокинеза. Обоснована целесообразность разделения рассолов на три основные группы по минерализации: до 300, 300-400 й более 400 г/л, что предопределяет необходимость дифференцированного подхода к выбору критериев 'нефтегазоносное™ и обоснованию набора гидрохимических методов контроля за разрабогкой подэвапорито-вых залежей с учетом минерализации развитых в них пластовых рассопов.
Впервые показано, что:
— между средними значениями гидрогеохимических критериев нефтегазоносности и плотностью ресурсов УВ существует достаточно четкая зависимость;
— смещение гидрогеохимических аномалий от нефтяных залежей в зонах застойного режима вод, как правило, связаны не с проявлением "лобового" и "тылового" эффектов, а отражает особенности распространения нефтенасыщенных частей ложных покрышек;
— использование сведений об ионно-солевом составе и общей минерализации пластовых вод в отдельных случаях позволяет не только производить региональную, зональную и локальную оценку перспектив нефтегазоносности крупных территорий, но и прогнозировать фазовое состояние углеводородов.
Развитие литогидрогеохимичекого направления исследований применительно к вопросам нефтяной геологии эвапоритсодержащих бассейнов позволило автору обосновать целесообразность использования результатов таких исследований для прогноза зон и участков развития пород-коллекторов и оценки перспектив нефтегазоносности как крупных территорий, так и локальных структур.
Показано, что гидрохимические способы контроля за разработкой нефтяных месторождений для участков развития рассолов с минерализацией до 300 г/л и более 300 г/л значительно различаются.
Предложены способы контроля за формированием фильтрационных каналов в процессе разработки подсолевых и межсолевых залежей нефти, заключающиеся в сравнении результатов химического анализа пластовых, закачиваемых, попутно добываемых вод и расчете количества выносимого из пласта сульфата кальция и хлористого натрия. Разработана методика оценки содержания в попутных водах накопленных концентраций избыточного ЫаС!, основанная на балансе фактических и теоретически ожидаемых концентраций хлористого натрия в добываемых с нефтью рассолах. Показана возможность использования этого показателя при контроле за разработкой нефтяных месторождений.
Выполненные автором теоретические и методические разработки доведены до инженерных расчетов.
Результаты проведенных исследований позволяют обосновать следующие основные выводы, которые являются защищаемыми положениями.
1. Химический состав пластовых вод .эвапоритсодержащих осадочных бассейнов контролируется характером проявившегося галогенеза, интенсивностью галокинеза и масштабами постседиментационных литогидрогеохимических процессов. Этим регионам присущи общие закономерности накопления отдельных элементов в рассолах определенной минерализации, связанные с перестройкой структуры водных растворов.
2. При оценке перспектив нефтегазоносности локальных объектов, расположенны> в зонах развития вод с минерализацией до 300 г/л, 300-400 г/л и более 400 г/л целесообразно применять' свои рациональные комплексы гидрогеохимических критериев, учиты
¡ающие влияние общей минерализации рассолов на накопление в них отдельных эле-лентов.
3. Особенности изменения ионно-солевого состава Пластовы* Вод служат основа-шем не только для качественной оценки перспектив нефтегазоносности локальных ;труктур, зон и регионов в целом, но и позволяют оценить долевое распределение рейсов УВ по глубинам, нефтегазоносным районам и комплексам, прогнозировать полот кение ВНК (ГВК), а также фазовое состояние скоплений углеводородов.
4. Проявление ряда катагенетических процессов (доломитизация, галитовая, ;ульфатная, карбонатная минерализация пород и др.), существенно влияющих на преоб-эазование пород и формирование коллекторов в эвапоритсодержащих бассейнах, отражается комплексом литогидрогеохимических показателей (насыщенность рассолов по -алиту и сильвину, содержание в водах Sr, К, соотношения г Ca/Mg, г Na/CI, CI/Br), кото-эые следует использовать для прогноза зон и участков развития пород с улучшенными емкостными и фильтрационными свойствами.
