Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогнозирование гидрогеологических обстановок в нефтегазодобывающих районах

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

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование гидрогеологических обстановок в нефтегазодобывающих районах"

.0 9"4; •

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

АКАДЕМИЯ НАУК СССР

ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

4

На правах рукописи ВОЛОБУЕВ Геннадий Павлович

УДК 553.98:556.3.06

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБСТАНОВОК В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНАХ

Специальность 04.00,17 - Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва 1991

Работа выполнена в Северо-Кавказском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (СевКавНИПИнефть).

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, профессор A.A. Карцев (МИНГ), доктор геолого-минералогических наук, профессор H.A. Еременко (ИГиРГИ), доктор геолого-минералогических наук, профессор Л.А. Ани-симов (Саратовский государственный университет).

Ведущее предприятие: Ростовский государственный университет.

Защита диссертации состоится " S " t'J^AXÄ^pJ^ jggj в /О " часов на заседании специализированного Совета

80.01 в Институте геологии и разработки горючих ископаемых по адресу: 117312, Москва, уп. Ферсмана, 50 (ИГиРГИ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГиРГИ.

Автореферат разослан // 1д91 г>

Ученый секретарь специализированного Совета, кандидат геолого-минералогических наук

В.Ф. Мазано»

' I ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Прогностическое направление гидрогеологических исследований становится основой решения многих прикладных задач гидрогеологии в связи с проблемой охраны природы в районах поисков и добычи нефти и газа, совмещенных нередко и с переработкой этого сырья. Далее - нефтегазодобывающие районы (НГДР). Это обусловлено резким увеличением объемов добычи нефти, газа и конденсата с попутными пластовыми водагли, что сопровождается существенны!,I нарушением сложившихся в природе равновесии; нарастанием глубин проникновения человека в недра Земли и возрастающими трудностями информационного обеспечения прогнозов последствий техногенных воздействий на геологическую среду; недостаточным уровнем теоретической обоснованности и методической оснащенности, снижающим достоверность указанных прогнозов и затрудняющим охрану природы в НГДР. В соответствии с ГОСТом 17.0.0.01.76, решение проблемы охраны природы в НГДР определяется диссертантом как достижение на основе -анализа и прогнозирования гидрогеологических обстановок (ГГО) оптимального соответствия уровней рационального использования природных ресурсов и вынужденного нарушения природных равновесий. Установлены первоочередные прикладные задачи, от решения которых зависит достижение указанного соответствия уровней: оценка перспектив нефтега-зоносности регионов и локальных структур; прогнозы гидрохимической и термобарической обстановок недр в исследуемом регионе и на конкретных его участках и характера вероятных изменении этих обстановок при разбуризании недр и эксплуатации продуктивных горизонтов (установление ожидаемого химического состава попутных пластовых вод, прогнозы появления техногенных возрожденных вод в нефтенасыщенной части коллектора и развития гидродинами-

ческой связи эксплуатируемого горизонта с соседними по разрезу); обнаружение водопроявлений в процессе бурения; выявление источников обводнения нефтяных сквакин; идентификация пластовых вод и оценка характера насыщения объектов испытания; прогнозная оценка допустимого"загрязнения вод для поддержания пластового давления (ПЦД); информационное обеспечение решения перечисленных задач в сложных геолого-технологических условиях и т.п.

По всем, кроме первой, задачам специальные методические разработки отсутствуют либо носят частный характер. Из оценки состояния вопроса о гидрогеологических прогнозах на I Всесоюзной гидрогеологической конференции в августе 1982 года в Москве следует, что гидрогеологическим прогнозам должна принадлежать доминирующая роль в решении проблемы охраны природной среды и соответственно определены следующие основные направления исследований по этой проблеме: а) теоретические исследования закономерностей процессов формирования подземных вод (ПВ) в условиях взаимодействия природных и техногенных систем как научной основы гидрогеологических прогнозов; б) разработка новых и совершенствование существующих методов гидрогеологических прогнозов; в) разработка требований к информационным обеспечениям гидрогеологических прогнозов и методики оптимизации гидрогеологических исследований.

Таким образом, сама ситуация, возникающая в ходе промышленного освоения НГДР, обусловливает актуальность прогнозирования ГГО, так как проблема эта соответствует современным направлениям развития теории нефтегазовой гидрогеологии, имеет бесспорное практическое значение и включает ряд задач, требующих научного решения.

Пели и задачи работы. Теоретическая цель - разработать теоретические и методические основы анализа и прогнозирования ГГО; цель, имеющая прикладное значение, - дать практически осуществи-2

ше методы решения первоочередных прикладных задач проблемы охраны природы в НГДР. Реализация этих целей обеспечивается решением вытекающих из них теоретических и методических задач, сформулированных ниже.

1. Конкретизация методологии гидрогеологических исследований в НГДР, включающая: а) оценку методологической оснащенности нефтегазовой гидрогеологии; б) уяснение объектов исследований и их особенностей; в) уточнение задач исследований; г) формирование набора исследовательских средств.

2. Количественное описание явления гидрогеохимическое зональности в подземной гидросфере.

3. Оценка роли техногенного этапа в развитии и познании природных водонапорных систем (ПЕНС).

4. Разработка новых и совершенствование существующих способов получения информации о подземной гидросфере, необходимой для характеристики гидрогеологических обстановок ПЕНС.

5. Разработка теоретических основ принципов и методов анализа и прогнозирования ГГО.

6. Создание методической базы прогнозирования ГГО для обеспечения внедрения и реализации вышеперечисленных разработок и решения первоочередных задач охраны природы в НГДР.

Мзтоды исследования и Фактический материал. Решение основных задач диссертации достигнуто на базз? исследований ПВНС, выполненных с помощью комплексного сравнительно-исторического метода с элементами системного подхода, конкретезированного с учетом особенностей гидрогеологических объектов. При этом использован фактический материал, полученный в руководимой диссертантом- лаборатории гидрогеологии и геохимии СевКавККПИнефти и в других лабораториях по подготовленным для них пробам, а такле соС^вйтянй им в производственных и начно-исследовательских организациях ря-

да нефтедобывающих районов страны. Аналитическая часть этого материала включает результаты исследований: более 12000 цроб ПВ, »1

в которых определялись макро- и микрокомпоненты (неорганические и органические); около 400 проб нефтей и водных вытяжек из них на содержание тех же микрокомпонентов; около 6000 проб горных пород в основном для оцэнки содержащегося в них органического вещества, а также для выявления неорганических элементов, изучения микроструктурных особенностей и их связи с коллекторскими свойствами пород; более 6000 проб сточных вод нефтепромыслов и нефтехимических предприятий для оценки их качества (плотность, рН, железо, хлор, сульфаты, щелочность, сероводород, ХПК, ВПК, нефтепродукты, количество механических взвесей и др.); более 250 цроб определений размеров и вещественного состава частиц, загрязняющих сточные воды; а также большой объем аналитических данных, полученных при экспериментальном изучении влияния различных природных и техногенных факторов на содержание и состав компонентов ПВ, процессов их смещения и т.п. Применялись разнообразные методы анализов, в том числв фотоэлектроколориметрический, люминесцентный, эмиссионный спектральный, атомно-абсорбционный, ( П -353), хромато-эффузиомасс-спектрометрический (МХ-1312В), ультрафиолетовой микроскопии (Ш1-2), растровой электронной микроскопии (¿-Ьоьсмбй-и^-2А) и др. Обработка материала осуществлялась на основе вероятностно-статистических методов при помощи ЭВМ.

Научная новизна работы. Впервые в нефтегазовой гидрогеологии на основе развития прогностического направления реализована целевая комплексная программа исследований по достижению оптимального соответствия уровней рационального использования природных ресурсов и неизбежного нарушения природных равновесий в НГДР.

К новым научным результатам относятся следующие поэтапные

разработки: принципы обобщенных показателей, прогнозно-натурного 4

моделирования и вероятностно-статистической оценки изучаемых процессов и явлвний; количественное описание явления гидрохимической зональности как основа методики количественных палеогид-рохимических реконструкций крупных нефтегазоносных бассейнов (НГБ); комплексный количественный палеогидрогеологический анализ НГБ; установление и описание явлений, характеризувдих формирование техногенных гидрогеологических систем (ТГГС); вскрытие одного из механизмов связи геохимии и геотермодинамики ПЕНС; естественно-промысловые модели (ЕБМ) формирования попутных пластовых вод и гидродинамических обстановок разрабатываемых залежей нефти; серия методических разработок для получения информации о подземной гидросфере в сложных геолого-технологических условиях; выполненные на уровне изобретений способы повышения надежности проводки глубоких скважин в соленосных породах и контроля за разработкой нефтяных залежей; концепция фоновых уровней (КФУ) показателей ГГО водоносных комплексов (ВК) элизионных ПВНС; эмпирические и аналитические зависимости, характеризующие процесс нагнетания воды в трещинные коллектора; методическая база прогнозирования ГГО на стадии проектирования поисков, разведки, обустройства и разработки залежей углеводородного сырья.

