Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины"

Р Г Б ОД

2 5 ПОЛ 1553

На правах рукописи

ИЛЬМОМ) ВИКТОР ПАВЛОВИЧ

НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЩЮГЕОЛОГШ 1КЩ0ПЛЕВНХ ОТЛОЖЕНИЙ ЛРККАСПИЙСКОЙ впддши

Специальности:

04.00.13 - Геохимические методы ' поисков месторозденкй полезных ископаемых

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва 19 9 6

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

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор С.Б.Вагин (ГАНГ, г.Москва)

доктор геолого-минералогических наук, профессор Л.А.Анисимов (Саратовский госуниверситет, г.Саратов)

доктор геолого-минералогических наук, В.Х.Ахияров (ВНИИГеоскстем, г.Москва)

Ведущая организация - предприятие "Астраханьгазпрсм"

РАО "Газпром"

Защита г. в часов на засе-

дании Диссертационно совета Д.071.10.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при ВНИИгеосистем по адресу: 113105, г.Москва, Варшавское шоссе, дом 8, конференц-зал

С диссертацией можно ознакомиться в геологическом фонде ВНИИГеосистем

Автореферат разослан г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор ' В.С.Лебедев

СЕДАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Прикаспийская впадина (ПВ) относится к немногим крупнейшим геологическим регионам, перспективы нефтегазоносности которых оцениваются весьма высоко. Открытие крупных скоплений углеводородов (УВ) в Прикаспийской впадине и ее ближайшем обрамлении поставило эту территорию в разряд наиболее перспективных регионов, Вместе с тем, есть основания утверждать, что в глубокозалегащих подсолевых отложениях здесь будут открыты новые крупные месторождения нефти, газа и конденсата.

Актуальнпс'хьработи заключается в том, что высокие перспективы нефтегазоносности Прикаспийской впадины находятся в резком несоответствии с разведанными запасами УВ, особенно в глубокопогругхенных зонах. Для открытия новых месторождений углеводородного сырья необходимо использование современных технологий и методов. Среди них одниш из вакнейшкх являются гидрогеологические, позволяющие эффективно и достаточно надежно осуществлять прогнозирование, поиски, разведку и разработку месторождений УВ. Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе ее развития наряду с геологическими и геофизическими методами позволяет аргументированно оценить перспективы нефтегазоносности еще не изученной части региона, а при локальной оценке - провести раздельное прогнозирование скоплений углеводородов, в том числе оценить испытуемые объекты на сероводородоносность. Указанное объясняется тем, что подземная гидросфера является средой, в которой генерируются и формируются скопления УВ и которая определяет закономерности размещения их в недрах. Кроме того, гидрогеологические критерии относятся к числу основных в процессе прогнозирования и поисков новых месторождений нефти и газа. Вместе с тем, многие теоретические и методические вопросы нефтегазовой гидрогеологии, особенно для глубинных зон осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов, остаются недостаточно разработанными и требуют своего решения на основе современных гидрогеологических знаний, новых результатов и представительной информации. Это в полной мере относится к Прикаспийской впадине.

Цель и задачи исследований.

Целью диссертационной работы является: разработка теоретических и методических основ нефтегазовой гидрогеологии глубинных зон нефтегазоносных бассейнов (НТВ) на примере Прикаспийской впадины для решения основных вопросов геологии нефти и газа, в том числе раздельного прогнозирования, поисков месторождений УВ.

В соответствии с указанной целью были поставлены главные задачи исследований:

- изучить особенности водонапорной системы подсолевых отложений Прикаспийского бассейна;

- дать сравнительный анализ опорных гидрогеологически/: разрезов бассейна;

- изучить генезис вод глубокозалегающих отложений; рассмотреть парагенетическую связь рассолов, седиментогенных, инфильтро-генпых, конденсатогенных, органогенных, гидратных и других вод с онтогенезом нефти и газа;

- оценить палео- и современные термсбарические обстановки нефтегазоносности глубокозалегающих отложений;

- с учётом современных представлений о подземной гидросфере глубокозалегающих отложений, разработать гидрогеологические основы условий формирования месторождений нефти и газа в подсолевых отложениях ГО;

- разработать и обосновать комплекс методов для раздельного прогноза залежей нефти и газа, в том числе на бессероводородонос-ное сырье в осадочной толще подсолевых отложений;

- дать оценку перспектив нефтегазоносности отдельных районов и локальных структур по гидрогеологическим показателям.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Получены новые представления о гидрогеологических параметрах водонапорной системы подсолевых отложений Прикаспийской впадины (гидрогеохимическая инверсия, формирование газогидрогеохими-ческих полей, закономерности образования АВПД, особенности геотермического поля и др.);

2. Выполнена оценка роли подземной гидросферы в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления глубокопогруженных зон Прикаспийской впадины;

3. Впервые предложены гидрогеологические модели крупнейших в мире сероводородоносных месторождений-гигантов: Астраханского,

Карачаганакского и Тенгизского;

4. Обоснован комплекс гидрогеологических критериев регионального и локального прогноза нефтегазоносности подсолевых отложений ПВ и проведено районирование перспективности территории на зоны нефте- и газонакоплеккя, а также бессероводородоносное сырьё.

Реализация результатов исследований.

Работа выполнялась в СевКавНИПКгазе, в рамках отраслевой программы МНТК "ГЕОС"(1988-1992 г.г.) и Концепции развития гидрогеологических исследований в системе РАО "Газпром" (1992-1996 г.г.). Результаты проведанных исследований использовались в комплексных отраслевых программах при текущем и перспективном планировании геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине, при обосновании заложения скважин различного назначения, а также при освоении сероводородсодержащих месторождений.

Фактический материал и личный вклад.

Автор принимал непосредственное участие на всех этапах исследований. Под его руководством разработана концепция гидрогеологических работ, новые методические подходы исследования сероводоро-дсодержащих подземных вод, усовершенствована технология проведения глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований, а также проводились глубинные гидрогеологические исследования на многих поисково-разведочных площадях и разрабатываемых месторождениях в Прикаспийской впадине. Было отобрано и проанализировано более сотни проб пластовых вод и водорастворенных газов. Произведены десятки замеров пластовых давлений и температур в водоносных горизонтах. Подготовлен ряд практических обоснований по оценке перспектив нефтегазоносности испытываемых объектов на площадях в юго-западной и восточной частях синеклизы на основе гидрогеологических данных. В сравнительном анализе учитывался гидрогеологический опыт исследований, накопленный в Предкавказье.

При написании разделов и составлении карт и схем, кроме собственных гидрогеологических исследований, использован фактический материал производственных организаций : треста "Калмнефтегазраз-ведка", ПО "Ншшеволжсккефть'', ГГП "Нижневолжскгеология", ПГО "Актюбнефтегазгеология", ПО "Тенгизнефтегаз", ПО "Астраханьгазп-ром". Учтены также опубликованные работы предшественников и изу-

чены фондовые работы СевКавНИПИгаза, НВНИИГГ, ВолгоградНИПИнефть, КАЗКНИЛ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ГАНГ, НИИ геологии СГУ, АстраханьНИПИга-за, ИГиГ АН Казахстана.

Диссертант является соавтором справочника "Воды нефтяных и газовых месторождений СССР" (1989). Под его руководством и в соавторстве подготовлены монографии "Технология глубинных кефтега-зояоисковых гидрогеологических исследований" (1992), "Технология газопромысловых гидрогеологических исследований" (1996). Он выступил инициатором и организатором совещания "Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности на предприятиях РАО "Газпром" (Ставрополь, 1994).

Многие теоретические и методические положения, изложенные автором в диссертационной работе, используются при чтении лекций и проведении практических занятий на факультете нефти и газа Ставропольского государственного технического университета.

Руководимая диссертантом лаборатория является головной (базовой) по организации гидрогеологических исследований в системе РАО "Газпром".

Апробация работы.

Основные положения диссертации изложены в 37 опубликованных работах, докладывались на Международных, Всесоюзных и региональных совещаниях, конференциях, симпозиумах, семинарах по проблемам:

"Газы подземных вод в связи с прогнозом нефтегазоносности недр" (Москва, 1978); "Органическая гидрогеохимия нефтегазоносных бассейнов" (Москва, 1979); "Условия формирования крупных зон неф-тегазонакопления" (Астрахань, 1982); "Изучение и использование маломинерализованных вод нефтегазоносных бассейнов" (Львов,

1983); "Геохимические и гидрогеохимические критерии раздельного прогноза нефтеносности, газоносности и залежей битумов" (Москва,

1984); "Формации осадочных бассейнов и их нефтегазоносность" (Москва, 1995); "Энергия и механизм первичной миграции и значение этих процессов при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов" (Актюбинск, 1985); "Подземные воды и эволюция гидросферы" (Москва, 1985); "Гидрогеохимические поиски месторождений полезных ископаемых" (Томск, 1986); "Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоности недр" (Москва, 1988); "Критерии и методы установления генетических связей в системе : нефть - конден-

сат - OB пород и вод" (Москва, 1988); "Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа" (Алма-Ата, 1990); "Теория и практика исследования пластовых флюидов, скважин и пластов при высоких терыобарических параметрах" (Волгоград, 1991); "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его осзоения" (Санкт-Петербург, 1992); "Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности на предприятиях РАО "Газпром" (Ставрополь, 1994); XIV Губкинские чтения "Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела" (Москва, 1996).

Объеи работы. Содержание работы изложено на 324 страницах, работа иллюстрирована 38 рисунками и 38 таблицами. Библиография - 111 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями член-корреспондента РАЕН К.М.Тагирова, докторов геолого-минералогических наук М.И.Субботы, Л.М.Зорькина, Е.В.Стадника, Е.А.Барс, А.С.Панченко, О.И.Серебрякова, И.Б.Даль-яна, А.В.Бочкарева, Л.А.Абуковой, В.С.Лебедева, кандидатов геолого-минералогических наук П.И.Дворецкого, В.Г.Вершовского, Ю.В.Тернового, Б.П.Акулинчева, В.Ф.Симоненко, В.С.Коваленко, С.А.Варягова, З.В.Стерленко, В.С.Гончарова, ощущал помощь и поддержку коллег по работе Ю.Г.Гирина, А.А.Темирова, Н.М.Петуховой, Н.В.Ереминой, Н.А.Козловой, С.К.Яровой, Н.А.Асеевой, Т.В.Гилеб, И.А.Осадчей, В.С.Кузьминовой, Г.В.Суховерко и многих других. Всем им диссертант приносит свою глубокую признательность и благодарность .

СО ДЕРЯАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассмотрены особенности строения водонапорной системы Прикаспийской впадины. Существенный вклад в развитие представлений о ее геологическом строении, нефтегазоносности и гидрогеологических условиях внесли многие ученые. Среди них: П.Я.Авров, А.А.Аксенов, Л.А.Анисимов, С.М.Антипов, Э.К.Азнабаев, М.С.Арабаджи, А.А.Бакиров, З.Е.Булекбаев, В.А.Бочкарева, Г.П.Бы-линкин, Ю.М.Васильев, В.Г.Варламов, С.Б.Вагин, Н.И.Воронин, В.П.Гаврилов.Г.Х.Дикенштейн, И.Б.Дальян, Г.С.Долгова, Г.Ж.Жолта-ев, Л.М.Зорькин, А.С.Зингер, А.Н.Золотов, Ю.А.Иванов, В.Г.Козлов,

Л.Г.Кирюхин, Ю.С.Кононов, Б.М.Куандыков, Л.С.Кравченко, С.М.Кама-лов, В.М.Кирьяшкин, В.С.Мильничук, И.М.Михайлов, М.А.Мухамеджа-нов, Н.В.Неволин, O.K. Навроцкий, В.И.Порядин, А.А.Размышляев, Е.В.Стадник, Ж.С.Сыдыков, В.И.Старосельский, О.И.Серебряков, В.В.Семенович, В.А.Соловьев, Л.Д.Тальнова, Д.Л.Федоров, С.Е.Чака-баев, А.Л.Яншин, В.П.Якуцени и др.