5. Литогидрогеохимические нефтепромысловые исследования позволяют установить и количественно оценить масштабы влияния процессов выпадения и выщелачивания карбонатных, сульфатных и галитовых новообразований (проявляющихся при разработке под- и межэвапоритовых залежей нефти) на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.
6. В целях увеличения охвата подсолевых и межсолевых залежей выработкой и повышения конечного коэффициента нефтеотдачи целесообразно использовать новые гидрохимические способы контроля за их разработкой и формированием фильтрационных каналов, основанные на изучениии процессов взаимодействия в системе "закачиваемая вода — пластовые рассолы -- порода", позволяющие оперативно принимать необходимые технологические решения. 11'
СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Об использовании взаимосвязи иода и аммония пластовых вод с минерализацией как показателей нефтегазонослости // Геология и география (межведомственный сборник). Минск: БГУ, 1981. Вып. 3. С. 60-65 (совместно с Ж.А.Герасимовой).
2. Связь аномальных пластовых давлений с зонами нефтегазонакопления в Припят-ском прогибе // Вопросы методики и некоторые результаты нефтелоисковых работ в При-пятском прогибе. Минск: Наука и техника, 1981. С. 107-1 10 (совместно с А.Л.Завгородним).
3. К вопросу формирования высокоминерализованных хлоркальциевых рассолов II Литология и полезные ископаемые. 1981. № 6. С. 55-61.
4. К вопросу о природе погребенных вод межсолевых отложений Припятского прогиба // Зоны нефтегазоносности Припятского прогиба. Минск, 1981. С. 169-172 (совместно с Ж.А.Герасимовой).
5. С'ульфа гнасыщенность подземных вод палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впаднны // Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. Вып. 2. С. 18-20 (совместно с Ю.П.Ивановым).
6. Гидрогеохимичсские условия надсолгвых девонских и каменноугольных отложений Припятского прогиба // Геология и география (межведомственный сборник). Минск: БГУ, 1982. С. 43-52 (совместно с О.Д.Якубсоном и Л.Г.Комаровой).
7. Сульфатнасыщенность рассолов Припятского прогиба как показатель перспектив нефтегазоносности локальных структур // Геология нефти и газа. ¡982. Кя 7. С. 50-56 (совместно с В.Г.Жоьчо и Г.Л.Сербиным).
8. Некоторые особенности состава пластовых рассолов и гидрогеохнмические критерии оценки перспектив нефтегазоносности территорий мощного развития соленосных толщ // Геология, гидрогеология, полезные ископаемые Белоруссии и методы их исследования. Минск. 1982. С. 67-68.
9. О нефтепоисковом значении содержания сульфат- и гидрокарбонат-ионов в пластовых рассолах Припятской впадины // Геология, гидрогеология, полезные ископаемые Белоруссии и методы их исследования. Минск. 1982. С. 70-72.
10. Соотношение содержаний гидрокарбонат- и сульфат-ионов в пластовых водах как показатель перспектив нефтегазоносности в Припятском прогибе // Геология и география. Минск: Б ГУ, 1983. Вып. 5. С. 38-42.
11. Палеопщрогеологический анализ развития карбонатных формаций (на примере юга Сибирской платформы) // Формации осадочных бассейнов (тезисы докладов V Всесоюзного семинара). М.: МГУ, 1985. С. 311 (совместно с С.Б.Вагиным, Л.Л.Карцевым,
A.Н.Дмитриевским и др.).
12. Водорастворенный аммоний и йод как показатели перспектив нефтегазоносности локальных структур Припятского прогиба // Геология и география. Минск: Университетское, 1985. Вып. 7. С. 56-62 (совместно с Л.С.Полюх).
13. Сверхгидростатические пластовые давления в девонских отложениях Припятской впадины // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов: Вища школа, 1985. Вып. 22. С. 14-17 (совместно с А.А.Орловым).
14. Прогнозирование типов залежей нефти в девонских отложениях Припятского прогиба // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1985. Вып. 12. С. 15-17 (совместно с М.Ф.Кибашем, А.П.Павловой, И.М.Шахновским).