Практическая значимость и реализация работы в промышленности. Более обоснованно решаются первоочередные задачи проблемы охраны природы в НГДР, что выражается в следугацем.

Повышается степень обоснованности постановки поисково-разве-дочннх работ на новых площадях. Целесообразность использования палеогидрогеологических и гидрогеологических показателей в комплексе с другими критериями нефтегазоносности подтверждена получением промышленных притоков нефти на площадях Северо-Малгобекс-кая, Северо-Минэральная, Северо-Брагунская, Ханкальская, Северо-Ханкальская, Червленная. Палеогидрохимические реконструкции по

методике, предложенной диссертантом, осуществлялись также для региональной оценки перспектив нефтегазоносности, расчетов па-леогазонасыщенности вод, описания механизма и оценки масштабов газомиграоди, районирования регионов по преобладающему фазовому состоянию углеводородов и т.п. в Восточном и Центральном Предкавказье, Куйбышевском Поволжье, Тимано-Печорской провинции, Западной и Восточной Сибири, юго-восточном Устюрте, Ферганской депрессии и в других регионах. На конкретной методической основе в условиях развития сверхгидростатических пластовых давлений (СГПД) решается задача о принципиальной возможности строительства сква-ш заданной глубины и выбирается соответствующая конструкция такой скванины ("Грознефть", "Дагнефть", "Укрнефть", "Коминефть"). Повышается успешность провйдки скважин в породах эвапоритовой формации. Совершенствуется контроль процесса разработки залежей нефти и полнота ее извлечения из коллектора. Возрастает уровень получения информации о подземной гидросфере в сложных геолого-технологических условиях. Уточняется подсчет запасов углеводородов. Предотвращается загрязнение земель, поверхностных и подземных вод, восстанавливается энергия эксплуатируемых продуктивных горизонтов и одновременно экономятся значительные объемы пресных вод. Обеспечивается освоение энергии термальных вод на выработанных нефтяных залежах.

Апробация работы. Основные пологения диссертации доложены более чем на 30 Йсесгюзных, республиканских и других научных конференциях, совещаниях, семинарах, симпозиумах, опубликованы в 6 монографиях, более чем в 100 научных статьях, защищены пятью авторскими сви,' этельствами. Отдельные научно-методические разработки включен в учебную литературу, в первую мойографию по пале ог-идрогеглогии, в первое 6-томное издание "Основ гидрогеологии".

Одн'ла из условий выполнения данной работы автор считает

достоянные деловые и творческие контакты с геологами производственного объединения "Грознефть". Он искренне признателен ряду ведущих исследователей в области нефтегазовой гидрогеологии за ценные советы и замечания о ходе работы над диссертацией. Особую благодарность автор приносит настоящим и бывшим сотрудникам лаборатории гидрогеологии и геохимии (гидрогеологии и охраны природы) СевКавНИПИнефти Л.Е.Сокирко, Р.Д.Негиевичу, В.К.Щербаку, А.М.Никанорову, О.Б.Барцеву, И.Н.Суворовой, Л.Н.Шалаеву, при участии которых решались отдельные вопросы, а также заведующему лабораторией петрофических исследований и анализа пластовых неф-тей и газов И.С.Багову.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов и заключения. Она содержит 295 страниц текста, 35 таблиц, 101 рисунок, список литературы 280 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. Мзтодологические и методические принципы гидрогеологических исследований

1.1. Оценка состояния методологических разработок. В последнее время интерес к методологической проблематике отмечается как специфическое явление в геологии (В.В.Груза и др.). Гидрогеология - одна из дисциплин теологической науки, в силу чего она должна базироваться на методологии научных.исследований, относящейся к этой области. Определенную роль в формировании представляемой диссертантом методологической ориентации исследований сыграли работы С.П.Албула, Т.П.Афанасьева, Е.А.Барс, Е.А.Баскова, В.В.Бе-лоусова, Н.Б.Вассоевича, В.И.Вернадского, Ю.А.Воронина, Ю.П.Гат-тенбергера, В.В.Грузы, А.Е.Гуревича, Р.А.Еукова, Л.Н.Кашенко, А.А.Карцева, Б.М.Кедрова, В.Н.Корценштейна, Ю.А.Косыгина, И.В.Крутя, А.В.Кудельского, В.А.Кудрякова, Е.А.Куражковской,

В.И.Лебедева, Н.В.Лопатина, Ф.А.Макаренко, Г.И.Петрашеня, Е.В. Пиннекера, К.Е.Питьевой, Б.А.Савельева, В.Н.Садовского, С.И. Смирнова, М.Н.Субботы, В.Е.Хаина, Я.А.Ходжакулиева, А.Е.Ходькова, А.С.Щербакова, И.П.Шарапова, В.А.Штоффа, Э.Г.Кйина и др. Наиболее систематизированное изложение состояния методологических исследований в геологии содержится в монографиях В.В.Грузы, И.П.Шарапова, в коллективных трудах "Методы теоретической геологии" (1978), "Геология и математика" (1967) и др. Обобщая и схематизируя оценки, данные в этих работах, можно принять, что геология находится на стадии перехода от экстенсивного к интенсивному этапу развития. Последний характеризуется сменой исходных принципов, необходимость которой диктуется (по В.В.Грузе) относительно слабой разработкой познавательных средств и неметодическими способами познания, несовершенством системы геологических понятий и теоретической базы геологии, малыми возможностями в плане объяснения и особенно предсказания наблюдаемых явлений. Одной из основных причин отмечаемого является недостаточное развитие количественных методов. Становление новых принципов связано с ак-сиомотизацией, формализацией, моделирование'^изучаемых объектов и явлений, объединяемых системным подходом. Это подтверждается многими работами по конкретным задачам геологии, в которых указанными путями получены количественные результаты. В то .же время обычно поднимается вопрос об особенностях геологических объектов, затрудняющих достижение количественных оценок.

1.2. Особенности гидрогеологических объектов. Исследованиями акад. Б.М.Кедрова с философско-методологических позиций доказана необходимость рассмотрения способа существования минеральных и вообще неорганических веществ в пределах отдельного космического тела в качестве геологической формы движения. На практике одно из вероятных проявлений такого движения состоит в том, 8

что часто невозможно установить, какие тленно отклонения и детали (по В.В.Белоусову) отличают одно геологическое явление от явлений уже другого вида: каждое явление в геологии - результат сложного взаимодействия многочисленных и разнообразных природных факторов. Это осложняет, но не исключает поиск общих геологических закономерностей и их количественное описание. Такое заключение получаем, следуя диалектике категорий необходимости и случайности. Оно также подтверждается важной тенденцией, получившей развитие в трудах В.И.Вернадского, В.В.Белоусова, В.Е.Хаина и др.: если при изучении отдельных участков в соседних точках нередко фиксирувтся весьма существенные различия, то при охвате исследованием широкого региона, даже сквозь маскирующее влияние этих различий и вопреки им, может проявиться определенная общность фактов, явлений и т.п. Следовательно, важнейшей особенностью геологических закономерностей служит вероятностно-статистический характер их проявления. Особые физико-химические свойства воды, в том числе ее активность как растворителя, проникающая способность и, как следствие, вездесущность делают гидрогеологические процессы и явления наглядным подтверждением развиваемых положений. Подземные воды (ПВ) В.И.Вернадский определил как сложные динамические системы равновесия, находящиеся в теснейшей связй с окружающей средой. Это положение, имеет глубокий методологический смысл. В наиболее общем плане оно получает развитие в учении о геогидродинамических системах (1ТДС) или природных водонапорных системах (ПБНС) в работах Г.В.Богомолова, А.А.Карцева, В.В.Колодия, А.В.Ку-дельского, В.А.Кудрякова и др., а детальнее, с конкретизацией до природных термодинамических равновесий - в работах Д.С.Коряинско-го, А.М.Блоха и др. Именно с этих позиций и в таком смысле в реферируемой работе внедряются элементы системного подхода в гидрогеологические исследования в НГДР. В итоге, в качестве объектов

гидрогеологических исследований здесь определены ПЕНС и слагающие их относительно обособленные водоносные комплексы (ЕК), а внутри их - природные равновесия типа вмещающие породы (ВП) = подземные воды (ЛВ) = органическое вещество (позже - нефть) (ОБ, Н) = растворенные газы, формирующиеся в ходе сложного взаимодействия разнообразных факторов. При этом однозначно принимается, что наблюдаемые ГГО - равнодействующие влияний всех факторов.

Увязывая приведенные выше оценки, состояния методологических разработок в геологии, особенности гидрогеологических объектов исследований, а также опубликованные в последние годы представления о современной методологии научного исследования в гидрогеологии (Основы гидрогеологии, 1980) с опытом обобщения разнообразных гидрогеологических материалов, диссертант конкретизирует методологическую позицию прогностического направления исследований в связи с охраной природы в НГДР как комплексный сравнительно-исторический метод с элементами системного подхода.