Проведённый автором анализ многочисленных материалов показал, что о строении подсолевых отложений существуют разные представлет ния. Наиболее распространенной является концепция глубоководного развития впадины. В историко-геологическом аспекте Прикаспийская впадина является областью длительного интенсивного прогибания и мощного • осадкокакопления. Ока занимает территорию свыше 500 тыс.км2. Осадочный чехол имеет значительную толщину пород (более 20 км) и содержит в разрезе терригенные, карбонатные и соленосные формации. Мощная толща соленосных пород нгашепермского возраста (до 3-4 км) играет роль регионального флюидоупора, определяя гидрогеологические особенности подсолевых и надсолевых отложений и их нефтегазоносность.

В пределах ПВ выделяются следующие крупные тектонические элементы: Центрально-Прикаспийская депрессия, Калмыцкая зона поднятий, Карачульско-Смушковская зона поднятий, Сарлинский прогиб, Астраханский свод, Северо-Каспийская зона поднятий, Биигагальский свод, Каратонско-Тенгизская зона поднятий, Южно-Торткольекая зона, Жаркамысско-Енбекский свод, Кзылджарский свод, зона складок Западного Примугоджарья, Новоалексеевский прогиб, Илекское поднятие, Уральское поднятие, Питерско-Новоузенская зона поднятий, Ах-тубинско-Палассовская зона поднятий, которые в свою очередь, осложнены локальными структурами.

Выделяются пять гидрогеологических генетически различных водоносных этажей (В.П.Ильченко, 1990): - базальный, приуроченный к кристаллическому фундаменту и его зоне выветривания; - подсолевой (докунгурский); - соленосный (кунгурский); - надсолевой (верхне-пермско-мезозойский); - покровный (верхний), сложенный преимущественно отложениями неогенового и четвертичного возраста и осложненный соляной тектоникой.

Во второй главе рассмотрена гидрогеологическая стратификация подсолевых отложений Прикаспийской впадины.

Водоносные этажи характеризуются различными гидрогеологическими режимами. Подсолевой водоносный этаж является погребенным гидрогеологиченским бассейном эллизионного типа. Надсолевой водоносный зтаж является классическим бассейном артезианского типа. Покровный водоносный этаж характеризуется инфшътрациояным режимом питания.

А.С.Зингером (1970) для территории обрамления ПВ в подсолевых отложениях были выделены четыре водоупора (снизу вверх): 1)- мул-линский; 2)- тульский; 3)- верейский; 4)- кунгурский, которые разделили всю подсолевую осадочную толщу на пять водонапорных комплексов.

Детальные исследования 70-90 годов (Л.М.Зорькин, Е.В.Стадник, М.А.Мухамеджанов, Л.А.Анисимов, О.И.Серебряков, И.В.Дальян, Л.Д.Тальнова, В.П.Ильченко и др.) внесли определенные коррективы в гидрогеологическую стратификацию различных частей Прикаспийской впадины. Выполненные автором исследования показали, что выделение и прослеживание водоносных комплексов по площади весьма затруднительное дело. Даже в пределах одного участка (зоны) не Есегда удается проследить их развитие.

Водоносный комплекс терригенного девона (доммулинский). Включает водоносные горизонты, приуроченные к терригенным и карбонатным отложениям доде-вонского, нижне- и среднедевонского возраста. Характеризуется пестрым литологическим составом. Широко развит на севере Прикаспийской впадины и ее обрамлении. Подземные воды высокоминерализованные (200-225 г/л), тип - хлоркальциевый, натрий-хлорный коэффициент равен 0,6-0,8.

На юге ПВ отложения рассматриваемого комплекса изучены слабо. Значительные мощности его фиксируются в Шно-Эмбенском прогибе. Исходя из геологического строения региона и вертикальной гидрогеохимической зональности в глубокозалегающих отложениях терри-генных девонских отложений, следует ожидать развитие менее минерализованных вод (150 г/л и ниже).

Водоносный комплекс карбонатных отложений верхнего девона-нижнего карбона (д о т у л ь с к и й). Высокоминерализованные воды хлоркальцкевого типа распространены на большей части территории. Максимальное содержание солей достигает 290 г/л. Наиболее изучены

воды верхнего девона - нижнего карбона в юго-восточной части впадины в Южно-Эмбенской и Каратон-Тенгизской зонах поднятий. Принципиально новые данные впервые получены в скв.13 Королевская. В интервале 4938-4924 м зафиксирована пластовая вода с минерализацией 158 г/л, натрий-хлорный коэффициент составляет 0,94. Одним из основных источников распреснения вод здесь являются глины и глинисто-карбонатные породы, широко распространенные во внутренней бортовой зоне.

На восточном борту Прикаспийской впадины водоносный комплекс средневизейско-верхнедевонских терригенных отложений изучен спорадически. Первые представительные сведения о химическом составе вод получены нами в скв.9 Бозоба (инт.5373-5210 м). Дебит перелива 634 м3/сут, минерализация 68 г/л, натрий-хлорный коэффициент равен 0,9. Маломинерализованные воды получены при испытании четырех объектов на площади Восточный Тортколь. Генезис этих вод связан с поступлением парогазожидкостной смеси по тектоническим нарушениям из глубокозалегаощих зон (В.П.Ильченко, 1992).

Водоносный комплекс нижне-камен-ноугольных терригенных отложений характеризуется невыдержанностью емкостно-фильтрационных свойств как в региональном плане, так и на отдельных площадях. По этой причине водообильность терригенных разностей пород весьма изменчива. Пластовые воды комплекса наиболее изучены ка юге ПВ. Максимальная вскрытая толщина комплекса зафиксирована на площади Тор-тай (540 м). Фоновая минерализация вод составляет 100-120 г/л, натрий-хлорный коэффициент равен 0,8-0,9. В юго-западной части синеклизы на Краснохудукской площади получены метаморфизованные пластовые воды хлор-кальциевого типа с пониженной минерализацией (70 г/л). Примечательно наличие в составе водорастворенного газа существенной доли двуокиси углерода (54-89%).

Водоносный комплекс нижне-сред-некаменноугольных карбонатных отложений. В северной части синеклизы существует относительно региональный верейско-мелекесский водоупор, который делит водоносный комплекс на два подкомплекса. Здесь развиты высокометаморфи-зованные воды с минерализацией до 260 г/л. В южной части Прикаспийской впадины комплекс изучен на Астраханском своде и Каратонс-ко-Тенгизской зоне поднятий. Результаты опробования скважин в

юго-восточной части впадины свидетельствуют о наличии в карбонатном разрезе как высоководообильных проницаемых горизонтов, так и практически непроницаемых. Минерализация вод изменяется в широких пределах ( от 120 до 200 г/л), натрий-хлорное отношение варьирует от 0,7 до 0,95.

На востоке впадины водоносный комплекс среднегжельского-верх-невизейских карбонатных пород включает две толщи: верхнюю (КТ-1) - среднегжельско-позднеподольского возраста, развитую лишь на ЗКа-нажольской ступени и нижнюю (КТ-П) - каширско-окского возраста, имеющую распространение на Еанажольской, Кенкиякской и северной части Коздысайской ступенях. Пластовые воды толщ КТ-1 наиболее полно изучены в подошвенной части нефтегазоносных карбонатов в интервале глубин 2752-3200 м. Минерализация вод изменяется от 90 до 170 г/л, натрий-хлорный коэффициент составляет 0,8-0,9. Отмечается увеличение минерализации вод внутри толщи от кровли к подошве. Водоносные горизонты толщи КТ-П приурочены к литолого-стратиграфическим пачкам доломитов и известняков нижнего и среднего карбона, залегающим в интервале глубин 3130-5182 м. Коллекторские свойства пород толщи КТ-П значительно ниже, чем в отложениях толщи КТ-1. Минерализация вод по площади изменяется в широких пределах от 80 до 160 г/л, натрий-хлорный коэффициент метаморфизации равен 0,7-0,8. Пластовые воды высоконапорные, самоизливающиеся.

Водоносный комплекс средне-верхнекаменноугольных терригенно-кар-бонатных отложений. Развит неповсеместно и в основном в юго-восточной части синеклизы. Хорошо изучен на площадях Равнинная, Молодежная, Тортай, Туресай и др. Водовмещающие карбонатные образования представлены чередованием известняков, доломитов с прослоями песчаников и аргиллитов. Минерализация пластовых вод 150-160 г/л, натрий-хлорный коэффициент равен 0,8-0,9.

Водоносный комплекс терригенных и ,к арбонатных пород нижней перми. Представлен известняками, доломитами, ангидритами, терриген-но-глинистыми отложениями значительной толщины. Минерализация пластовых вод изменяется в широких пределах от 150 до 200 г/л. Воды комплекса высокометаморфизованные (натрий-хлорное отношение = 0,5-0,8). Менее минерализованные воды зафиксированы на восточ-

ном борту синеклизы. Если во внешней части бортовой зоны Прикаспийской впадины отмечается пестрота химсостава вод сакмаро-ар-тинских и ассельских отложений, то воды внутренней бортовой зоны ВП характеризуются большей однородностью состава. Особенностью вод западного борта впадины является высокое содержание в них брома.

Гидрогеологический этаж (комплекс) сульфатно-терригекных пород кунгурского яруса нижней перми в зоне обрамления Прикаспийской впадины условно разделен на филипповский и иреньский горизонты. Филипповский горизонт представлен карбо-натно-сульфатной толцей магнезит-доломит-ангидритового состава, содержащего включения и линзы каменной соли. К иреньскому горизонту отнесена собственно соленосная толща,залегающая вкае отложений филипповского горизонта. В пределах Астраханского свода в разрезе хемогекных отложений кунгура фиксируется еще и верхняя сульфатная пачка (кепрок).

Мощная соленосная толща является региональным флюидоупором. Пластовые воды, приуроченные к ней, высокометачорфизованные (натрий-хлорный коэффициент составляет 0,5-0,7) и характеризуются высокой минерализацией (256-495 г/л). Они являются маточными рассолами морского бассейна, сконцентрировавшимися до стадии кристаллизации калийных солей. Остаточные рассолы были выжаты из солей под действием веса отлагающихся осадков в трещиноватые коллекторы. Частично маточные рассолы разбавлялись матоминерализованной водой, выделившейся при дегидратации гипса. Выполненные автором исследования показали, что процессы струйного гравитационного опускания рассолов в нижележащие отложения выражены слабо. В водах рапоносных горизонтов преобладают хлориды кальция. Характерно присутствие в них микроэлементов в значительных количествах.

Сравнительный анализ опорных гидрогеологических разрезов Прикаспийской впадины (В.П.Ильченко, 1990) показывает закономерное увеличение минерализации подземных вод с глубиной вплоть до кун-гурских солей.

Рассолы кунгурской соленосной толщи характеризуются высокой соленостью (до 500 г/л). Рала насыщена сульфатами до предельных значений, для нее свойственны повышенные концентрации гидрокарбонатов . Состав рапы преимущественно хлоркальциевый, хотя в запад-..

ной части синеклизы - чаще хлормагниевый. Рассолы обогащены микроэлементами. Высокие концентрации брома характерны для хлормаг-ниевых рассолов.