15. Залежи углеводородов неаигиклинального типа Припятско-Донецкого авлакогена, М.: Наука. 1986. - 80 е. (совместно с И.М.Шахновским, В.И.Довгашоком, Н.К.Карташом и др.), монография.
16. К вопросу классификации подземных рассолов по степени их общей минерализации // Геохимия. 1987. № 2. С. 301-306.
17. Геологические основы рациональной методик» проведения пефтеиоисковых работ в Припятском прогибе// Поиски и разведка нефти и газа в районах с высокой освоенностыс недр. М.: ИГ и РГИ, 1987. С. 113-117 (совместно с В.М.Салажевым, А.Ф.Савченко, Н.К.Карташом).
18. Лигогидрогеохимяческие критерии прогноза интенсивной катагенетической доломитизации известняков в галогенно-карбонатных формациях // Литология и полезные ископаемые. 1987. № 3. С. 136-140.
19. Изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород при разработке нефтяных месторождений Белоруссии / Нефтепромысловое дело (экспресс информация). 1987. Вып. У. С. 1-4 (совместно с В.В.Мулякои).
20. Использование результатов изучения ионно-солевого состава пластовых вод I комплексе поисковых работ на нефть и газ в регионах мощного развития соленосных толщ /, Обзор. Серия "Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа". 1987. 44 с. (совместно с Г..В.Стадником), брошюра.
2!. Особенности строения ловушек нефти в межсолевых девонских отложениях При пятского прогиба // Геология нефти и газа. 1987. № 12. С. 35-40 (совместно <
B.А.Коровкиным, М.Ф.Кибашем, И.М.Шахновским).
22. Районирование нефтегазоносных комплексом Припятского прогиба по геотерми ческим данным // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газ; (экспресс информация). 1987. Вып. 12. С. 1-6 (совместно с В.А.Коровкиным).
23. Усовершенствование методики разведки залежей нефти и газа в районах развита; соленосных толщ (на примере Припятского прогиба) // Геология, геофизика и разработк; нефтяных месторождений. 1988. Вып. 3. С. 1-4 (совместно с М.Ф.Кибашем I В.М.Салажевым).
24. Методика прогноза нефтегазоносности и опоискования локальных объектов При пягского прогиба // Методы прогноза нефтегазоносности локальных объектов. М.: ИГ I РГИ, 1988. С. 115-120 (совместно с И.М.Шахновским и М.Ф.Кибашем).
25. Усовершенствование методики поисков и разведки небольших залежей углеводо родов (па примере Припятского прогиба) // Обзор. Серия "Геология, геофизика и разработ
а нефтяных месторождений". 1988. - 46 с. (совместно с В.В.Стасенковым, В.М.Салажевым. Л.Ф.Кибашем, А.Л.Завгородним), брошюра.
26. О возможности опенки долевого распределения ресурсов углеводородов в нефте-азопосных комплексах по гидрогеохимическим данным // Геология, геофизика и разработка [ефтяных месторождении (экспресс информация). 1988. Вып. 12. С. 1-5.
27. Взаимосвязь гидрогеохимических критериев нефтегазоносноеги с плотностью рс-урсов нефти в девонских комплексах Прииятского прогиба // Докл. АН БССР. 1989. Т. 32, h 2. С. 155-158.
28. Гидрогеохимические критерии выделения нефтеперспективных участков ложной юкрышки // Геология нефти и газа. 1989. Кя 8. С. 38-41.
29. Использование результатов литогидрогеологических исследований при поисках 1ефти и газа (па примере Припятского прогиба и некоторых рег ионов Сибирской платфор-tu) // Обзор. Серия "Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа". 989. - 34 с. (совместно с Л.А.Карцевым. Л.Н.Дмитриевским. Н.В.Поповой и др.). брошюра.
30. Аномальные пластовые давления в межсолевых и подсолевых девонских отложе-шях Прииятского прогиба // Докл. АН БССР. 1990. Т. 34, № 1. С. 72-74 (совместно с 4.Л.Лобовой).