1.3. Принципы получения количественных оценок. Комплекс методических принципов и приемов для реализации конкретизированной методологической позиции с получением в итоге количественных оценок изучаемых гидрогеологических процессов и явлений определен на основе анализа и синтеза работ по следующим направлениям: термодинамические расчеты, оценивающие энергетическую целесообразность развития и протекания различных реакций, влияющих на формирование ПВ оцределенных гидрохимических типов (А.Н.Бунеев, М.В.Валяшко, Н.К.Власова, В.И.Гуревич, И.Г.Киссин, С.И.Пахомов, В.И.Лебедев, В.Е.Посохов и др.); вероятностно-статистическая обработка гидрохимических материалов (Б.И.Беляев, Г.А.Вострокнутов, А.И.Гаври-шин, С.И.Смирнов и др.); математизация, моделирование и программирование геологических процессов, явлений (А.Б.Вистелиус, Ю.А. Воронин, А.И.Гавришин, В.В.Груза, А.Е.Гуревич, Л.Ф.Дементьев, 10

Ю.А.Косыгин, У.Крамбейн и Ф.Грейбилл, Н.В.Лопатин, Ж.Матерон, Р.Л.Миллер и Дж.С.Кан, В.Н.Озябкин, Г.И.Петрашень, Д.Д.Родионов, О.В.Сарманов, С.И.Смирнов, И.П.Шарапов, А.М.Щурыгин и др.). Кроме того, идея А.А.Карцева об использовании в геохимии комплекса величин в роли единого аргумента (геохронобата - млн.лет х км) развита диссертантом в принцип обобщенных показателей применительно к гидрогеологическим процессам, явлениям, закономерностям. В результате обосновано использование принципа обобщенных показателей в вероятностно-статистических моделях формирования и преобразования ПВ. Итогом реализации методологической позиции в работе фигурирует вероятностная модель процесса преобразования ПВ в зависимости от условий их залегания. Модель представляет собой функциональную зависимость, в которой аргумент - геохронобата, функция - осредняемые значения исследуемых гидрохимических признаков ПВ.

Особое внимание уделено в диссертации исследованиям ПВНС на техногенном этапе развития. В пределах нефтегазоносных, ПВНС в ходе активной разработки углеводородных залежей зарождаются техногенные гидрогеологические системы (Т1ТС). Это - ПВНС, в которых мощным техногенным воздействием оказались нарушены сложившиеся в естественных условиях энергетические равновесия, в частности, термодинамические, геохимические и пр., обусловливающие формирование ресурсов ПВ, из состава и условий движения. Начиная с определенного уровня нарушения отмеченных равновесий, подвижная часть воды, получаем^ попутно с добываемым продуктом, практически представляет собой смесь разных видов воды (вода проводящих пустот, пор матрицы породы, остаточная, возрожденная).

Одним из прямых следствий формирования ТГГС оказывается проявление их поверхностной компоненты за счет частичного переноса второй составляющей системы ВП = ПВ с определенного энергети-

ческого уровня литосферы на относительно нулевой уровень тропосферы. При этом в задачу изучения поверхностной компоненты формирующихся техногенных систем НГДР должны войти исследования характера основных изменений Ш, выведенных на поверхность, с точки зрения формирования сточных вод нефтепромыслов и нефтехимических предприятий, оценки разноплановых возможностей утилизации этих вод, предотвращения загрязнения окружающей среды, достижения комплексного использования и охраны недр. Успешность решения этих задач зависит и от уровня изученности глубинной компоненты Т1ТС, поскольку именно это направление гидрогеологических исследований позволяет заложить основу, необходимую для реализации комплексного сравнительно-исторического метода научного познания гидрогеологических объектов.

Таким образом, техногенный этап - особый период гидрогеологических исследований, основной особенностью методологии которых является принцип црогнозно-натурного моделирования отдельных характеристик ВЕС нефтеносных ПЕНС. Изучение наблюдаемых техногенно ускоренных цроцессов предполагает не только фиксацию результатов, но и целенаправленное воздействие на эти цроцессы с прогнозом вероятного их развития. Это обеспечивает подход к формирующимся ТГГС как к ЕПМ различного уровня, представляющим возможность наиболее полного учета всего разнообразия факторов, обусловливающих характер и особенности развития исследуемых процессов.

2. Гидрогеологические исследования природных водонапорных систем. ПВНС изучаются в аспекте формирования природных химических и~ термодинамических равновесий в их историко-геологическом развитии. Такое изучение предполагает необходимость ретроспективного подхода, основы которого заложены автором ранее (1966-1968).

2.1'. Вероятностно-статистическое отражение явления гидрохимической зональности. В сравнительном плане выполнено количест-12

венное описание явлений гидрохимической зональности для таких гидрогеологических разнородных регионов, как Предкавказье, Куйбышевское Поволжье, Западная Сибирь, Днепровско-Донецкая впадина (ДЦВ)' и Средняя Азия. Рассматриваемые регионы представляют широкий спектр условий залегания ПВ. Обработка выполнена с помощью ЭВМ по программе, составленной А.Я.Кашперским совместно с диссертантом. В результате выявлены количественные связи показателей химизма вод с геохронобатой и оценена теснота этих связей по каждому региону. Сравнительный анализ исследованных связей позволяет заключить, что при обработке достаточно представительных выборок основные тенденции характерных зависимостей, отражающих геохимическую зональность ПВ, проявляются даже при наличии различных отклоняющих факторов. В зависимости от конкретных условий установлены определенные особенности проявления интересующих нас тенденций. Так, при нарушении унаследованного характера процесса преобразований ПВ более рельефно проявляются количественные изменения, связанные с выщелачиванием ВП и накоплением солей в водах (Западная Сибирь); когда же процессы преобразования ПВ достигают более высокого уровня, можно получить довольно четкое количественное выражение качественных изменений ПВ, формирующих геохимическую зональность (Куйбышевское Поволжье, Предкавказье). Переход от количественных изменений ПВ к качественным происходит при различных уровнях концентрирования ПВ и зависит от исходной минерализации вод бассейна осадконакопления. Четкость выявленных связей зависит также от соотношения объема выборок и площади региона. В связи с отмеченным, степень четкости выявленных зависимостей по регионам оказалась различной, однако установлена несомненная идентичность характера изменения содержания основных катионов ПВ с ростом георфонобаты. Это доказывает принципиальную возмойнооть выявления количественных связей и характеристик, отражающих гид-

рогеохимическую зональность, а также правомерность обращения.к методу актуализма путем использования установленных количественных связей при палеогидро?симических реконструкциях,

2.2. Комплексный количественный палеогвдрогеологический анализ нефтегазоносных бассейнов. В диссертации дана первая методика комплексного количественного анализа НТВ, включающего реконструкции химического состава ПВ, их термики и динамики 1о времени и в пространстве. Отличительными особенностями данной разработки служат три принципа: I) обоснование правомерности обращения к методу актуализма; 2) признание определяющей роли фахйюров, связанных с условиями залегания вод; 3) базирование на истории геологического развития региона. Переход к количественному описанию осуществляется посредством обобщенного показателя геотектонического развития НТВ - мощности осадочных образований.

Основой комплексного аналйза послужила методика количественных палеогидрохимических реконструкций. Она базируется на существовании наиболее общей закономерности распространения ПВ в земной коре; на доказанной возможности количественного выражения этой закономерности; на историко-геологическом характере закономерности зонального распространения ПВ и вытекающей из этого правомерности обращения к методу актуализма. Методика реализуется в виде карт палеоминерализации изучаемых ЕК к характерным этапам их геологического-развития. Соответственно от всех известных прежде методику отличают следующие особенности, а). Объектом исследований служит непосредственно химический состав ПВ изучаемого ВК, отражающий всю сложность процессов его формирования, б). Выявление количественных зависимостей осуществляется в вероятностно-статистическом плане с привлечением большого объема фактического материала, в). Методика позволяет оценивать относительную соленость, состав вод бассейна осадконакоплвния и цреобразование во 14

времени минерализации, катионного состава седимэнтационных вод формирующихся Ш в зависимости от условий их залегания.

Методика полутала развитие в работах других исследователей. Как бесспорное обогащение ее следует рассматривать разработки Н.К.Филиповского (1975) и интересные модификации, выполненные В.А.Митрейкиной (1983). Как своего рода детерминированный вариант методики и достижение более высокого уровня формализации можно рассматривать и разработки Я.А.Ходжакулиева, Л.А.Абуковой (1980). В качестве общего недостатка упомянутых и других новых работ, развивающих палеогидрохимические реконструкции, следует признать отсутствие в них элементов дальнейшего углубления обоснования правомерности обращения к методу актуализуга.

Следующим этапом формирования методических основ комплексного количественного палеогидрогеологического анализа НГБ стали построенные диссертантом схематические карты совмещения палеоизо-мии и палеоизотерм юрского, нижне- и верхнемелового ЕК Восточного и Центрального Предкавказья. Исследования: велись совместно с A.M. Никаноровым и лично диссертантом были выполнены следующие разработки. Аналитический обзор работ, имеющих отношение к реконструкциям палеотемператур с целью выявления целесообразной схемы расчета палеотемператур, для изучения формирования теплового режима ПВ с момента возникновения ВК до различных этапов их геологической истории. Обоснование аппроксимации палеогидрогеотермических реконструкций исследованием теплового режима ВП во времени, включающее: признание существенной роли гидросферы в формировании теплового баланса Земли в целом, а также первостепенного значения ПВ в становлении геотемпературного режима конкретных участков земной коры; принятие осадочного комплекса ВП с насыщающими его ПВ в качестве единой энергетической системы (В.И. Вернадский, Е.А.Любимова, Ф.А.Макаренко, Г.М.Сухарев, Н.М.Фролов и др.). До-

казательство правомерности использования метода актуализма для палеотемпературных реконструкций ПВ в виде рабочего положения: геотермическая ступень как основа характеристики температурного поля Земли не претерпевает существенных изменений со времени образования ЕК, в которых в основном завершились процессы литифика-ции осадочных толщ. Составление схематических карт палеоизотерм и схем совмещения палеоизомин и палеоизотерм ВК к основным характерным этапам их развития. С учетом достижений витринитовой

термометрии (И.И../М$сов, В.И.Горшков, Н.П.Гречишников, Л.С.Шар-

си ч

ков и др.), экспериментальных определении максимальных температур нагрева глинистых пород по методу Л.Г.Стадникова установлено, что вычисленные по принятой схеме палеотемпературы как в отдельных точках, так и в пределах отдельных: зон существенно не отличаются от палеотемператур, определенных по двум другим, принципиально отличным методикам.

Палеогидродинамические реконструкции разрабатывались с О.Б. Барцевым на основе анализа известных методов (Самсонов, Качалов, Якобсон, 1966; Бурштар, Бизнигаев, 1969; Зерчанинов, 1971; Ади-лов, Гавич, Овчинников, 1967 и др.) и учета присущих им недостатков. При этом участие диссертанта свелось в основном к логический аргументации применимости метода актуализма для воссоздания прошлых гидродинамических обстановок и к увязке с единой основой комплекса палеогидрогеологических реконструкций, что в дальнейшем явилось одним из теоретических положений концепции формирования фоновых уровней показателей гидрогеологических обстановок ВК в условиях ЭПВНС (см.раздел 4). Соответственно для реализации количественных палеогидродинамических реконструкций в качестве обобщенного показателя энергетического состояния ВК был выбран коэффициент гидродинамический напряженности (Кн) - отношение пластового давления (Рпл) к условному гидростатическому (Рур). 16

Выявляемые закономерности изменения Кд по площади и глубже характеризуют длительное состояние гидродинамических обстановок, и реконструкция последних сводится к следующей операции. Совмещая карты палеоглубин (Н) к определенному этапу развития с картой изменения Кц в исследуемом 'ВК, можно получить неограниченное семейство точек пересечения изолиний Н с Кн, в которых палеодавле-ние находится перемножением исходных величин. По этим точкам строится карта палеодавлений, от которой несложно перейти к палеона-порам, пользуясь формулой приведения А.И.Силина-Бекчурина (1968), а также к другим гидродинамическим построениям. Входящие в комплекс карты палеоизобар юрского, нижне- и верхнемелового ВК Восточного и Центрального Предкавказья к отдельным этапам их геологического развития оцениваются диссертантом как качественные схемы с количественной информацией первого приближения.

На базе описанных реконструкций в диссертации представлено одно из возможных направлений оценки палеогидрогеологических условий нефтегазообразования, нефтегазонакопления в ВК в свете современных достижений в этой области знаний.

Градация катагенеза РОВ на современном этапе уточнялась для отдельных участков территории по данным компонентного состава битумоидов. В комплексе с палеотемпературными реконструкциями удалось количественно оценить преобразованность РОВ и выделить зоны развития ГШ по площади в исследуемых ВК Восточного Предкавказья на различных этапах их геологической истории. В дополнение к известным положениям о ГФН автором предложено для установления начала ГШ использовать характерные особенности процесса преобразования ПВ - возрастание градиента метаморфизации и снижение темпа роста общей минерализации, приуроченные к определенному температурному рубежу. Представленное направление оценки условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволило завершить

методику комплексного количественного палеогидроге ологического анализа НГБ составлением схематических карт развития ГШ в исследуемых ВК к характерным этапам их геологической истории как основы зонального прогноза перспектив нефгегазоносности региона. Дальнейшая детализация перспектив должна вестись с привлечением всего комплекоа показателей, характерного для данного региона (см.гл.5).

2.3. Модельные экспериментально-аналитические исследования формирования равновесий в минеральных ассоциациях типа ВП = ПВ = = ОВ, Н. В работах отечественных геохимиков и гидрогеологов моделирование получило весьма широкое развитие. Автором совместно с Л.Е.Сокирко и др. моделирование использовалось для проверки и объяснения наблюдаемых на конкретных объектах гидрогеологических особенностей (гл.З, 4), а также для оценки фоновых уровней концентраций отдельных компонентов ПВ - естественных индикаторов. Изучалась трехкомпонентная система ВП - ПВ = СВ. Особое внимание уделено компоненте ВП, взятой в двух модификациях: известняк, содержащий 3,3$ смеси окисленной нефти и битума смолисто-асфальте-нового типа; алевролит альб-аптских отложений с 0,7% ОБ в виде маслянистого битума. Истолченная порода смешивалась с водами хлоркальциевого (ХК)-, гидрокарбонатнонатриевого (ГОН), сульфатно-натриевого (СН) типов и с бидистиллатом в соотношении 1:3,5 в герметично закрытых бомбах из нержавеющей стали, предварительно обработанных хлороформом, промытых бидистиллатом и высушенных при = 100°С, и выдерживалась по 10 суток в термостате с ^=100,150 и 200°С с периодическим интенсивным встряхиванием. В исходных водах и в полученных вытяжках определялись летучие и нелетучие фенолы, летучие жирные кислоты, бензол и йодатная окисляемость; исследовались битумные фракции, экстрагированные из водных вытяжек хлороформом (из кислой и нейтральной сред) и изобутиловым спиртом; фиксировалось изменение неорганических компонентов. Выявлен-18

ные при этом особенности формирования водорастворимой органической компоненты ПВ сводятся к следующему.

Концентрация и состав ВРОВ зависят от обогащенности ВП РОВ и от типа последнего, от температурных условий залегания ПВ, от их общей минерализации и гидрохимического типа. В реальных условиях ВК воды их могут обогащаться за счет остаточного РОВ водорастворимым ОВ, в частности, летучими и нелетучими фенолами, летучими жирными кислотами, но не наблюдается обогащения вод бензолом. При переносе количественных оценок моделируемых процессов на реальные объекты необходимо иметь в виду искусственно повышенную возможность контактирования ПВ с РОВ и обязательно соотносить эти оценки с фактически наблюдаемыми концентрациями ВРОВ в условиях, принимаемых за фоновыд. В соответствии с этим в рассмотренном случае с ПВ верхнемелового ВК концентрации летучих фенолов до 3 мг/л и летучих жирных кислот до I мг-экв/л, вероятно, следует принимать в качестве признаков регионального развития процессов нефтеобра-зования.

3. Гидрогеологические исследования природных водонапорных систем на техногенном этапе их развития

3.1. Техногенез в НГДР. Автором вслед за Г.В.Богомоловым, Ю.П.ГаттенбЕргером, А.А.Карцевым, В.Н.Корценштейном обращено внимание на возможность и необходимость использования некоторых проявлений техногенеза ПВНС для решения ряда практических и теоретических задач нефтегазовой гидрогеологии. Выполнен ряд разработок, позволяющих полнее оценить роль техногенного этапа в эволюции ПВНС. Составлена схема пространственного проявления техногенеза в НГДР. Выделены две категории техногенеза; наземный и подземный (или нехногенез недр). Объектами проявления первого являются земли, поверхностные водоемы, атмосфера, второго - недра, представляемые природными системами: минеральная ассоциация ПВ =

= ВП = СШ, Ни гидродинамическая система ВП = ® (подземные флюиды). Наиболее общей формой проявления техногенеза в НГДР является нарушение установившихся природных равновесий.

3.2. Подземный техногенез. Г.В.Богомоловым, А.А.Карцевым, Ю.Г.Богомоловым (1971) показано, что в результате техногенеза недр формируются техногенные ГГДС. В диссертации предложена классификационная схема развития ТГГС (1978). В соответствии с принятым (по А.А.Карцеву) делением ПВНС, техногенные гидрогеологические системы могут получать развитие внутри ИЛЕНС, ЭПВНС или ТГПВНС. По характеру преобладающего воздействия формирующиеся ТГГС делятся на депрессионные (интенсивные отборы) и репрессион-ные (ПЦД), а также комплексные. В зависимости от активности области естественного питания на разных участках возможно активное либо затрудненное развитие техногенных преобразований.

Грозненский НГДР является интереснейшим полигоном изучения элементов техногенеза и особенностей формирования ТГГС. Его отличают уникальные гидрогеологические условия, большой объем исследовательских работ, выполненных здесь в прошлые годы известными учеными (И.О.Брод, Д.В.Голубятников, Н.Т.Линдтроп, В.М.Николаев. Г.М.Сухарев, А.А.Худаев, В.Н.Щелкачев и др.), а также результаты изучения гидрогеологии мезозойских отложений, полученные за последние 30 лет (О.Б.Барцев, Г.П.Волобуев, Н.А.Кузнецова, В.Д.Не-гиевич, А.М.Никаноров, Л.Е.Сокирко, И.Н.Суворова, Л.Н.Шалаев и др.). Основной объект рассмотрения - верхнемеловой ВК по выразительности развития ТГГС может служить своеобразным "эталоном" в силу его высокой начальной термобарической напряженности (диапазон температур около 70-200 °С, давлений - около 35-85 МПа) и интенсивных темпов разработки нефтяных залежей, связанных с ВК. Автором выделены и охарактеризованы следующие элементы техногенеза: активизация гидродинамической связи, вплоть до нарушения гер-20

метичности различных экранов, разобщающих соседние горизонты (наведенный или неконтролируемый Гидроразрыв); взрывообразное (по В.Н.Корценштейну) возрастание Рдф ; особенности динамики во-донефтяного контакта; геохимические преобразования пластовой прослоечной и законтурной воды; активизация сейсмических процессов; проседание земной поверхности и др. Крою конкретного фактического материала, полученного по верхнемеловому ВЕС, элементы техногенеза обосновываются и иллюстрируются сведениями из работ Г.М.Сухарева, М.В.Мирошникова (1963). Г.М.Сухарева (1972), A.A. Кузьмина с соавторами (1975), В.И.Петренко с соавторами (1979), М.З.Рачинского (1979), М.Н.Смирновой (1977), А.А.Никонова (1976), А.И.Спивака (1967, 1975), А.М.Никанорова (1977), Ю.П.Гаттенбер-гера (1984) и др.

Реализованы ЕПМ процессов формирования химического состава попутных вод нефтяных залежей, эксплуатируемых с нагнетанием вод с поверхности или без него и переформирования гидродинамической обстановки в ВК в связи с разработкой приуроченных к нему залежей нефти. В результате получен ряд количественных показателей. В пределах разрабатываемых залежей рост Рэ^ достигает 40 и более МПа; уменьшение общей минерализации попутных вод без влияния нагнетания вод с поверхности - от 24 до 37% к исходной, а с таким влиянием - от 49 до 77$; колебания содержания сульфатов около 5-18 мг-экв/л, карбонатов - 6-13 мг-экв/л; возникновение перепадов давления между соседними залежами от 5 до 18 МПа (по площади) и от 17,5 до 22,5 МПа (по разрезу); чрезвычайно высокие скорости фильтрации флюидов на депрессионных участках (200 м/сут. и более). С учетом данных экспериментально-аналитических исследований сформулирован ряд положений, имеющих практическое и теоретическое значение.

I). В процессе интенсивного дренирования зон нефтенасыщения

происходит смешение вод различного генезиса (активизация внутреннего источника опреснения ПВ), следствием чего является снижение минерализации и изменение химического состава попутных вод во времени. Характер изменений описывается процессами смешения ПВ в условиях их контакта с ВП. Прогноз характера изменения попутных вод базируется на предложенной обобщающей схеме процесса формирования их минерализации в условиях активного и затрудненного тех-ногенеза. Обобщающая схема характеризует "фоновую" направленность формирования попутных вод. 2). В недрах ЭПЕНС, в зонах активного депрессионного техногенеза, возникают условия, присущие ИПЕНС, что может соцровождаться заводнением нефтенасыщенного коллектора. Прогноз явления предлагается осуществлять через Рд^ , отвечающее фоновому уровню гидродинамической напряженности ВК - Кц (см.гл.4). 3). В условиях ЭПЕНС на участках эксплуатируемых нефтяных залежей проявляется зависимость минерализации и состава ПВ от РЭф Анализ этого явления в совокупности с положениями, сформулированными в пунктах I и 2, вскрывает взаимосвязь природных систем ВП = ПВ = = 0В,Н и ВП = ПФ, и "один из ее механизмов, доминирующий в формирующихся Т1ТС. 4). Взрывообразное изменение гидродинамической обстановки в ВК, являющимся очагом развития депрессионной ТГГС, обеспечивает проявление относительно разобщенных гидродинамических зон, формирование естественно-ограниченных резервуаров дренирования, возможность наведенных гидроразрывов и т.п. Последнее явление предлагается прогнозировать следующим образом. Согласно А.И.Спиваку, А.Н.Попову (1975), условие потери устойчивости и разрушения породы на границе с жидкой фазой при снижении в ней давления определится выражением;

ргб-рпл^ °'57<Гсж (!)

где - предел прочности породы при одноосном сжатии, Р^ -

боковое горное давление. Результаты лабораторных испытаний проч-22

ностных свойств тампонажного камня, подучаомого при температурах и давлениях, близких к пластовым, показывают изменение ¿Г^ в диапазоне 3,0-38,3 МПа. В условиях верхнемелового ЕК ТОО начальные пластовые давления (Р°д) могут быть аппроксимированы величиной Ргй (см.гл.4). Принимая это допущение, можно записать (I) в следующем виде:

Р£Л-Рпл^0'57Ссж ИИ ^3.0,57 6^ (2) Применительно к цементному камню это конкретизируется как

дР-г-1,7-21,8 МПа (3)

Данному условию удовлетворяют а Р, зафиксированные, например, на Брагунской, Октябрьской и других верхнемеловых залежах нефти.

Позитивным следствия.! изучения и учета проявлений техногене-за недр является ряд специальных методических разработок, обеспечивающих получение гидрохимической информации в условиях глубоко-залегающих объектов со слабыми коллекторскими свойствами, а также способы, повышающие надежность проводки скважин в соленосных породах и контроля за разработкой нефтяных залежей.. Влияние техногенных факторов на качество информации пока еще изучено недостаточно. Сложности решения вопроса связаны с необходимостью анализа смесей пластовых вод с буровым раствором (БР), с его фильтратом, с технической водой, с продуктами реакции соляной кислоты с породой и т.п. В реферируемой работе выделены и рассмотрены: выбор физико-химических показателей БР, характеризующих его пропорции в образующихся смесях; возможность влияния катионного обмена между глиной БР и электролитом пластовой воды на химический состав фильтрата смеси; уточнение компонентов, зависящих от избыточного содержания иона кальция; подбор компонентов для определения пропорций объемов смешивающихся пластовой воды и продуктов реакции или процента примеси продуктов реакции; поведение основных компонентов ПВ в различных ситуациях и др.

Например, при оценке влияния БР (глинистого) на характеристики пластовых вод установлено, что показателем может служить изменение плотности дегазированного ЕР. В смесях, содержащих меньше 80 объемных процентов ЕР, наблвдается близкая к прямолинейной зависимость плотности от содержания в них воды. Искажающее влияние на характер кривых смешения, вероятно, оказывают содержащиеся в твердой фазе растворимые соли и обменные процессы между частицами глины и водным раствором. Приведены конкретные примеры определения минерализации пластовой воды в смесях ее с БР при бурении и испытании.

Специальными лабораторными экспериментами, в том числе и на модели трещинного карбонатного коллектора (С.И.Чижов), установлено, что высокие содержания сульфатного и гидрокарбонатного ионов в пробах вод могут быть получены вследствие контакта вод с цементным каглнем при высоких температурах и давлениях или с обработанным БР (гипсование, известкование). В последнем случае общая щелочность меньше, чем в первом. Важно также иметь в виду, что в работающей скважине по мере установления состава воды концентрации гидрокарбонатных и сульфатных монов должны снижаться. Это отличает разбавленные сингенетидные пластовые воды (наряду с большей их минерализацией), например, от вод гомогенных смесей.

Преобразующее действие на пластовые воды может оказать из-ззстково-битумный раствор (ИБР). Например, рассол из верхнеюрских отложений скв. 89 Заманкул при содержании 186-189 г/л хлоридов оказался нестабильным. Содержащаяся в ИБР известь, реагируя с рассолом, давала гидроксид кальция Са(0П)2, в результате чего карбонатная щелочность исследуемых проб повышалась до 148172 мг-экв/л, а рН>10. Далее гидроксид кальция вытеснял НМ^ОЦ, реагируя с солями аммония рассола:

Сй ' снижении давления в горячем растворе равновесие сме-24 Ь

щается вправо, что сопровождается выделением газообразного аммиа-т&ХМцОЦ-У.МУ^ + ХНьО и создает эффект поступления его из скважины. Взаимодействие рассола с известью обогащает его кальциевым ионом, что при высокой щелочности нарушает стабильность раствора и приводит к выпадению хлорида натрия от 16,5 до 21,6 г/л.

Влияние соляно-кислотных обработок (СКО) проявляется в анализируемых водах повышенными концентрациями хлоридов, ионов кальция железа. Анализ фактических данных и результатов моделирования процессов показал, что в качестве компонента - индикатора пропорций возникающих смесей следует использовать ион кальция. В диссертации дана подробная методика учета влияния СКО, проиллюстрированная на конкретных примерах, включая и осложненные варианты. Для упрощенной графической обработки результатов с влиянием СКО предложена номограмма (Шалаев, Соклрко, Волобуев, 1979).

В свете работ Ц.Е.Альтовского, Б.И.Султанова, В.В.Колодия, Н.Е.Митина и П.К.Ляховича, А.М.Никанорова и Л.Н.Шалаева и др. в диссертации показана возможность влияния на минерализацию воды взаимодействия ее с газом.

Выполненным совместно с В.Д.Негиевичем исследованием спектральной характеристики ПВ мезозойских отложений ТСО в условиях техногенных воздействий обоснована возможность использования лития и меди для решения специальных задач, возникающих при бурении и эксплуатации скважин. Так, успешность разбуривания пород эвссто-ритовых формаций зависит от надежности контроля рассолопроявле-ний из вскрываемых соляных толщ. Обнаружение пластовых рассоло-проявлений на разных его стадиях обеспечивает предложенный способ контроля содержания лития в воде из разжидрнных пачек БР (а.с. .'.» 1149000). Данный индикатор в благоприятных условиях позволяет дифференцировать место притока рассола при одновременном вскрытии нескольких водопроявляющих объектов (а.с. № 1168703).

В реферируемой работе показаны и другие возможности использования результатов изучения техногенеза недр, в том числе и со ссылками на интересные работы Ю.П.Гаттенбергера, А.А.Карцева, В.Н.Корценштейна, В.И.Петренко с соавторами и др.

3.3. Наземный техногенез. В НГДР проявления наземного техногенеза являются следствием развития техногейеза недр за счет переноса одной из составляющих цриродной системы ВП = ПВ с определенного энергетического уровня литосферы на относительно нулевой уровень тропосферы. В термодинамической обстановке, резко отличной от пластовой, ПВ претерпевают фазовые изменения. К этому добавляются процессы смешивания ПВ с различными поверхностными и пластовыми водами, загрязнение реагентами, используемыми в нефтедобыче и т.п. В результате формируются промысловые сточные воды, удаление которых становится все более актуальной задачей в общей проблеме охраны природы в НГДР. В реферируемой работе уделено 'внимание оценке процессов, определяющих качество формирующихся сточных вод: нарушение химических равновесий ПВ за счет резкого изменения термобарических условий; смешение химически несовместимых вод; смешение вод, резко различающихся по степени их загрязненности; развитие сульфатовосстанавливающих бактерий. В работах А.М.Никанорова (1977), Ю.П.Гаттенбергера, В.Н.Дьяконова (1979), А.А.Карцева, А.М.Никанорова (1984) отмечаются недостаточность разработки отдельных теоретических положений, отсутствие сведений о константах в необходимом диапазоне условий, неполнота учета факторов, присущих реальным обстановкам. Частично восполняет отмеченное опубликованная автором совместно.с Л.Е.Сокирко серия графических зависимостей (минерализация вод от 25 до 45 г/л, температура 25-100°С, давление до 8 МПа). Показано использование получаемых решений для оптимизации проектирования схем сбора, подготовки и транспорта сточных вод. 26

4. Теоретические обобщения гидрогеологических исследований как основа прогнозирования гидрогеологических обстановок

Актуальность данной цели особенно значима для НГДР, где накопившийся фактический материал можно использовать для прогнозных оценок. В диссертации результаты предшествующих исследований ПВНС обобщены в ряд разработок, развивающих такие составляющие современной нефтегазовой гидрогеологии, как учение о гидрохимической зональности, литогенетическая теория формирования ПВ, учение о ШНС, палеогидрогеология НГБ. Разработки эти в комплексе с уже рассмотренными используются в качестве теоретических основ принципов и методов анализа и прогнозирования ГГО при решении прикладных задач проблемы охраны природы в НГДР.

4.1. Эволюционная модель формирования вод (ЭМФВ) зоны нефте-насыщения и ореольных участков и органической составляющей этих вод. Разработка ЭМФВ осуществлена на базе литогенетической теории происхождения ПВ (М.Г.Валяшсо, И.К.Зайцев и И.Н.Толстихин, Л.Н. Капченко, А.А.Карцев и др.) и комплексного количественного палео-гидрогеологического анализа. Использованы также гипотезы конденсационных и солюционных вод (В.В.Колодий, А.М.Никаноров и Л.Н.Шалаев, Б.И.Султанов и др.), рабочая схема процессов нефтегазообра-зования в мезозойских отложениях ТСО (см.4.3), элементы техноге-неза формирующихся TITC, схема размещения и классификации вод зон нефтенасыщения и ореольных участков (см.4.2). Выделены и описаны три характерных этапа формирования ПВ, определивших в итоге их особенности. Первый 'этап - общий для всех вод в пределах формирующейся ПВНС. Он может характеризоваться как элизионнным (этап 1э), так и инфильтрационным (этап 1и) режимами ПВНС. Следует различать процессы метаморфизации вод внутри самого комплекса - прямой ход метаморфизации и с участием подстилающих и перекрывающих толщ. В зависимости от гидравлических связей изу-

чаемого Ш со смежным по разрезу этап I может обеспечить либо сохранение вод бассейна осадконакоплвния, их прямую метаморфизацию и соответствующие ей фоновые уровни гидрохимических характеристик, либо полное (частичное) промывание ВП зоны водами подстилающих-перекрывающих отложений и преобразование, возможно, до фоновых уровней уже другой исходной воды. Второй этап начинается со скопления капельно-жидкой нефти и предполагает оттеснение всей подвижной воды проводящих пустот за контур формирующегося нефтяного скопления (зона нефтенасыщения). Вероятно совмещение во времени второго этапа с Г®. Развитие процесса может носить эволюционный и революционный характер (сосредоточенные внедрения флюидов). При эволюционном развитии за контуром окажется преобразованная вода бассейна осадконакопления, йроконтактировавшая с нефтью. Она и образует в благоприятных условиях исходный ореольный участок. Общая минерализация ее и состав в идеале будут близки воде пор матрицы ВП. Та же характеристика будет и у остаточной воды в нефте-насыщенной зоне. Такой результат ожидается в случае незначительных влияний рассеянной разгрузки смежных толщ и размыва ореола в самом ВК. В иных случаях законтурная и остаточная воды будут представлены соответствующими смесями. Революционное развитие процесса может привести к формированию положительных и отрицательных гидрохимических аномалий, к значительному вымыванию и (или) разбавлению остаточных вод гомогенными смесями и выделяющимися из них пресными водами в системе проводящих пустот коллектора. В порах матрицы ВП и в этом случае должны сохраниться преобразованные сингенетичные воды.

Третий этап (техногенный) получает развитие после установления практически прямой связи ВК с поверхностью и подробно рассмотрен в гл.З.

В свете изложенных цредставлений об эволюции ПВ зоны нефте-

насыщения требуются существенные коррективы при решении ряда практических вопросов. Рассмотрение с позиций ЭМФВ, например, особенностей изменения содержания ВРОВ на разных стадиях разработки залежей приводит к определенной схеш формирования органической составляющей вод зоны нефтенасыщения. При этом необходимо подчеркнуть многоплановый характер зависимости формирования и переформирования концентраций ВРОВ от особенностей конкретных этапов геологической истории ПВ, от различных параметров природной системы ВП = ПВ = 0В,Н в целом и отдельных ее составляющих и от развития элементов техногенеза. Этим объясняется большая сложность установления пределов фоновых и аномальных содержаний ВРОВ и необходимость весьма осторожного, непременно, комплексного использования их в качестве критериев в нефтепоисковой гидрогеологии.

4.2. Схема размещения и генетических взаимоотношений вод зоны нефтенасыщения и ореольных участков. При изучении трещинных коллекторов установлена следующая особенность распределения ПВ во ВП в зоне нефтенасыщения: основной объем ПВ сосредоточен в весьма слабо проницаемой матрице (до 90^ общего объема флюидов, насыщающих ВП). Около 90% общего объема проводящих пустот занято нефтью и около 1% - остаточной водой (Л.Н.Шалаев, Г.П.Волобуев, Л.Е.Со-кирко, 1980). Из анализа ЭМФВ следует, что взаимодействие ПВ на разных этапах формирования указанного выше распределения характеризовалось различными энергетическими затратами и соответственно механизмами массопереноса. До нескольких порядков разницы между проницаемостями проводящих пустот коллектора и пор матрицы ВП могли обеспечить естественные генетические отличия заполняющих их ПВ. Прямыми экспериментами (Кузьмичев, Багов, Шалаев, Сокирко, 1981) показано: в нормальных условиях ВП ( верхнемеловые известняки и нижнемеловые алевролиты) могут работать как мембраны. С учетом отмеченных, а так;;;е ранее рассмотренные особенностей, про-

29

являющихся в основном на техногенном этане развития ПВНС, разрат-ботана схема размещения и генетических взаимоотношений вод зоны нефтенасыщения и ореольных участков.

В ней, помимо традиционно рассматриваемых, видов ПВ, особое* внимание уделено внутреннему источнику их формирования: выделена и классифицируется группа возрожденных вод (ВВ) (по А.А.Карцеву). Процессы возрождения могут протекать как в самом Ж (сингенетич-ные ВВ), так и во вмещающих его толщах (эпигенетичные ВВ). Син-генетичные ЕВ могут быть обязаны своим проявлением естественному развитию ВК или техногенным преобразованиям в нем (естественные и техногенные ВВ). Это деление может быть распространено и на эпигенетичные ВВ. Определенным своеобразием в подгруппе эпигене-тичных вод обладают-воды гомогенных смесей. Хотя образующиеся из этих смесей конденсационные или (и) солюционные воды тоже являются возрожденными и тоже - внутренним источником, они - производная самих флюидов, а не производная ВП. Поэтому данная разновидность возможна лишь при наличии собственных зон нефтенасыщения во вмещающих исследуемый ВК толщах.

4.3. Рабочая схема процессов нефтегазообразования и нефтега-зонакопления (в мезозойских отложениях Терско-Сунженской области). Вопросы нефтегазообразования нефтегазонакопления решались в работах многих исследователей названного региона. Одни из последних представлений изложены В.А.Станулисом и коллективом авторов (В.Д.Талалаев, В.Г.Вершовский, С.А.Аветисьянц, Г.П.Горелов и др.). Разработка диссертанта, не противореча этим представлениям, является гидрогеологическим аспектом освещения проблемы. Отличие его в том, что он дает ретроспективный анализ развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, из которого следует, что процессы эти носили эволюционный характер с выраженной цикличностью, отражающей историю геотектонического развития региона. 30

Положения данной схемы нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволяют объяснить и увязать между собой большинство из фактически выявленных особенностей гидрогеологической обстановки исследуемого региона.

4.4. Концентрация фоновых уровней (КФУ)' характеристик водоносных комплексов. КФУ исходит из "основного закона (по Т.П.Афанасьеву, Ф.А.Макаренко) существования ПВ в земной коре, осадочной оболочке и в Земле в целом". Каждый из ЕК; формируясь в свое геологическое время, проявляется и как достаточно самостоятельное геологическое образование. Формирование собственных фоновых уровней характеристик каждого ВК предстает как выражение их своеобразия и присущих им особенностей. В научную базу КФУ объединяются: количественное описание гидрохимической зональности; литогенети-ческая теория формирования ПВ; количественные палеогидроге©логические реконструкции; учение о ПЕНС с поэтапной конкретизацией режимов развития ВК, дополненное делением ТГГС и ЭМФВ зон нефте-насыщения со схемой размещения и генетических взаимоотношений этих вод; представления о возрожденных, конденсационных и солю-ционных ПВ, развернутые в понятие о внутреннем источнике формирования и опреснения ПВ и другие теоретически разработки. Конкретизация основных проявлений КФУ дана в диссертации в привязке, в основном, к мезозойскш,I Ж Восточного и Центрального Предкавказья.

Гидрохимическая обстановка ВК есть результирующая разнообразных процессов преобразования минеральной ассоциации ВП = ПВ в соответствии с ее энергетическим потенциалом. Основными характеристиками гидрохимической обстановки ВК определены: общая минерализация ПВ, комплекс отношений эквивалентных содержаний главных ионов а также гипотетических солей

(СоС^Д^б^) и ДР- Как основная модель преобразования ПВ от условий их залегания использована вероятностно-статистическая за-

31

висимость характеристик гидрохимической обстановки от геохроно-баты. Впервые полученная с ее помощью обобщенная схема совмещения вероятных изменений общей минерализации ПВ последовательно в условиях инфильтрационной, элизионной и термодинамической ПВНС явилась концентрированным выражением и иллюстрацией КФУ показателей гидрохимической обстановки ВК. На кривой изменения обобщенного показателя облика ПВ выделяется четыре характерных участка, каждый из которых отвечает зоне преимущественного развития конкретных цроцессов, стремящихся привести минеральную ассоциацию ВП=ПВ в термодинамически устойчивую систему. Участок I характеризует зону, где либо продолжают действовать факторы, присущие ИПЕНС, либо сохраняются следы их влияния. Участок 2 представляет зону преимущественно количественных изменений ПВ. Для нее характерны процессы обогащения ПВ солями за счет выщелачивания ВП и набор фонового уровня концентрации раствора, отвечающего энергетическому уровню формирующейся термодинамически устойчивой природной системы ВП=ПВ. Участок 3 соответствует зоне, в которой после достижения определенного уровня концентрации раствора за счет основных солей наблвдается стабилизация величины общей минерализации и получают преимущественное развитие процессы качественных изменений ПВ за счет разнообразных обменных реакций. Участок 4 характеризует переход системы в зону влияния ВВ (включая конденсационные, солюционные). Для этой зоны характерно снижение уровня достижимого потенциала накопления солей в ПВ за счет внутренних источников, которое при определенных значениях вызывает нарушение установившихся химических равновесий в минеральной ассоциации ВП=ПВ, после чего наступает новая фаза развития процессов концентрирования (возвращение к участку 2 на новом энергетическом уровне). Данная обобщенная схема удачно конкретизирована на примере верхнемелового ВК Терско-Сунженской нефтеносной области: построена первая 32

количественная схема изменений общей минерализации ПВ от условий их залегания, учитывающая влияние внутреннего источника опреснения, что подтверждает правомерность практического использования КФУ при прогнозировании характеристик гидрохимической обстановки глубокопогруженных ЕК.

Существующие представления о формировании гидродинамической обстановки ЕК пока еще весьма неоднозначны. Обстоятельные обзоры по данной проблеме выполнены рядом исследователей (Б.А.Тхостов; К.А.Анихиев; Е.В.Кучерук, Л.П.Шэндерей; В.М.Добрынин, В.А.Серебряков; У.Х.Фертль и др.). Логически целесообразными представляются схемы, обобщенные и развиваемые Ю.А.Висковским (1984). В реферируемой работе как обязательные приняты следующие особенности интерпретации упомянутых схем. Явление увеличения пластового давления с глубиной носит практически глобальный характер. Оно легко увязывается с действием закона всемирного тяготения, вызывая представление нарастающей с накоплением толщи осадков нагрузки, которая в определенной мере передается флюидам, насыщающим ВП. Представляется наиболее правдоподобным, что именно сила тяжести обеспечивает при соответствующих условиях определенный уровень гидродинамической напряженности природной системы ВП=ПВ. Системный подход к изучению энергетического состояния ВК ЭПВНС позволяет представить, что в системе ВП=ПФ в эволюционном плане противоборствуют силы, с одной стороны, создающие нагрузку на ВП и ПФ, с другой, - обеспечивающие зарождение и в дальнейшем сохранность СГЛД. Известно, что минимальный уровень гидродинамической напряженности присущ открытым НВНС, с хорошо выраженными областями питания и разгрузки и с относительно свободным водообменом, т.е. ИПВНС. В них отношение Рдд/Р^ (коэффициент гидродинамической напряженности - 1^) близко к единице. По мере возрастающего затруднения оттока и сокращения расходной части баланса ПФ в систе-

ме Р^ увеличивается и К^ возрастает до определенного уровня, способного обеспечить динамическое равновесие выделенных выше противодействующих сил. Такую гидродинамическую обстановку, возникшую в ВК как результат эволюционного развития ЭПВНС, логично принять в качестве исходной фоновой, а отвечающий этой обстановке обобщенный показатель энергетического состояния 1ЩНС - Кц - как фоновый уровень гидродинамической напряженности (к|) при фоновом значении Р^ (Г^л). В дальнейшем установившееся в системе ВП=® равновесие и отвечающий ему К^ способны сохраняться в ней до тех пор, пока в действие не вступят факторы, обеспечивающие существенно более высокие скорости нарастания Рпл, либо наоборот - его падения. Таким образом, именно Кд, обоснованный ранее в качестве обобщенного показателя энергетического состояния ПВНС, позволяет количественно охарактеризовать фоновый уровень ее гидродинамической напряженности. Видимо, можно считать, что к| будет определяться изолирующими, флюидоулорными свойствами ВП, обусловленными их физико-механическими характеристиками. В различных областях земного шара в подавляющем большинстве случаев Р^, а также поровое давление (РПОр). стремятся к Рге0, не превышая его. Это, во-первых, указывает на ведущую роль Ргео в формировании СГЦЦ, во-вторых, обозначает естественный верхний предел Рпл в ВК ЭПВНС. Подтверждает последнее и то, что давлвние гидроразрыва пласта (Рр) в основном меньше Ргео и составляет 0,49-0,91 Рге0 (Р.М.Дйдашев, Л.Г.Сапунов, Г.А.Мамедов и др.). Достижимость верхнего предела Рпл лимитируется прочностными свойствами и (или) герметизирующими особенностями пластов коллекторов с вмещающими их породами, с одной стороны, и способностью последних передавать насыщающим породы флюидам нагрузку, создаваемую перекрывающей толщей пород,-с другой. Сравнительно малая вероятность одновременного идеального выполнения обоих этих условий объясняет исключительную ред-34

кость сохранности Р__ на упоила Рто„

Ш1 Xв и»

Обращаясь к механике горных пород, отмечаем соответствие приведенных логических построений понятию разложения Ргео с выделением горизонтальной составляющей - бокового горного давления (Р^), определяемого по формуле: = Ррдо» где с I - коэффициент бокового распора, зависящий от коэффициента Пуассона - (^ ). Если принять для упрощения ряд условий, установленных Ф.И.Котяхо-вым (1977), А.И.Сгётаком, АЛ.Шповым (1975) и др., п. = Тогда, чем пластичнее ЕЛ, насыщенная Ш, тем лучше она воспринимает нагрузку вышележащих толщ и передает ее ПФ, т.е. трансформирует эту нагрузку в Р^. Следовательно, в условиях ЭВПНС, характеризующихся гидродинамической закрытостью Ж, Р^ допустимо ап-цроксимировать Ргй: Р^ Х-Рг<$ = и.Ргео (4). Представленные основные положения КФУ гидродинамической напряженности в Ж ЭПЕНС убедительно обосновываются в реальных условиях верхнемелового ВК выявленными региональными особенностями гидродинамической обстановки исследуемых объектов и составлением расчетных прогнозных значений Р^ с фактическими, определенными различными способами.

К числу гидрогеотермических характеристик можно отнести теп-лофизические свойства ВП, слагающих Ж, соответственно их температуры, геотермические градиенты и ступени. Последние, несмотря на зависимость их от многих факторов, при относи-

тельном постоянстве теплового потока для конкретных зон определяют геотемпературный режим и распределение температур по площади Ж в различные периоды их геологической истории. Вероятно, при про^грс равных условиях геотермический режим конкретного Ж на каждом этапе его развития следует рассматривать как результирующую диалектической взаимосвязи тешгофизических свойств ВП и теплового потока. При этом теоретическую зависимость температуры недр от глубины получим из приближенного решения уравнения теплопровод-

, '"Ар-

ности: ьй (5), где ^ - искомая температура

(°С) на глубине Н (м); "Ьц^ - замеренная температура на глубине Н^ в скважине с установившимся тепловым режимом; ^ = тепло-

вой поток (Вт/м^) на глубине Н^; - теплопроводность горных пород (Вт/м^ °С) в условиях глубины Нр- - геотермический градиент (°С/м) в интервале глубин Нр вычисляемый по замерам температур в скважинах с установившимся тепловым режимом; Л -теплопроводность в пластовых условиях пород, по вещественному составу аналогичных отложениям, находящихся ниже глубины Нр 1гс~ толщина слоя горных пород с теплопроводностью , лежащих ниже глубины Нр

Теоретически модель формирования результирующей отмеченной взаимосвязи тепловых свойств горных пород и теплового потока можно свести к следующему. Относительно постоянный по плотности тепловой поток встречает на своем пути переслаивание различных лито-логических толщ с присущими им теплофизическими свойствами. В соответствии с последними каждая из толщ оказывает определенное сопротивление тепловому потоку, становясь при этом своеобразным аккумулятором переносимого тепла и обусловливая его распределение в недрах. При этом чем больше тепловое сопротивление, тем большая энергия необходима для его преодоления и тем больше "емкость аккумулятора", а, следовательно, выше уровень прогрева данной лито-логической толщи. В наиболее прогретой толще пород оказывается максимальный геотермический градиент и минимальная геотермическая ступень. Для полноты представленной модели следует добавить, что,

как теперь^тановлено экспериментальными исследованиями ряда авторов (А.И.Масленников; Е.А.Любимова с соавторами и др.), уровень прогрева пород в свою очередь влияет на их теплофизические свойства. С учетом известных данных исследования температур в "сверхгорячих" скважинах, нацример, Я Роса де Бенавидес Рэнч (Дж.Айвес) 36

и др. можно заключить, что в условиях жесткой термобарической обстановки существенно нивелируется отчетливо выраженная на поверхности дифференциация теплофизических характеристик осадочных горных пород по их литологии: значение теплопроводности осадочных пород основных типов (по Д.М.Дьяконову) стремится к одной и той же величине, близкой к I &т/м х °С.

Заключая формирование КФУ показателей гидрогеологических обстановое, следует обратить внимание на следующее. Выдвигаемая концепция находится в очевидном согласии с учением В.И.Вернадского о геосферах, связавшим земные оболочки и присущие им явления физика-химических равновесий с учением о термодинамических равновесиях, и может рассматриваться в качестве одного из частных проявлений учения о геосферах.

В философском аспекте формирование фоновых (упорядоченных, равновесных, термодинамических или энергетически оправданных) уровней показателей гидрогеологических обстановок предстает как отчетливое проявление процесса отбора в неживой природе (Н.Бор; Н.Винер; А.Н.Заварицкий; H.A.Умов; А.Е.Ферсиан; Е.А.Савельев и А.С.Щербаков), в частности, отбора в гидрогеологии.

5. Прогнозирование гидрогеологических обстановок в связи с охраной природы в нефтегазодобывающих районах.

Теоретические основы анализа и прогнозирования гидрогеологических обстановок дают возможность разработать методы решения ряда прикладных задач проблемы охраны природы в НГДР.

5.1. Прогнозирование при проектировании поисково-разведочных работ. В данную группу задач включены выбор комплекса гидрогеологических показателей перспектив нефтегазоносности и разработка гидрогеологической составляющей обоснования поисково-разведочных работ (в рамках комплексного проекта на новую площадь).

для вопроса о показателях перспектив нефтегазоносности харак-

37

терны большое количество предложенных шжазателвй и сложность их унификации. В объяснении такой ситуации важно иметь в виду объективно формирующуюся естественно-щюет^анкгвенную дифференциацию равновесий природной системы ВП=ПВ=Ш,Н, ©¿¡условленную геологическими особенностями ВК, а также осойвавостями их техногенеза. С учетом отмеченного, диссертантом принимаются следующие исходные ириш 1ИТПТ реализации тдрогболшиувишо! показателей нефтегазоносное ти. I). Наиболее общими для нефтегазоносных ПЕНС могут быть признаны показатели регионального развитая процессов нефтегазооб-разования как прямые, так и косвенные. 2} Те или иные критерии тесноты связаны в природной систеш ЕЕЫОВ=ОВ,Н, принимаемые в качестве показателей наличия локальных залежей УВ, не имеют, как правило, принципиальных преиыупрств дауг перед другом: эффективность каждого из них зависит от степени соответствия особенностям конкретного участка, сформировавшийся в ходе его геологического развития, а также проявившимся на техногенном этапе.

Главная отличительная осооенность ¡принимаемого автором подхода к вопросу о показателях нефгеназояосности - эволюционно-ге-нетическое содержание, обеспечиваемое выполненными теоретичеокими разработками (см. 2., 3., 4.). СЗфорыщюванный с обоснованных позиций комплекс показателей для конкретного региона (ТСО) объединяет признаки эволюционности и регаональности процессов нефтега-зробразования как отражения их геологической сущности и одновременно относительной локальности цроцессав нефтегазонакопления. В качестве первых взяты комплексный количественный анализ палво-гидрогеологического развития мезозойских Ж в пределах НТВ и характер рассеяния йодидов в ПВ, вторых - корреляционная связь между Kg и геологическими запасами, гидрохимические аномалии, некоторые компоненты ЕРОВ и ыикроэлвментного состава ПВ, в частности, медь. 38

Гидрогеологическая составляющая обоснования поисково-разведочных работ проекта обеспечивает прогноз Р^ и Рр ВП, пластовой температуры и гидрохимических показателей. На этой основе решается вопрос о принципиальной технической возможности строительства скважин проектируемой глубины в районах со сложными геологическими условиями. Первостепенная роль в этом отводится прогнозу Р^ и Рр. Аналитический обзор литературы показал отсутствие общепринятых методик предварительного, до бурения скважин, прогноза Рдд и Рр. Диссертантом опубликовано "Методическое руководство по прогнозированию Рдд и Рр при проектировании глубокого бурения" (1983, 1986), утвержденное в П/0 "Грознефть" в качестве рабочего документа, которое содержит исходные теоретические положения, аналитические расчеты давлений, подтверждение правомерности таких расчетов и методику прогнозирования гидродинамических условий разреза проектной площади. Прогнозирование завершается построением графика совмещенных эпюр градиентов (Г).давления Г^ и Гр. Принимая во внимание характер и вид осложнений, на графике выделяют зоны совместного бурения различных горизонтов. Основным условием совмещения при этом является разница между максимальными и минимальными значениями Гпл и Гр. График является основой для выбора оптимальной конструкции скважин. На данной методической основе в СевКавНИПИнефти реализована программа составления графика на ЭВМ.

Наиболее общепринятыми принципами прогноза температуры в НГДР до последнего времени продолжали оставаться принципы аналогии и экстраполяции. Одно из последних крупных обобщений выполнено в этом плане Ю.А.Висковским (1984). Трудности реализации указанного подхода вызывают весьма слабая охарактеризованность прямыми замерами температур на глубинах свыше 4-4,5 км и экспериментально установленное влияние•температуры (150°С и более) на теп-