Нижний подсолевой гидрогеологический этаж характеризуется наличием гидрогеохимической инверсии, т.е. уменьшением минерализации вниз по разрезу от соленосной толщи. Эта закономерность носит региональный характер. С глубиной уменьшается растворимость сульфатов, но увеличивается содержание гвдрокарбонатов.Содержание иода варьирует в широких пределах, а концентрации брома в водах контролируются минерализацией. Тип вод изменяется от хлоркальцие-вого до гидрокарбонагно-натриевого.

Анализ газовой составляющей показывает закономерное увеличение газонасьиценности вод с глубиной. В подсолевых отложениях фоновая газонасыщенносгь вод достигает 1500 см3/л и более, а коэффициент газонасъпденности 0,7-0,9. Состав водорастворенных газов по разрезу существенно изменяется. Содержание метана и тяжелых углеводородов с глубиной возрастает, а азота, наоборот, уменьшается. Концентрация углекислого газа в надсолевом гидрогеологическом этаже с глубиной возрастает, а в подсолевом - уменьшается. Сероводородсодердащие газы приурочены к глубокозалегаювдм карбонатным массивам и тяготеют к крупным скоплениям УВ. На общем фоне недонасыщенных вод нефтяные и газовые залежи проявляются ореолами повышенной газонасыщенности.

Значительная роль в характеристике водорастворенного органического вещества (ВРОВ) подсолевых отложений Прикаспийской впадины отводится типу исходного рассеянного органического вещества (ОВ) и его катагенетической превращенное™. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что концентрация бензола и фенолов в водах изменяются в широких пределах от следов до первых единиц мг/л. На фоновый характер распределения ВРОВ в водах влияет температурный режим отложений.

В Прикаспийской впадине пластовые давления и температура закономерно возрастают от верхних водоносных комплексов к нижележащим. Анализ основных геотермических параметров показал, что наиболее прогрета юго-западная часть синеклизы. Значения геотермической ступени по разрезу контролируются глубиной залегания отложений, их литологическими особенностями, общей гидрогеологической обстановкой. Средние значения геотермической ступени находятся в

пределах 50 м/°С.

Для подсолевых отложений характерно различие гидродинамической обстановки внешней и внутренних зон Прикаспийской впадины. Если во внешней зоне ВП пластовые давления близки к нормальным гидростатическим, то во внутренних районах почти во всех случаях отмечаются АВГЩ. В кунгурской соленосной толще и в подсолевых отложениях коэффициент аномалийности достигает 1,5-2,0.

Третья глава посвящена формированию подземной гидросферы Прикаспийской впадины. Процессы генерации УВ, их миграции, а также формирования и разрушения скоплений нефти и газа происходят в водной среде. Поэтому в подземной гидросфере отражаются все процессы нефтегазообразования. Все глубинные воды несут на себе отпечаток длительной геологической цепочки онтогенеза нефти и газа.

Инфильтрогенные воды. Процессы современной инфильтрации и палеоинфильграции вряд ли могут рассматриваться в качестве источника формирования относительно маломинерализованных глубокозалегаюпдах вод Прикаспийской впадины. Выполненный А.С.Зингером (1980) анализ гидравлического состояния водонапорных систем палеозоя меняет укоренившееся представление о ПВ как области разгрузки инфшьтрогенных вод, формирующихся в пределах главных областей питания, и дает основание для вывода о преимущественно элизионной природе глубокозалегащих подземных вод.

Рассолы кунгурской соленосной толщи. Литолого-фациальные особенности кунгурской соленосной толщи предопределили различный гидрохимический облик и соленость рассолов. Исследования генезиса и химического состава рассолов межсолевых линз представляет существенный интерес как в гидрогеохимическом отношении, так и для оценки перспектив нефтегазонос-ности подсолевых и надсолевых отложений. Наличие нефтяных скоплений, приуроченных к соляным куполам, многочисленные нефтегазопро-явления в соляных породах, а также наличие обводненных пустот и протяженных полостей указывают на возможность миграции УВ через соль в пределах куполов. В этих условиях большое значение приобретают сведения о химизме рассолов, их генезисе, миграции, пространственной связи с вмещающими породами.

На большей части ПВ развиты высококонцентрированные рассолы, соленостью выше 324 г/л (начало садки солей хлористого натрия в

процессе сгущения рапы солеродного бассейна по М.Г.Валяшко, 1963). Средние и медианные значения натрий-хлорного коэффициента близки и составляют 0,6. Для расшифровки генезиса рассолов соле-носных отложений важное значение имеет бром.

Характер миграционных процессов в пределах ПВ во многом определяется свойствами соленосной толщи. С одной стороны, являясь совершенной покрышкой в области пластового залегания, она может терять эти свойства при образовании соляных куполов. С другой стороны, подземные воды, генетически связанные с соленосными породами или проходящие через них в процессе миграции, существенно меняют облик надсолевых отложений.

Для Прикаспийской впадины характерны более спокойные процессы миграции вод, несущих следы влияния соленссных пород, где основной вид миграции этих вод восходящий. Известны работы М.Г.Валяшко (1965), А.И.Поливановой (1976), в которых делаются выводы о возможности опускания тяжелых рассолов в подсолевые горизонты. Причем, их проникновение прекращается после геостатического уплотнения нижней части соленосной толщи, когда в подсолевые отложения, дополнительно к гравитационноопустившимся рассолам, добавляется отжатая межкристальная рапа. Анализ многочисленных гидрогеохимических данных, проведённый диссертантом, показывает, что в условиях Прикаспийской впадины этот процесс не получил достаточного развития. По химическому составу воды подсолевых отложений обычно не отражают существенного влияния соленосных пород. Хотя есть примеры обнаружения высокоминерализованных вод на значительном (более 1 км) удалении от соленосной толщи вниз по разрезу. Причина появления таких рассолов объясняется отсутствием глинистых во-доупоров между солью и карбонатными резервуарами на этих площадях. Более характерна для ПВ вертикальная разгрузка вод в надсо-левой комплекс. Это подтверждается высокой минерализацией вод триасовых отложений почти по всей территории впадины, а также проявлением других следов миграции флюидов. Вертикальная миграция рассолов сама по себе не является критерием для суждения о поведении УВ, однако она позволяет определять те "окна", по которым могут поступать не только воды, но и углеводороды.

Седиментогенные воды. В подсолевом гидрогеологическом этаже синекдизы развиты, в основном, элизионные седиментогенные воды хлоркальциевого типа. Минерализация их изменя-

ется в широких пределах от 290 до 70 г/л, но чаще от 250 до 180-220 г/л. Натрий-хлорный коэффициент варьирует в широких пределах от 0,6 до 0,1. Исследования показали (В.П.Ильченко, Е.В.Стадник, 1992), что зона маломинерализованных вод (менее 150-100 г/л) наиболее контрастно выделяется в юго-западной части Прикаспия, охватывающая Астраханское газоконденсатное месторождение и его западное продолжение до Каракульско-Смушковской зоны поднятий.

Поровые растворы активно участвуют в различных геохимических процессах, происходящих в тонкодисперсных породах. Связанные воды тонкодисперсных осадочных пород при их уплотнении переходят в относительно свободное состояние и приобретают свойство высокой агрессивности, резко (иногда на порядок) повышают растворяющую способность. Аномально высокая растворяющая способность воды, по данным В.Ф.Симоненко (1988), воздействует как на минеральные компоненты породы, так и на органические вещества и УВ.

В последние годы в связи с бурением на большие глубины накопилось много фактов о широком развитии в Прикаспийской впадине зональности инверсионного типа, характеризующейся уменьшением минерализации вод с глубиной. Впервые обратил внимание на это Л.А.Анисимов (1977). Гидрогеохимические данные свидетельствуют о наличии инверсии по всему периметру впадины. Вглубь по разрезу от соленосной толщи минерализация вод закономерно уменьшается от 280-250 г/л до 150-70 г/л. На природу этого явления есть разные точки зрения (А.С.Зингер, 1980). Анализ показал, что с учетом геологического строения территории, литологофациальных особенностей подсолевых отложений, флюидодинамических систем, наиболее вероятно влияние вод, образовавшихся в результате дегидратации глинистых пород.

Возрожденные воды выделяются за счет высвобождения межслоевой воды при перестройке структуры глинистых минералов, содержащих различное количество воды. Общее количество возрожденных вод может быть значительным и оказывать влияние на формирование состава пластовых вод, их химический облик и минерализацию. При уплотнении глин особо интенсивное отжимание из них пресных вод в количестве, способном разбавить пластовые воды, происходит до глубин 2-3 км. Расчет долевого участия различных источников пресных вод в снижении минерализации пластовых вод на

больших глубинах на примере юго-западной части Прикаспия показал, что существенным реальным источником могут быть возрожденные воды достаточно мощных глинистых толщ (Г.С.Долгова, 1980).

Конденсатогенные воды. Так как растворимость воды в различных углеводородных скоплениях значительна при высоких температурах и давлениях, вполне реальна возможность совместного переноса воды, растворенной в углеводородных флюидах,в струйном миграционном потоке и последующее обособление ее в свободную фазу при изменении соответствующих термобарических условий в недрах (В.В.Колодий, 1975). Еще большую способность к растворению воды газ приобретает, если в его составе есть кислые компоненты - углекислота и сероводород. Присутствие сероводорода и двуокиси углерода в природном газе повышает его влагосодержание по сравнению с газами, не содержащими НгБ и СОг, во много раз (В.П.Ильченко, 1992, 1996). В пластовых условиях при перемещении флюидов на более высокий гипсометрический уровень с меньшими температурой и давлением вода должна конденсироваться. Все это подтверждается данными промысловых гидрогеологических исследований на многих месторождениях Прикаспийской впадины, залежи которых подстилаются оторочками маломинерализованных вод. Но наиболее контрастно влияние конденсатогенных вод на общую гидрогеологическую обстановку проявляется на Астраханском ГКМ, где на всех газовых скважинах из продуктивных объектов получены маломинерализованные воды конденсационного, либо "смешанного" ( с примесью пластовой воды) генезиса. Минерализация их 0,5-10 г/л, тип воды - гидрокар-бонатнонатриевый. Фоновая же минерализация пластовых вод Астраханского ГКМ составляет 70-110 г/л. Обнаружение природных вод с низкой минерализацией - надежный нефтегазопоисковый критерий обнаружения залежей УВ.

Органогенные воды. В процессе преобразования ОВ при погружении горных пород в зоны более высоких температур и давлений нарастает генерация не только углеводородных соединений, но и сопутствующих им органогенных вод (В.П.Ильченко, 1982). Установлено, .в частности, что в процессе преобразования углей до начала градации МК41 динамика генерации метана и воды аналогична: максимумы интенсивности фиксируются на одних и тех же катагенети-ческих уровнях (Е.А.Рагозина, 1983). С общих позиций можно констатировать, что существует парагенетическая связь между гидрогео-

химическими аномалиями в виде опресненных вод, с одной стороны, и приуроченных к этим зонам многочисленных залежей нефти и газа - с другой.

В осадочных породах фанерозоя содержится всего 0,01-2% (вес) рассеянного ОВ и редко достигает 1-15 Г.. Однако известно, что для образования нефти и метана и формирования их промышленных залежей достаточно иметь в породах 0,5-2% рассеянного ОВ. Причем на гене-рацио УВ обычно расходуется не более 0,1% от общей суммы рассеянного ОВ. Органогенной воды генерируется не меньше. Эти воды включаются в круговорот как составная часть подземной гидросферы. Расчеты показывают (В.П.Ильченко, 1993), что объемы пресных вод, выделившихся при разложении ОВ подсолевых пород Прикаспийской впадины, значительны. Следовательно, совместное образование органогенных вод и углеводородов б тонкодисперсных породах способствует переносу последних в растворах с водой при уплотнении неф-тегазоматеринских толщ в пласты-коллекторы, где затем формируются залежи нефти и газа.

Зоны генерации УВ характеризуются, как правило, водами пониженной минерализации. В Прикаспийской впадине глубокие скважины подтвердили наличие гидрогеохимических инверсий, т.е. чем ближе к зонам генерации УВ, тем ниже соленость вод. Совместно с дегидра-танионными - органогенные воды вносят основной вклад в баланс глубокозалегающих вод, определяя общи гидрохимический фон, обогащенный водорастворенным органическим веществом и водорастворен-ными газами.

Гидратные воды. По сведениям А.А.Разыышляева (1989) условия для захоронения газогидратов в Прикаспийской впадине были благоприятными. Гидрогеохимическая зональность подсолевых отложений юга Прикаспийской впадины может быть обусловлена в том числе и разложением палеогазогидратов в фациях глубоководных отложений. При этом выделяется пресная вода, так как в образовании гидратов участвуют молекулы НгО, а соли остаются в водах се-диментационных бассейнов. В процессе латеральной миграции гидратные воды смешивались с водами карбонатного резервуара и опресняли их.

Таким образом,рассмотренные диссертантом выше природные воды играют важную роль в формировании гидросферы подсолевых отложений Прикаспийской впадины. В общем балансе на долю седиментогенных

вод приходится до 60-80%, рассолов до 25%, возрожденных до 20%, конденсатогенных до 5-10%, органогенных до 10%, инфильтрогенных до 5%, гидратных до 2%.

Наряду с вышеизложенным автором изучена газогидрогеохимичес-кая зональность, дается новая классификация водорастворенных газов подсолевых отложений Прикаспийской впадины, рассмотрены термобарические условия недр, оценена гидродинамическая характеристика глубокозалегающих отложений.

Водорастворенные газы различного химического состава развиты по всей Прикаспийской впадине. Углеводородные газы распространяются на большей части рассматриваемой территории, азотные - в северо-западном обрамлении ПВ, сероводородные - приурочены к крупнейшим месторождениям (Астраханское, Карачага-накское, Тенгизское), поле углекислых газов развито в юго-западной части ПВ (Каракульско-Смушковская зона поднятий). Анатиз показал (В.П.Ильченко, 1992), что в подсолевых отложениях можно выделить четыре класса водорастворенных газов: 1) - углеводородный (метановый); 2) - азотный; 3) - сероводородный; 4) - углекислый.

Тип газа следует определять по первым трем превалирующим ингредиентам (газовым составляющим). Практика многочисленных гидрогеологических исследований показала, что именно три первых составляющих являются преобладающая! в составе газовой смеси.

При определении типа газа название газовой смеси предлагается нами давать в порядке убывания количества газовых компонентов. Такой подход больше отражает классификационные принципы, традиционно установившиеся в нефтегазогеологической науке. Смешанные газы, в которых каждый компонент имеет значительное содержание, можно представить в виде индексов. Иными словами, состав газовой ассоциации выражается в виде формулы, ставя в ней газы в порядке убывания. Например, если формула имеет вид МСУ, то класс газа углеводородный (метановый), а тип его - метаново-сероводородно-уг-декислый.

Предлагаемая классификация (В.П.Ильченко, 1992) проста и доступна в практическом применении (таблица), по существу являясь усовершенствованной схемой классификации природных горючих газов М.И.Субботы (1961), Л.М.Зорькина (1973).

Пластовая температура в кровле подсолевых отложениях Прикаспийской впадины варьирует в широких пределах от

Таблица

Классификация водорастьоренных газов Прикаспийской впадины по их химическому составу <

Класс газа Тип газа Содержание компонентов, % об. Индекс

Углеводородный (метановый) Метановый Метаново-азотно-се- роводородный Метаново-азотно- углекислый Метаново-сероводо- родно-азотный Метаново-сероводо- родно-углекислый Метаново-углекисло- азотный Метаново-углекисло-сероводородный СН4 > 75 СН4>50, N2>H2S>C02 СН4>50, N2>C02>H2S СН4>50, H2S>N2>C02 СН4>50, H2S>C02>N2 СН4>50, C02>N2>H2S СН4>50, C02>H2S>N2 M MAC МАУ MCA МСУ МУА МУС

Азотный Азотный Азотно-метаново-сероводородный Азотно-метаново-углекислкй Азотно-сероводорсд-но-метадовый Азотно-сероводород-но-углекислый Азотко-углекисло-метановый Азотно-углекисло-сероводородный N2 > 75 N2>50, CH4>H2S>C02 N2>50, CH4>C02>H2S N2>50, H2S>CH4>C02 N2>50, HoS>C02>CH4 N2>50, C02>CH4>H2S. N2>50, C02>H2S>CH4 A AMC АМУ ACM АСУ A.YM АУС

Сероводородный Сероводородный Сероводсродно-мета-ново- азотный Сероводородно-мета-ново-углекислый Сероводородно-азот-но-метановый Сероводородно-азот-но-углекислый Сероводородно-угле-кисло-метановый Сероводородно-угле-кисло-азотный H2S>75 H2S>50, CH4>N2>C02 H2S>50, CH4>C02>N2 H2S>50, N2>CH4>C02 H2S>50, N2>C02>CH4 H2S>50, C02>CH4>N2 H2S> 50, C02>N2>CH4 С СМА СМУ САМ САУ СУМ СУА

Углекислый Углекислый Углекисло-метаново- азотный Углекисло-метаново-сероводородный Углекисло-азотно-метановый Углекисло-азотно-сероводородный Углекисло-сероводо-родно-метановый Углекисло-сероводородно- азотный C02 > 75 C02>50, CH4>N2>H2S C02>50, CH4>H2S>N2 C02>50, N2>CH4>H2S C02>50, N2>H2S>CH4 C02>50, H2S>CH4>N2 C02> 50, H2S>N2>CH4 У УМА УМС УАМ УАС УСМ УСА

50° до 130°С. Связь геотермических условий с литологическим и ли-тофациальным составом пород общеизвестна.

Соль оказывает непосредственное влияние на распределение глубинного теплового потока и усложняет температурную характеристику осадочного чехла, поскольку ее избыточная теплопроводность способствует быстрому прохождению теплового потока через соляные тела, а мощные толщи терригенных пород в межкупольных мульдах, наоборот, являются своеобразным экраном для теплового потока.

Региональная трансформация температур в осадочном чехле происходит в зависимости от его толщины и литологии. При этом фаци-альные особенности разреза, увеличение глинистости в направлении к центральным частям синеклизы при возрастающих толщинах отложений существенно влияют на характер распределения температур. Поскольку с увеличением глинистости разреза растет тепловое сопротивление толщ, то в сторону центральных частей впадины даже при одной и той же толщине пород увеличивается плотность теплового потока и значения геотермического градиента. По расчетам В.В.Кот-ровского (1986), значения последнего изменяются от 1 до 2,5 °С/100м. По иному характеризуются значения геотермических градиентов в юго-западных районах синеклизы, где фиксируются максимальные температуры на всех уровнях осадочного чехла. Близость хорошо прогретых толщ Предкавказья оказывает существенное влияние на геотермический режим осадочного чехла. Так, определенные здесь величины геотермических градиентов колеблются от 2 до 4,5 °С/100м. Существенное повышение температурного режима в подсолевых отложениях здесь обусловлено также значительной глубиной кровли солей при относительно небольшой их толщине, преобладанием в разрезе надсолевого гидрогеологического этажа мощных глинистых теплоэкранирующих мезозойских толщ.

Прибортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются пониженными температурами подсолевых пород (50-80°С).

В междуречьи Волги и Урала на площади Мынтобе Б.А.Искужиевым (1989) зафиксирована геотермическая аномалия. На глубине 4780 м температура составила 243 °С.

В Прикаспийской впадине сравнение максимальных палеотемпера-тур с современными пластовыми температурами показало, что последние ниже максимальных палеотемператур на 60-70°С. Анализ палео-термоглубинной зональности подсолевых отложений юга Прикаспийской

впадины подтверждает, что степень зрелости рассеянного ОВ и пале-отемпературные условия докунгурских нижнепермских образований отвечают лишь началу этапа генерации УВ, в то время как каменноу-гольно-девонские отложения уже в предпермское время в значительной мере реализовали свой нефтематеринский потенциал (Т.П.Волкова, 1989). Геотермические особенности и растянутость зон катагенеза ОВ по глубине позволяют прогнозировать нижнюю границу распространения нефтяных залежей до глубины 6-7 км.

Водорастворенное органическое ве щ ество. Из всех показателей ВРОВ нами рассматриваются фенолы, бензол, толуол и органические кислоты. Содержание их в водах варьирует в широких пределах, но чаще от 0,1 до 1,0 мг/л. Именно эти поисковые признаки нефтегазоносности, в том числе се-роводородсодержащнх объектов, наиболее полно изучены в Прикаспийском регионе.

В отличие от вод нефтяных месторождений еоды газоконденсатных залежей отличаются повышенными концентрациями бензола и толуола (свыше 0,5 мг/л). Анализ распределения бензола в подземных флюидах показал, что существует четкая прямая зависимость между концентрацией бензола в нефтяк и конденсатах и содержанием бензола в пластовых водах (В.П.Ильченко, 1982). Это свидетельствует о генетической взаимосвязи бензола подземных флюидов и указывает на то, что основное количество бензола в водах обусловлено за счет его диффузии из залежей УВ. Содержание бензола в воде контролируется фазовым состоянием залежи УВ. Так, в водах газоконденсатных залежей оно максимальное, в водах нефтяных скоплений - заметно ниже. В пластовых водах чисто газовых залежей бензол отсутствует. Фенолы, бензол и толуол являются показателями наличия залежей, в которых присутствуют ароматические УВ в количествах, обеспечивающих повышенную концентрацию их по сравнению с фоном. Содержание этих компонентов в подземных водах зависит от многих факторов, например, от температуры.

На характер распределения бензола и его гомологов в водах сероводород, практически, влияния не оказывает. Во всех случаях при приближении к сероводородной залежи УВ концентрация бензола резко увеличивается (О.И.Серебряков, 1991). При определении фенолов установлено, что их содержание связано с количеством сероводорода, растворенным в воде и входящим в состав свободного газа (Г.С.Дол-

гова, Е.В.Удалова, 1987).

Значительная роль в характеристике ВРОВ подсолевых отложений Прикаспийской впадины отводится типу исходного рассеянного ОВ и его катагенетической превращенное™.

Гидродинамические условия являются важнейшим фактором пространственного распределения, формирования, сохранения и разрушения скоплений УВ. Залежи нефти и газа контролируются водонапорными системами, генетически и гидравлически связаны с последними и могут длительно существовать в определенной гидродинамической обстановке.

В Прикаспийской впадине гдубокозалегающие нижнепермские и каменноугольные отложения вскрыты на многих площадях. При изучении гидродинамической характеристики глубинных подземных вод наиболее широко распространенным при гидродинамических построениях является метод приведенных давлений. Исследования все увеличивающегося объема фактического материала подтверждают, что результаты расчета напоров неоднозначны, а иногда даже противоречивы (Б.П.Акулин-чев, 1978). Расчеты показали, что для подсолевых отложений юга Прикаспийской впадины неопределенность приведения пластовых давлений достигает 150 м (Ю.Г.Гирин, В.П.Ильченко, 1993). В подсолевых отложениях ПВ отмечаются резкие перепады приведенных давлений на коротких расстояниях, что свидетельствует о плохой гидродинамической связи внутри комплексов, вследствие значительного изменения коллекторских свойств пород, что указывает на существование в Прикаспийской впадине "блоковых гидродинамических полей", которые соответствуют "блоковой тектонике". Гидродинамические особенности каждого поля следует рассматривать обособленно.

Исследования соискателя показали различие гидродинамической обстановки внешней и внутренних зон Прикаспийской впадины. Если во внешней зоне все давления близки к нормальным гидростатическим, то во внутренних районах подсолевые отложения в большинстве случаев характеризуются АВ1Щ. Зоны развития нормальных гидростатических давлений(Ка до 1,3) развиты на площадях Тортай, Урта-тау-Сарыбулак, Молодежная, Южно-Плодовитинская, Царынская, Чар-лактинская, Кожасай, Восточный Тортколь, Синельниковская, Алибек-мола, Алибек, Жанажол и др. Следует отметить, что в вышележащих надсолевых мезозойских отложениях давления также близки к нормальным гидростатическим.

По периметру Прикаспийской впадины граница между нормальными и аномальными пластовыми давлениями смещена во внутреннюю зону и находится в 20-50 км от бортового уступа. На восточном борту граница распространения АВЦД вытянута в субмеридианальном направлении на расстоянии 200 км от структуры Северный Аккудук на севере до площади Боржер на юге.

В рйде работ указывается, что большое значение для качественного изменения свойств покрышек имеет их прогрессирующее нефтена-сыщение (Л.А.Анисимов, 1994) или газонасыщение (Хант и др., 1994). Эта точка зрения учитывает, что положение зоны АВПД обычно соответствует главным фазам нефте- или газообразования. Вертикальному оттоку флюидов в Прикаспийской впадине препятствовал со-леносный барьер, латеральному - громадные размеры впадины, а также наличие вдоль бортовой зоны- геосинклинальных и грабенообразных прогибов, неотектонических блоков, литологических экранов. Все это способствовало формированию в бортовой зоне гидравлического барьера, а во внутренних глубинных частях впадины - формированию аномально высоких пластовых давлений.

Четвертая глава посвящена гидрогеологическим условиям формирования месторождений нефти и газа Прикаспийской впадины.

Гидрогеологические основы генерации углеводородов. В теории органического происхождения нефти и газа наиболее слабо разработанным является вопрос об эмиграции рассеянных УВ из мест своего образования и последующей их концентрации в залежах.

На наш взгляд, наиболее обоснованным является гидрогеологический механизм первичной эмиграции УВ. В процессе уплотнения пород выдавливаемая вода способствует механическому проталкиванию через поры пород водорастворенным частицам нефти и пузырькам газа. Вследствие взаимной растворимости воды и УВ создается специфическая среда, в которой происходит миграция УВ (эффузионная и диффузионная). Вода переносит растворенные частицы нефти и газа через любые тонкие поры.

Существует представление, что микронефть и газ переносятся в пласт-коллектор поровыми растворами, обладающими повышенной агрессивностью (растворимостью). Форш связи и фазовые состояния УВ и вод в подземной гидросфере в значительной мере обусловлены вза-

имопереходами от одного состояния в другое в зависимости от изменяющихся термодинамических, химических, физико- и биохимических условий (М.И.Суббота, В.Ф.Симоненко, А.А.Карцев, А.Ф.Романюк, В.П.Ильченко и др.).

В условиях тонкодисперсных минеральных систем переход связанной воды в свободное состояние осуществляется через промежуточное переходное состояние. Под влиянием температуры и давления часть связанной воды преодолевает влияние поверхностных сил базисной поверхности и приобретает состояние жидкого течения, однако в условиях тонких капилляров и субкапилляров она все еще испытывает влияние поверхностных сил минеральной системы, распространяющихся по всему сечению тонких капилляров. Такая вода приобретает еще одну модификацию. Она уже не является связанной и еще не свободная. Обладая рыхлой структурой, состоянием жидкого течения и низкой полярностью, она становится агрессивным растворителем, способным растворить практически нерастворимые в свободной воде компоненты (В.Ф.Симоненко, 1985). Подобная модификация высокоагрессивной воды является неустойчивой, и временной, так как она возможна только в период фильтрации-в условиях влияния поверхностных сил минеральной системы. При выходе за пределы тонкодисперсных пород в грубозернистую среду коллекторов, в которой влияние поверхностных сил ничтожно мало, временно модифицированная агрессивная вода, составлявшая основу поровых растворов, восстанавливает свойства свободной воды, порождая колоссальное перенасыщение эмигрировавших растворов труднорастворимыми в свободной воде компонентами. Время релаксации воды ничтожно мало, тем более в геологическом измерении. В результате на границе двух литологических сред или в зонах повышенной трещиноватости массива тонкодисперсных пород происходят перераспределение и дифференциация компонентов, ранее составлявших поровые растворы. Часть компонентов концентрируется, выпадая в осадок, а органические соединения, плотность которых меньше воды, всплывает за счет гравитации к водоу-пору. Связанные воды, доля которых в общем балансе вод в породах прогрессивно увеличивается с глубиной погружения, играют основную роль транспортирующего агента при эмиграции УВ за пределы тонкодисперсных материнских пород (М.И.Суббота, В.П.Ильченко, 1982).

Известно, что к началу главной фазы нефтеобразования в глинистых породах остается мало свободной и связанной (пленочной.

капиллярной и пр.) воды. В этих термодинамических условиях начинается активное выделение химически связанных вод из различных материалов (гипса, монтмориллонита, слюды и др.). Выделившиеся возрожденные воды существенно пополняют объем поровых растворов. Как и освобождающиеся пленочные воды, возрожденные приобретают свойство временно модифицированной агрессивности и участвуют в активном переносе УВ.

При уплотнении пород создаются большие поля высоких поровых давлений в глинистых и карбонатных толщах. При тектонических толчках и их растрескивании открываются временные пути эмиграции флюидов. По этим путям поровые растворы с УВ устремляются в пласты-коллекторы, чек<у способствуют и высокие температуры больших глубин. Таким образом, вода является главным агентом в переносе в пласты-коллекторы рассеянных в материнской толще УВ. Способность молекул воды образовывать водородные связи с частицами веществ и переносить их, а при повышении концентрации до определенного уровня разделяться (расслаиваться) на отдельные компоненты играет важную роль в первичном переносе УВ.

Анализ показывает, что процессы нефтегазообразования неизбежно сопровождается образованием йода, бора, аммония и других компонентов. Поэтому их повышенные концентрации в подземных водах могут использоватся для диагностики зон генерации УВ (В.П.Ильченко, 1982).

Известно, что содержание брома в подземных водах контролируется минерализацией (А.С.Панченко, 1966; В.П.Ильченко, 1975). Это означает, что основная масса брома унаследована от вод бассейна седиментации. Дополнительное обогащение вод бромом, в основном, происходит за счет разложения ОВ, рассеянных в породах. С этим согласуется распределение брома в водах майкопских, верхнемеловых отложений Предкавказья, надсолевых и подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Благоприятные условия с точки зрения образования нефтегазопродуцирукщих толщ имели место в Прикаспийской впадине в составе докунгурского этажа. Помимо данных по нефтегазоносности подсолевых отложений, на это указывают их гидрогеологические и геохимические особенности.

Степень превращенности ОВ подсолевых отложений в бортовой зоне ПВ соответствует главной фазе нефтеобразования(по Н.Е.Вассое-вичу). Сравнительно низкий геотермический градиент подсолевых от-

ложений компенсируется большими глубинами погружения никнеперм-ских и каменноугольных толщ, это создает благоприятные условия для продуцирования в них углеводородов.

В процессе преобразования ОВ при погружении пластов горных пород в зоны все более высоких температур и давлений нарастают масштабы генерации не только углеводородных соединений, но и сопутствующих им вод. Максимальное количество органогенной воды образуется в нефтегазоматеринских толщах при прохождении ими главных фаз нефтегазообразования, когда породы значительно уплотнены и обезвожены, в результате чего новообразованные воды становятся максимально обогащенными растворенными нефтяными УВ, органическими кислотами и углеводородными газами.

Масштабы образования органогенной воды в процессе углефикации ОВ и ее влияние на гидрогеохимическую обстановку и эмиграцию УВ из нефтегазоматеринских толщ существенны (В.П.Ильченко, 1982, 1993). Расчеты показали, что в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины генерировано порядка 200 км3 органогенной воды. Большая ее часть приходится на южный сектор рассматриваемой территории. Важно подчеркнуть, что количество образовавшейся органогенной воды, в целом, сопоставимо с количеством образовавшихся УВ.

. Роль агрессивной органогенной воды в процессе нефтегазообразования неыаловаэкна. Основной вывод заключается в том, что вода, возникшая благодаря распаду ОВ, насыщается его продуктами и способствует эмиграции УВ в пласт-коллектор.

Гидрогеологические условиямиг-рации углеводородов. Знание гидрогеологических условий формирования залежей УВ помогает, в первую очередь, правильно выбрать поисковые показатели.

В условиях метастабильного режима элизионного бассейна с весьма затрудненным движением пластовых вод, основным видом миграции является гравитационное всплывание УВ, растворенных в воде. Миграция, скорее всего, представляла собой сочетание латеральной и вертикальной составляющих.

Геологические условия подсолевого этажа, значительные региональные наклоны подсолевых отложений, аномальные давления, возрастающие к центру впадины, развитие размывов, выклинивание толщ, зональность покрышек, тектоническая трещиноватость и разрывные нарушения способствовали широкому развитию миграции: латеральной

- вверх по региональным наклонам к боргам впадины и вертикальной

- из глубоких подсолевых горизонтов в вышезалегащие, в том числе из подсолевых отложений в солевые и надсолевые. Путями вертикальной миграции УВ являлись трещиноватые породы и зоны нарушений. В Прикаспийской впадине миграция имела "ступенчатый" характер, т.к. сочетала латеральную миграцию по пластам и резервуарам с вертикальной, включающей движение по трещинам, разломам и диффузию через покрышки. Рассмотренные условия приводили к миграции УВ в бортовые зоны впадины. При этом миграция тяготеет к наиболее проницаемым, более флюидопроводящим зонам.

Диффузия стремится нивелировать разность минерализации и состава "всплывающих" и пластовых более минерализованных вод. Поэтому, в более древних палеозойских отложениях этот процесс привел к тому, что в приконтурных скважинах подсолевых отложений Прикаспийской синеклизы редко можно встретить воды, значительно отличающиеся от фоновых. Тогда как в более молодых мезозойских отложениях (например, Предкавказье) различие приконтурных и фоновых вод

- существенно (В.П.Ильченко, 1976, 1982).

В общем случае, весь процесс заполнения углеводородами ловушек следует рассматривать одновременно и как процесс заполнения их низкоыинерализованныии растворами. Прегэде чем ловушки заполнятся УВ, они "промываются" постепенно увеличивающимся по толщине ( и неравномерно осолоняющимся снизу) слоем воды пониженной минерализации, Глубинные гидрогеологические исследования в Предкавказье и Прикаспийской впадине свидетельствует о том, что слой вод пониженной минерализации ниже углеводородного контакта изменяется от первых метров до нескольких десятков метров, а на месторождениях-гигантах - до сотен метров (Астраханское ГКМ).

Выделение маломинерализсванных вод при восходящей миграции УВ в локальных структурах способствует сохранению агрессивного потенциала этих вод по отношению к минералам порового пространства.

Поскольку, по данным С.Г.Неручева и Е.А.Рагозиной, процессы образования и отдачи УВ в коллекторы в зонах генерации идут импульсивно .(скачкообразно), по достижении определенных интервалов глубин, очевидно, также относительно быстро происходит формирование первичных скоплений УВ и их слияние затем в ловушках различной величины путем восходящей миграции. В силу этого на наш взгляд потенциал вод пониженной минерализации на путях их восхож-

дения и при формировании залежей нефти и газа может реализовы-ватьоя только частично, а основная его часть реализуется после полного или частичного заполнения ловушек в более длительный этап консервации УВ скоплений непосредственно под ВНК и ГВК в виде подстилающих оторочек конденсировавшихся вод низкой минерализации.

Гидрогеологические условия аккуг муляцииУВ. Крупные нефтегазоносные зоны и гигантские нефтяные, газоконденсатные и газовые залежи встречаются сравнительно редко. Для их формирования и тем более для длительного сохранения необходимы благоприятные гидрогеологические условия (М.И.Суббота, В.П.Ильченко, 1985). Все крупные зоны нефтегазонакопления формируются в осадочно-породных бассейнах, обладающих большой площадью и толщиной осадочного покрова (обычно 3-10 км). Значительная площадь и глубина погружения препятствуют глубокому проникновению из внешних областей питания инфильтрогенных вод на всех этапах развития бассейна.

Крупные зоны формируются и сохраняются при наличии регионально протяженных водоупорных толщ -достаточной толщины, способной удерживать большие запасы УВ. Наилучшими водоупорами являются эвапоритовые отложения. В региональном плане звапоритовые водоу-поры являются экранами для формирования крупных зон нефтегазонакопления. Слабо уплотненные глинистые породы легче пропускают через себя отжимаемые при погружении пород поровые растворы и УВ. На определенном этапе уплотнения, когда влажность глинистых пород сильно сокращается до величины, при которой глинистые породы приобретают максимально высокие флюидоупорные свойства. При дальнейшем погружении и нарастании горного давления, влажность глин еще больше сокращается и они теряют пластичность, становятся хрупкими и при тектонических напряжениях растрескиваются и постепенно теряют достаточно надежные свойства флюидоупоров. Видимо, поэтому большинство крупных и гигантских залежей нефти и газа выявлено на глубинах, не превышающих 4 км.

Крупные залежи сохраняются только в осадочно-породных депрес-сионных бассейнах, тектонически слабо нарушенных. На тектонически ослабленных сбросами и надвигами орогенных участках депрессионных бассейнов крупные зоны нефтегазонакопления и залежи УВ сформироваться, как правило, не могут. Если же крупные залежи образова-

лись до активизации тектонических движений, они неминуемо будут разрушены и тогда возможно сохранение лишь мелких или средних по запасам залежей УВ.

Для формирования крупных зон и залежей УВ необходимы благоприятные показатели процесса нефтегазообразования (водорастворен-ные углеводородные газы, водорастворенное органическое вещество и другие) в интервалах главной фазы нефтеобразования и нижней фазы газообразования.

Если для длительного сохранения небольших и средних залежей нефти и газа необходимы специфические геологические и гидрогеологические условия, то для сохранения гигантских залежей необходима особая обстановка региона без активных тектонических изменений структуры бассейна. К примеру, крупные разрывы нарушают непроницаемость водоупора. В любом случае консервации крупных скоплений УВ способствует сохранение стабильного гидродинамического режима.

Пятая глава автором посвящена гидрогеологическим условиям формирования крупнейших в мире месторождений - гигантов Прикаспийской впадины.

Астраханское газоконденсатное

месторождение (А Г К М) приурочено к карбонатным отложениям башкирского яруса среднекаменноугольного возраста и контролируется одноименным погребенным сводом субширотного простирания. Резервуар газоконденсатной залежи характеризуется высокой степенью изоляции. Замкнутость газогидродинамической системы АГКМ обусловила существование АВПД. 0 напряженности гидродинамической обстановки свидетельствуют коэффициенты аномалийности, достигающие в пределах залежи значений 1,58.

На региональном фоне нижнепермских и каменноугольных вод хлоркальциевого типа юга Прикаспия с минерализацией до 250 г/л залежь сероводородных газов в башкирских известняках подстилается пластовыми водами с минерализацией до 100-120 г/л. Наличие зон различной солености вод, в целом, отражает блоковое строение залежи. В центральной части ее развиты воды меньшей минерализации, в основном, от 60 до 80 г/л. Такой же степени солености достигают воды и в западной части залежи. Законтурным водам свойственная высокая минерализация (100-150 г/л). Для подошвенных вод характерно повышенное содержание гидрокарбонатов и пониженное содержа-

ние сульфатов.

К контуру залежи с повышением минерализации содержание гидрокарбонатов уменьшается, сульфатов повышается и уже законтурные воды приобретают фоновый хлоркальдаевый тип. Такое распределение водорастворенных солей может свидетельствовать о различном характере обменных и окислительно-восстановительных процессов в водоносной и газоносной частях продуктивного комплекса.

В составе водорастворенных газов существенная доля кислых компонентов. Содержание сероводорода и углекислого газа изменяется от 23 до 58%, на долю метана приходится до 54%, азота - от 0,4 до 5%. Распределение газовых компонентов в пластовом газе обуславливает характер распределения их в подошвенных водах. Вследствие этого в изменении концентрации водорастворенных газов по площади прослеживаются закономерности, отмеченные для пластового газа залежи. Изменение сероводорода в водорастворенных газах характеризуется снижением его концентраций от центра к периферии. Газонасыщенность подошвенных вод АГКМ уменьшается от центральных частей залежи к периферии от 19,6 м3/м3 до 7,7 м3/м3. Причем га-зонасшденность контролируется содержанием сероводорода в водо-растворенном газе. В переходной зоне газонасыщенность вод значительно выше, с удалением от ГВК она уменьшается. Предельная расчетная газонасыщенность вод составляет 92 м3/м3. Фазовое равновесие системы АГКМ "залежь-вода" по сероводороду сдвинуто в сторону пластовых вод, т.е. происходит диссипация сероводорода из залежи в пластовые воды (О.И.Серебряков, В.П.Ильченко, 1990).

На АГКМ в геологических условиях АВПД (до 63 МПа) и высоких температур (до 110°С) сосуществующими системами в природном газе являются углеводородные компоненты и природные воды при корректирующей роли водофильного сероводорода. В таких условиях в парообразном состоянии может содержаться в зависимости от концентрации сероводорода до 9 г/м3 влаги, которая и представляет собой потенциальную величину конденсационных вод.

Расчеты указывают, что наличие сероводорода до 25% увеличивает влагоёмкость газовой системы в 1,5-2 раза (В.П.Ильченко, 1992). В пласте, вследствие фазовых преобразований в системе "природный газ-вода", сопровождающих процессы ретроградной конденсации воды из исходной газоконденсатнопаровой смеси, произошло выпадение конденсационной воды в зоне ГВК и образование опреснен-

ной водной оторочки на поверхности высокоминерализованных пластовых вод со всеми вытекающими отсюда результатами для химизма подошвенных вод.

В итоге взаимодействия конденсационных вод с пластовыми флюидами формируются различные гидрохимические типы вод, генерируется сероводород и преобразуются породы.

Карачаганакское газоконденсат-но еместорождение(КГКМ) расположено в северной приборговой зоне Прикаспийской впадины. Его резервуар представляет собой крупный подсолевой рифогенный карбонатный массив, заполненный углеводородной смесью сложного состава и нефтью. Слоистый характер строения карбонатного массива обуславливают гидродинамическую сеязь в пачках коллекторов по напластованию и затруднительное взаимодействие в перпендикулярном напластованию направлении. Размеры КГКМ 15x30 км. Высота продуктивной толщи 1600м при общей толщине подсолевых верхнедевонских-нижнепермских отложений до 2000 м.

Водонасыщенные породы комплекса представлены пористыми и трещиноватыми известняками, в различной степени доломитизированными. Их коллекторские свойства изменяются в широких пределах. Дебиты самоизливающихся скважин колеблются от 1 до 50 м3/сут.

На Карачаганакском месторождении распространены застойные воды с минерализацией 112-160 г/л. Наиболее минерализованные и ме-таморфизованные воды с повышенным содержанием хлоридов кальция развиты на севере и западе поднятия. Иной гидрохимический облик имеют воды центральной и восточной частей структуры.

Все притоки вод получены в подошвенной части залежи и приурочены к разновозрастным отложениям. В центральной и восточной частях поднятия пластовые воды связаны с наиболее древними во вскрытом разрезе отложениями турнейско-фаменского возраста, на западе - с отложениями раннетурнейского возраста, на севере - с породами серпуховского и визейско-серпуховского возрастов.

Химическая характеристика природных вод Карачаганакского поднятия несет в себе основную специфическую региональную закономерность, присущую водонапорной системе глубокопогруженных горизонтов Прикаспийской впадины - наличие гидрогеохимической инверсии. Минерализация и содержание компонентов ионно-солевого состава в водах серпуховско-визейского горизонта на 10-17% выше, чем в во-

дах девонско-турнейских отложений.

Проведённый наш анализ показывает, что гидрогеохимическая инверсия на Карачаганакском месторождении - результат совокупного действия многих факторов, основными из которых являются: 1) конденсационные и возрожденные воды; 2) взаимодействие природных вод с углеводородами залежи с учетом диалогического фактора.

В составе водорастворенных газов существенная доля кислых компонентов: сероводорода 16-23%, углекислого газа 13-27%. На долю углеводородов приходится 40-55%. Газонасыщенность вод высокая и составляет 5,7-7,5 м3/м3. В отличие от вод Астраханского месторождения, на Карачаганаке коэффициент газонасыщенности вод выше и достигает 0,8-1,0. В составе водорастворенных газов зафиксирована зональность, соответствующая гидрохимической и выражающая в увеличении концентрации кислых компонентов в юго-восточном направлении.

Выполненные нами расчеты показали, что влагоемкость пластового газа КГКМ составляет 5 г/и3. Для сравнения, влагоемкость пластового газа АГКМ составляет 9 г/м3, т.к. в составе пластовой смеси АГКМ доля кислых компонентов выше, чем их содержание в пластовой продукции КГКМ. Различия в физико-химической характеристике природной (пластовой) воды КГКМ и воды, получаемой из межколонного пространства скважин с учетом газовой составляющей месторождения, позволили разработать гидрохимический метод диагностирования межколонкых флюидопроявлений (В.П.Ильченко, Р.А.Тенн, 1992).

В формировании КГКМ С.М.Камалов и В.М.Кирьяшкин (1988) отводят существенное место гидродинамическому фактору. С их позиций, подошвенные и законтурные воды КГКМ содержат такие массы УВ, которых вполне достаточно для формирования самых крупных месторождений. Расчеты, проведенные Л.Д.Тальновой (1988),показали, что горизонтальная составляющая скорости потока очень мала. Такая малая скорость не может обеспечить свободного оттока элизионных вод от областей питания. Гидравлические сопротивления на путях подземного потока создают условия для частичной изоляции резервуара и формирования АВПД.

Формирование Карачаганакского месторождения могло происходить в условиях интенсивного притока УВ, для которого помимо достаточности ресурсов требовались совершенные пути их доставки от мест генерации до ловушки. Такие условия обеспечиваются, в частности,

наличием регионального наклона продуцирующих пород, имеющих достаточно высокую проницаемость. На Карачаганакской площади, как и для всего северного борта Прикаспийской впадины, указанный фактор в полной мере реализуется за счет уступообразного погружения под-солевой толщи с градиентом погружения 100 м/км. Поэтому, по нашей оценке не движение вод, а струйная миграция газа были определяющими факторами з заполнении ловушки УВ. Повышенная газонасыщенность приконтурных вод является результатом их взаимодействия с залежью УВ. По мере удаления от залежи газонасыщенность вод убывает до региональных фоновых значений.

Тенгизское нефтяное месторожде-н и е (Т Н М). Пластовые воды подсолевого гидрогеологического этажа непосредственно в пределах Тенгизского месторождения еще не вскрыты. Все пробуренные скважины, в том числе и самая глубокая скв.10 (5413 м) не вышли из нефтяной залежи. Подошвенные пластовые воды вскрыты в отдельных скважинах Королевской площади, нижний нефтеносный этаж которой генетически связан с Тенгизским месторождением. Минерализация вод составляет 114-162 г/л, натрий-хлорный коэффициент изменяется от 0,87 до 0,99. В пробах воды содержатся повышенные концентрации микроэлементов, что в первую очередь указывает на ее пластовый характер. Поэтому о гидрохимических особенностях Тенгизского нефтяного месторождения, в определенной степени, можно судить исходя из общих представлений, основываясь на знании о глубокозалегающих водонапорных системах Астраханского, Карачаганакского и других залежей УВ.

В составе водорастворенных газов ожидается значительная доля кислых компонентов, но, по-видимому, концентрации сероводорода и углекислого газа будут ниже, чем на Астраханском ГКМ. Судя по замерам пластовых давлений в нефтяной залежи, для нижнего гидрогеологического этажа характерны весьма высокие пластовые давления. Если в надсолевых отложениях эти значения близки гидростатическим, то в подсолевых они превышают их на 35-40 МПа. Коэффициент аномалийности составляет 1,7-2,0. При этом абсолютные значения пластовых давлений достигают 90,1 МПа (скв.10, гл.5413 м). Градиент давления в интервале нефтенасьпценной толщи равен 0,07+0,02 МПа/10м.

И.М.Михайлов (1990) пришел к выводу об изолированности рассматриваемого подземного резервуара и наличии в нем четырех гид-

роблоков, что свидетельствует об отсутствии единой гидравлической связи в резервуаре между отдельными его зонами (блоками). Другого мнения придерживаются В.И.Титов (1986) и Ю.П.Гаттенбергер (1990), которые считают, что анализ распределения пластового давления не дает оснований считать, что нефтяная залежь в подсолевых отложениях Тенгизского месторождения состоит из изолированных гидроблоков со своими приведенными давлениями (потенциалами). Диссертант придерживается точки зрения о единой гидравлической связи в пределах резервуара. Более того, предполагается, что залежь будет подстилаться пластовыми водами пониженной минерализации с высоким содержанием агрессивных компонентов и ВРОВ. Суммарное содержание кислых компонентов в водорастворенных газах будет достигать 50%.

Шестая глава посвящена раздельному прогнозированию залежей нефти, газа и сероводородоносности по гидрогеологическим данным.

Региональный прогноз. При раздельной оценке перспектив нефтегазоносности, а также сероводородоносности принимались во внимание методические различия между региональным и локальным прогнозированием (А.С.Панченко, 1982, В.П.Ильченко и др., 1992). При этом целью регионального прогнозирования являлась оценка перспектив нефтегазоносных комплексов в целом. Для этого по гидрогеологическим показателям выяснялись возможности проявления залежей УВ. Процессы формирования залежей, как известно, зависят от условий генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ. По гидрогеологическим показателям определены зоны генерации газообразных и жидких УВ, а также оценены условия сохранности залежей нефти и газа. При региональном прогнозировании использовались только показатели гидрогеологического фона, не искаженные влиянием скоплений УВ.

В зависимости от количества и представительности исходной информации по подземным флюидам точность регионального раздельного прогнозирования будет различной. Проведенный анализ показал, что первая приближенная оценка обычно дается на этапе региональных геологоразведочных работ, когда выясняются основные закономерности изменения гидрогеологической обстановки. Затем, по мере бурения поисковых скважин и накопления дополнительной представительной информации, региональный раздельный прогноз уточняется. Выявление первых залежей УВ помогает существенно уточнить региональ-

ную оценку перспектив нефте- и газоносности, а также наличие или отсутствие сероводорода.

Локальное раздельное прогнозирование осуществлялось на поисковом и разведочном этапах. На поисковом этапе дана раздельная оценка перспектив локальных объектов по гидрогеологическим аномалиям. Если выявлены единичные залежи, то большое значение для расшифровки условий их формирования имеют тип гидрогеохимических аномалий вокруг залежей.

Сероводород в разрезах приурочивается к определенным литоло-гическим горизонтам. Там, где разрезы представлены преимущественно терригенными породами, сероводород отсутствует, либо же его концентрации фиксируются в ничтожных количествах. Если значительная часть разреза представлена карбонатными и сульфатными породами, сероводород является спутником природных газог многих залежей. Карбонатные породы являются благоприятными для накопления и сохранения сероводорода, прежде всего, как природный консерваци-онный аккумулятор. В подсолевых фациях наиболее концентрированные по сероводороду газы приурочены к крупным карбонатным массивам или рифовым образованиям.

Сероводородоносные комплексы приурочены, как правило, к крупным нефтегазоносным бассейнам, прогнозные запасы перспективных комплексов которых характеризуются значительными величинами. Высокие концентрации сероводорода зафиксированы в крупных и гигантских газовых и газоконденсатных месторождениях. На месторождениях с мелкими запасами большие концентрации сероводорода не встречены. Это обусловлено площадями контакта флюида залежи с пластовыми водами и породами, обеспечивающими соответствующие масштабы геохимических процессов в системах "залежь-вода-породы".

Термобарические условия недр влияют на динамику развития пластовых систем "породы-вода-углеводороды-сероводород". Эти условия предопределяют направление различных процессов, влияющих на масштабы генерации кислых газов. Благоприятные условия для геохимических процессов генерации и аккумуляции сероводорода существуют в замкнутых гидрогеологических резервуарах. В раскрытых и протяженных водонапорных системах, ввиду высокой растворимости сероводорода и резкого снижения вследствие этого парциальных упругос-тей кислых газов, не создаются условия для сохранения и формирования его высоких концентраций. .

Названные закономерности позволили нам провести районирование территории подсолевых отложений на зоны развития скоплений нефти и газа с наличием сероводорода и без сероводорода.

По поверхности подсолевого палеозоя в пределах Северо-Кас-пийско-Актюбинской системы палеосводов выделяются Северо-Каспийский, Биикжальский, а также Астраханский и Приморский своды. Последние являются элементами единой приподнятой геоструктурной зоны развития рифогенных тел (Г.И.Барулин и др., 1995). Это обстоятельство и предопределяет прогнозирование наличия сероводорода в составе углеводородной смеси залежей нефти и газа. Зона развития сероводородсодержащих газов прослеживается от Астраханского свода на восток, включая площади: Иыашевская, Казанская Восточная, Са-рышагыл Западный, Мынтобе Северный, в глубокозалегающем карбонатном массиве Жусалысай-Жубантай на Биикжальском своде.

В западной, северной и восточной частях Прикаспийской впадины в подсолевых отложениях прогнозируется развитие, главным образом, бессернистых углеводородных скоплений, либо с содержанием сероводорода в залежах УВ в незначительных количествах. Наиболее крупный геологический объект здесь - Юстинский свод в юго-западной части синеклизы.

В центральных погруженных частях Прикаспийской впадины развиты глубоководные тонкодисперсные терригенные отложения, предопределяющие отсутствие здесь сероводорода высоких концентраций.

Практика же геолого-разведочных работ в этом регионе подтверждает необходимость дифференцированного прогноза сероводородонос-ности подсолевого разреза. В последние годы получены нефтегазоп-роявления на многих подсолевых объектах без признаков сероводорода.

Локальный прогноз. Раздельное локальное прогнозирование осуществляется как на поисковом, так и на разведочном этапах геологоразведочных работ. Для решения этой задачи используются следующие методы исследований (В.П.Ильченко и др., 1992): 1) комплексный анализ данных о подземных водах и фазовом составе залежей УВ, расположенных в разных гидрогеологических условиях. При этом, особое внимание уделяется увязке этих данных с геологическим строением залежей, фазовым состоянием УВ, а также установлению взаимосвязи между водораетворенными и свободными УВ в системе залежь-вода; 2) выявление локальных гидрогеологических пока-

зателей нефтегазоносности и сероводородоносности с помощью изучения физико-химических процессов, протекающих в системе "залежь-вода", с учетом условий формирования скоплений УВ.

Исследования проводились на многих объектах подсолевого гидрогеологического этажа Прикаспийской впадины (В.П.Ильченко, Ю.Г.Гирин, A.A.Гемиров). Это площади Аккудук (скв.1), Восточный Акжар (скв.З), Бактыгарын (скв.4, скв.З), Алибекмола (скв.4, скв.16, скв.16, скв.21), Аккум (скв.2), Лактыбай (скв.16), Северная Бозоба (скв.9), Южно-Астраханская (скв.10), Чкаловская (скв.1), Кануковская (скв.101), Южно-Плодовитинская (скв.1), Ашунская (скв.1).

При локальном, в т.ч. раздельном прогнозировании применялся полный комплекс гидрогеологических показателей. Он включал:

1) - ионно-солевой состав и минерализацию воды. Застойная гидрогеологическая обстановка благоприятны для сохранения и обнаружения залежей нефти и газа. На общем фоне минерализованных вод залежи УВ зачастую сопровождаются ореолами еод пониженной минерализации за счет конденсационных, солюционных и других вод. Повышенные концентрации микроэлементов в этих водах подтверждают их природных генезис;

2) - водорастворенные газы. На общем фоне недонасыщенных вод, выделяются аномалии повышенной газонасыщенности зод за счет влияния залежей УВ. Коэффициент газонасыщенности этих вод достигает 0.8-1.0. В составе водорастворенных газов преобладает метан и его гомологи. По газонасыщенности вод, коэффициенту газонасыщенности, а также отношению углеводородов к азоту выделяется четыре типа газогидрохимических аномалий. Наиболее контрастны в плане перспектив нефтегазоносности аномалии первого типа. Они характеризуются газонасыщенностью более 1500 см3/л, коэффициентом газонасыщенности более 0,8 и отношением углеводородов к азоту более 20. Наличие сероводорода в водорастворенном газе - прямой признак наличия его в залежи;

3) - водорастворенное органическое вещество. Из всего многообразия ВР0В в Прикаспийской впадине наиболее изучены и информативны в качестве поисковых показателей фенолы, бензол. Распределение фенолов в пластовых водах характеризуется значительными колебаниями концентраций, причем по этому показателю нефтяные залежи заметно отличаются от газоконденсатных. В то же время воды га-

зошнденсатных залежей обычно характеризуются повышенными концентрациями бензола, по сравнению с водами нефтяных скоплений. На характер распределения бензола и его гомологов в водах сероводород влияния не оказывает. Особенностью ореольных вод углеводородных залежей с высоким содержанием сероводорода является отсутствие в них фенолов.

Следует подчеркнуть, что комплексное использование гидрогеохимических, газогидрогеохиыических, водорастворенных органических показателей нефтегазоносности с учетом термобарической обстановки недр позволяет осуществлять достоверный прогноз скоплений УВ на локальном уровне.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведённых исследований решена научная проблема:

разработаны и усовершенствованы теоретические и методические основы нефтегазопоисковой гидрогеологии в условиях подсолевых отложений Прикаспийской впадины на основе комплексного подхода к изучению подземной гидросферы (ионно-солевой состав и минерализация, водорастворённые газы, водорастворённое органическое вещество, термобарические условия недр) и анализа особенностей гидрогеологических условий формирования залежей нефти и газа для решения вопросов прогнозирования скоплений УВ, в т.ч. сероводородсодержа-щих. При этом получены следующие основные результаты:

1. Выявлены основные закономерности пространственного распределения водоносных комплексов подсолевого гидрогеологического этажа. Установлена генетическая взаимосвязь ионно-солевого состава вод с вмещающими отложениями и роль покрышек (глинистых и со-леносных) в формировании химического облика палеозойских вод глу-бокозалегающих отложений. Доказано региональное развитие гидрогеохимической инверсии подсолевых отложений.

2. Установлены общие и отличительные черты в распределении ингредиентов подземных вод (ионно-солевой состав и минерализация, водорастворенные газы, водорастворенное органическое вещество, термобарические параметры недр) и получены новые представления о гидрогеологических особенностях водонапорной системы подсолевых отложений Прикаспийской впадины, позволяющие решить целый ряд не-

достаточно разработанных положений (гидрогеохимические инверсии, формирование углекислых и сероводородсодержащих геохимических зон, закономерности образования АВПД, особенности геотермического поля):

- впервые выполненный комплексный анализ подземной гидросферы Прикаспийского бассейна позволил разработать механизм генезиса рассолов, седиментогенных.инфильтрогенных, конденсационных, органогенных, гвдратных вод и определить их роль в общем балансе вод подсолевых отложений во взаимосвязи с условиями и механизмом формирования и размещения залежей УВ, в т.ч. сероводородсодержащих;

- установлена газогидрогеохимическая зональность подсолевых отложений (поля распространения углеводородных, азотных, серово-дсродсодеркащмх и углекислых газов) и на этой основе разработана новая классификация Еодорастворенных газов Прикаспийской впадины.

3. Доказано, что в условиях подсолевого палеозоя ПВ залежи нефти и газа контролируются водонапорными системами, которые генетически и гидравлически связаны с последними. Установлено различие гидродинамической обстановки внешней и внутренних зон Прикаспийской впадины: во внешней зоне все давления близки к нормальным гидростатическим, во внутренних районах подсолевые отложения в большинстве случаев характеризуются АВПД; по периметру синеклизы граница между нормальными и аномальными пластовыми давлениями смещена во внутреннюю зону и находится в 20-50 км от бортового уступа.

4. Проведён сравнительный анализ гидрогеологических обстано-вок крупнейших месторождений Прикаспийской впадины (Астраханского, Карачаганакского, Тенгизского), отличающихся распространением по площади вод различного химического облика, проявлением гидрогеохимической инверсии, наличием в водах кислых компонентов (до 50 %), развитием АВПД.

5. Разработан комплекс региональных и локальных гидрогеологических критериев прогнозирования нефте- и газоносности, в том числе бессероводородных залежей УВ. На основе разработанных критериев выделены перспективные объекты регионального и локального типов. В разряд перспективных локальных объектов для обнаружения новых месторождений УВ отнесены площади: Бактыгарын, Лактыбай, Южно-Астраханская, Ашунская, Чкаловская, Кануконская, Красноху-дукская и др.

Разработанные теоретические, методические и практические положения представляют собой основу для дальнейшего изучения нефте-газоносности погруженных зон слабоизученных территорий России.

Автором защищается следущш осиоёквд пожшзшя:

1. Закономерности изменения основных параметров водонапорной системы Прикаспийской впадины (гидрогеохюжческие, газогидрогео-химические, водораствореняое органическое вещество, термобарические условия недр, гидрогеохимические инверсии, сероводородонос-ность, наличие АВПД и др.);

2. Роль различных параметров водонапорной системы подсолевых отложений Прикаспийской впадины при решении генетически; и прикладных задач (генезис УВ, условия их миграции и аккумуляции, раздельное прогнозирование, в том числе на бессероводородные залежи УВ, поиски и разведка месторождений нефти и газа);

3. Гидрогеологические модели крупнейших сероводородсодержащих Астраханского, Карачаганакского и Тенгизского месторождений;

4. Комплекс региональных и локальных гидрогеологических критериев нефтегазоноскости подсолевых отложений Прикаспийской впадины, в том числе при раздельном прогнозировании залежей УВ разного состава и результаты оценки нефтегазоноскости.

Основные положения и результата диссертации опубликованы в следующих работах :

1. О закономерностях распределения брома в подземных водах нефтегазоносных комплексов Предкавказья. - В кн.: Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа. (Труды ВНШЭгазпром, Вып. 1/9). М., 1975.

2. Перспективы газоносности локальных площадей Центрального и Западного Предкавказья - Геология нефти и газа, N 8, 1978. (соавтор А.С.Панченко).

'3. Подземные воды и их влияние на разработку газовых и газоконденсатных месторождений. - Обзор ВНШЭгазпром, М. 1979 (соавторы В.И.Петренко, А.А.Кутовая, В.С.Котов и др.)

4. Формирование пластовых вод на разных стадиях литогенеза в осадочно-породных бассейнах. - В кн.: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. М. МГУ, 1981 (соавтор М.И.Суббота)

5. Микроэлементы в подземных водах мезозойских отложений Восточного Предкавказья. - Гидрохимические материалы, 1981.

6. Органогенная вода и ее роль в формировании нефтегазогидро-химических аномалий. - Геология нефти и газа, N 7, 1982 (соавторы А.В.Бочкарев, М.И.Суббота)

7. Гидрохимические особенности глубокопогруженных зон в связи с нефтегазоносностью. - В кн.: Тезисы докладов 2 Международного симпозиума по геохимии природных вод , Ростов-на-Дону, ГХИ, 1982 (соавтор М.И.Суббота)

8. Фенолы, бензолы и толуол в конденсационных водах Предкавказья. - В кн.: Исследования в области органической гидрогеохимии нефтегазоносных бассейнов. М. Наука, 1982.

9. Гидрогеохимические показатели раздельного прогноза залежей газа, газоконденсата и нефти в Предкавказье. - Обзор ВИЗМС, М, 1984.

10. Органогенная вода в круговороте подземных вод на Зеше. -В га.: Подземные воды и эволюция литосферы, М., Наука, 1985, (соавторы М.И.Суббота, А.В.Бочкарев).

11. Гидрогеологические особенности формирования крупных нефтегазоносных зон. - В кн.: Условия формирования крупных зон неф-тегазонакопления. М., Наука, 1985 (соавторы А.Ф.Романюк, М.И.Суббота) .

12. Влияние гидрогеологической цикличности глубокопогруженных зон осадочного чехла на нефтегазонакопление. - В кн.: Цикличность осадконакопления и формирование залежей нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1985 (соавторы А.Ф.Романюк, М.И.Суббота).

13. Диоксид углерода в подземных водах глубоких горизонтов Предкавказья. - В кн. Второе Всесоюзное совещание по геохимии углерода. Тезисы докладов. М. ГЕОХИ, 1986 (соавтор Б.П.Акулинчев).

14. Достоверность гидрогеохимических данных - основа повышения прогноза. - В кн.: Гидрогеохимические поиски месторождений полезных ископаемых (тезисы докладов Всесоюзного совещания). Томск, 1986 (соавторы Б.П.Акулинчев, Н.М.Петухова).

15. Современные представления о подземной гидросфере и ее границах. - Геология и геохимия горючих ископаемых, Киев, 1987 (соавторы М.И.Суббота, А.Ф.Романюк).'

16. Термодинамический генезис гидрохимических инверсий в глу-бокозалегающих осадочных толщах. - В кн.: Геодинамические основы

прогнозирования нефтегазоносности недр (тезисы докладов Всесоюзной конференции) . ШНГ, 1988. (соавторы М.И.Суббота, О.И.Серебряков).

17. Генетическая связь сероводородосодержапщх залежей и водорастворенных компонентов. - В кн.: Критерии и методы установления генетических связей в системе : нефть - конденсат - ОВ пород и вод. (Тезисы докладов Всесоюзной конференции). ВНИГНМ, 1988 (соавтор О.И.Серебряков).

18. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник (глава 2), М. Недра, 1989 (соавтор А.С.Панченко).

19. О газогидрохимических критериях раздельного прогноза углеводородных залежей. - В кн.: Проблемы нефтегазопокскозой гидрогеологии. М. ИГИРГИ, 1989 (соавторы М.И.Суббота, А.Ф.Романюк).

20. Технология глубинных гидрогеологических исследований ка нефть и газ в Прикаспийской впадине. - В кн.: Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа. (Тезисы докладов школы-семинара) Алма-Ата, 1990 (соазторы Б.П.Акулинчев, Ю.Г.Гирин, Н.М.Петухова, О.И.Серебряков, А.А.Теми-ров).

21. Гидрогеохимические поля б подсолевых отложениях юго-западной части Прикаспия. - В кн.: Особенности технологии геохимических методов поисков месторождений нефти и газа (Тезисы докладов шкоды-семинара) Алма-Ата, 1990.

22. Новые данные по глубинным гидрогеологическим исследованиям подсолевых отложений восточного борта Прикаспийской впадины. -В кн.: Новые материалы по водонапорным системам крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений. М. 1991.

23. Гидрогеологическая модель Астраханского газоконденсатного месторождения. - В сб.: Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. Вып.10, М., 1990. (соавторы О.И.Серебряков, Е.М.Королева).

24. Газогидрогеохимические поля в подсолевых отложениях юго-западной части Прикаспийской впадины. - Геология нефти и газа, N 2, 1992 (соавтор Е.В.Стадник).

25. К вопросу о состоянии межколонного пространства сероводо-родосодержащих скважин. - В кн.: Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин. М. 1991. (соавторы В.И.Ильяев, А.А.Перейма, Р.А.Тенн).

26. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований. М. Недра, 1992 (соавторы Б.П.Акулинчев, Ю.Г.Ги-рин, Н.М.Петухова, О.И.Серебряков, A.A.Гемиров).

2?. Зональность и классификация водорастворенных газов Прикаспийской впадины. - Б сб.: Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения (Тезисы докладов). Санкт-Петербург, 1992.

28. Органогенные воды и гкдрогеохимическая зональность подсолевых отложений Прикаспийской впадины. - Отечественная геология, N 4, 1993 (соавтор А.В.Бочкарев).

29. Гидрохимический метод диагностирования межколонных флюи-допроявлений. - В кн.: Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М., 1992 (соавторы В.И.Ильяев, Е.П.Серебряков, P.A.Тени).

30. АВПД в подсолевых гидрогеологических объектах юга Прикаспийской впадины. - В га.: Строительство газовых и газоконденсатных скважин, М. 1993 (соавтор Ю.Г.Гирин).

31. Состояние и основные направления развития гидрогеологических исследований. - В кн.: Состояние гидрогеологических работ и пути повышения их эффективности на предприятиях РАО "Газпром". М., 1994.

32. Циклическое строение, закономерности распространения карбонатных формаций (КТ-1, КТ-2) в восточной части Прикаспийской впадины и их гидрогеологическая характеристика. В кн.: Циклические процессы в природе и обществе, выпуск 3, Ставрополь, 1995 (соавторы В.А.Гридин, С.А.Варягов).

33. Влагосодержание природных газов сероводородсодержащих месторождений. - Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: ИРЦ Газпром, N 2, 1996.

34. Технология газопромысловых гидрогеологических исследований. М. Недра, 1996 (соавторы Б.П.Акулинчев, Ю.Г.Гирин, В.С.Гончаров и др.).

35. Гидрогеологические условия формирования зон бессернистых газов. - Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М:-ИРЦ Газпром, N 5, 1996 (соавтор О.И.Серебряков).

36. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины / В сб.: Тезисы докладов XIV Губкинских чтений

"Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела". - М.: ГАНГ, 1996.

37. Das organogen Wasser und Seine Rolle bei der Bilding hudrochemischer Erdol-Erdgas-Anomalien // Zeitschrift für angewandte Geologie. - 1983. -N 8. -s.405-409.