31. Литогидрогеохимическое исследование галогенно-карбонатных формаций в связи : нефтегазоносиостыо // Проблемы изучения земной коры. Минск: Навука i тэхшка, 1990. С. 8-23 (совместно с А.Л.Карцевым).
32. Л итогидрогеохммические условия катагенетическон доломитизации пород нодсо-¡евых и межсолевых карбонатных комплексов // Известия вузов. Серия "Геология и развед-:а". 1990. №5. с. 49-60.
33. Возможности использования системного подхода для разработки критериев оценен перспектив нефтегазоносности // Перспективы развития минерально-сырьевой базы >ССР. Минск, 1990. С. 47-55 (совместно с М.А.Рынским, П.М.Зозулей).
34. Классификация нефтяных залежей Припятского прогиба по наличию аномальных явлений // Перспективы развития минерально-сырьевой базы БССР. Минск, 1990. С. 17078.
35. Гидрогеохимические исследования при разработке нефтяных месторождений // Терспективы развития минерально-сырьевой базы БССР. Минск, 1990. С. 179-187 совместно с В.В.Муляком).
36. Некоторые пути усовершенствования методики поисков и разведки залежей нефти I ловушках сложпоэкранированного типа (на примере Припятского прогиба) // Методика юисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа. М.: Наука, 1990. С. 68-172 (совместно с В.М.Салажевым).
37. Способ контроля формирования фильтрационных каналов в процессе разработки (ефтегазовой залежи. А.С. № 1130689 СССР МКИ Е 21 В 47/00 (совместно с-}.А.Санпиковым, В.П.Оноприенко, В.В.Муляком)//Открытия. Изобретения, 1992.
38. Литогидрогеохимия галогенно-карбонатных формаций в связи с нефтегазоносно-:тыо // Геологические проблемы разведки углеводородов в Белоруссии. Минск: ИГГ и Г АН 'Б, 1992. С. 270-275.
39. Типизация и основные параметры нефтяных залежей Припятского прогиба // По-1скн и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь. Сб. научн. тр. БелНИПИнефть. ?ып. 1. Гомель, 1994. С. 40-49 (совместно с М.Ф.Кибашем, Н.К.Карташом, С.М.Кибаш. Л.А.Рынским).
40. Оценка перспектив нефтегазоносное™ и прогноз фазового состояния углеводороде но ионмо-солевому составу пластовых вод (па примере резервуара Fs бассейна Иллизи) // "еология нефти и газа. 1996. № 1. С. 42-45.
41. Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих бассейнов в связи с нефтегазонос-гостью. Тезисы докладов на международной конференции "Закономерности эволюции зем-юй коры". Санкт-Петербург, 1996. С. 85.
42. Гидрогеохимическая оценка масштабов кагагенетического галитообразования в сложениях соленосных осадочно-породных бассейнов и ее практическое значение // Докл. \Н Беларуси, 1996. Том 40. № 6. С. 100-104.
43. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов в процессе шзработки нефтяных месторождений Беларуси // Геология нефти и газа, 1996. № 9. С. 43-48.
44. О катагенетических преобразованиях пород подсолевой толщи (триас Алжирской Сахары) //Литология и полезные ископаемые. 1997. № 2. С. 121-126.
45. Оценка представительности данных по химическому составу пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. Геохимия. 1997. (в печати).
Подписано к печати 14.03.97г. Формат 60x84/16 Тираж 100 экз. Заказ № 11 Отпечатано в ПО "Белоруснефть". г.Гомель, Рогачевская. 9
-
Порошин, Валерий Дмитриевич
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Москва, 1997
-
ВАК 04.00.17
- Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным
- Роль водорастворенных газов в формировании и процессах разработки газовых месторождений со слоистыми коллекторами
- Закономерности формирования минеральных вод в гидрогеологических структурах правобережья р. Волги
- Гидрохимические и гидрогеодинамические критерии нефтегазоносности олигоценового комплекса Центрального и Восточного Предкавказья
- Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов
