Роль підземних вод у формуванні та руйнуванні покладів нафти і газу

Кафедра загальної та прикладної геофізики
Реферат з гідрогеології на тему:
Роль підземних вод у формуванні та руйнуванні покладів нафти і газу
Виконав:
студент групи 3152
Іонов Олександр
Перевірив:
Джамалом Р. Г.
Дубна, 2004

Гідрогеологічної структури НАФТОГАЗОНОСНИЙ БАСЕЙНІВ
Підземні води нафтогазоносних басейнів розрізняються за умовами походження, залягання і руху. Дуже часто генезис підземних вод визначає їх умови залягання, а умови залягання (морфологія скупчення вод) визначають їх умови руху. Проте не менш часто умови походження, залягання і руху вод не залежать один від одного.
Гідрогеологічних структур
Найбільша гідрогеологічна структура - гідрогеологічний басейн - скупчення підземних вод, приурочене до великих тектонічних елементів земної кори. І. К. Зайцев (1974 р.) гідрогеологічні басейни розділив на два класи: артезіанські структури та гідрогеологічні масиви. Серед артезіанських структур їм виділено: 1) артезіанські басейни (різного роду западини), 2) артезіанські склепіння (антеклізи і склепіння), 3) адартезіанскіе басейни (близькі до артезіанських, але відрізняються від них широким розповсюдженням пластово-тріщинних і тріщинно-жильних вод) , 4) вулканогенні суббассейни (скупчення переважно Покрово-порово-тріщинних вод). Серед гідрогеологічних масивів виділено: 1) адмассіпи, складені метаморфізованими осадовими і вулканогенними породами, і 2) вулканогенні супермассіви, утворені потужними товщами лав і їх туфів, накладених на інші гідрогеологічні структури (Покрово-тріщини-порові води).
Великим недоліком зазначеної схеми є віднесення до артезіанських всіх басейнів підземних вод, приурочених до осадових відкладень різного роду западин, без урахування особливостей їх гідродинаміки і генези підземних вод. Це змусило нафтовиків-гідрогеологів шукати нові підходи до вирішення питань гідрогеологічної систематики.
У нафтовій геології в якості основних одиниць нефтегеологіческого районування прийняті нафтогазоносний басейн і нафтогазоносні провінція, область. При виділенні нафтогазоносних басейнів основними є умови генерації УВ, а при виділенні провінцій і областей - єдність умов нефтегазонакопленія. Однак і в тому і іншому випадку провідний фактор при нефтегазогеологіческом районуванні - тектонічний. Виділення нафтогазоносних басейнів і нафтогазоносних провінцій - це два різних, але не виключають один одного принципу нефтегеологіческого районування. Вибір одного з цих принципів визначається конкретними завданнями тієї чи іншої роботи. При гідрогеологічної систематизації «басейновий» принцип кращий, тому що басейни пластових вод і нафтогазоносні басейни приурочені до одних і тих же великим, довгостроково розвиваються негативним елементам тектонічних структур, заповнених осадовими породами. Н. Б. Вассоевіч (1970 р.) нафтогазоносний басейн назвав нафтогазоносних осадовим басейном, і це поняття було більш вузьким, ніж поняття «осадово-породний басейн», так що не всякий осадово-породний басейн може бути нафтогазоносних.
М.І. Субота, А.Ф. Романюк та Я.А. Ходжакуліев виділили чотири типи гідрогеологічних басейнів: 1) осадово-породні депресійні (басейни артезіанські та нафтогазоносні), 2) осадово-породні гірничо-складчасті, 3) глибового-масивні (гідрогеологічні структури щитів) і 4) океанічні. Гідрогеологічні басейни мають різну площу: від декількох тисяч до декількох мільйонів квадратних кілометрів. Природно, гідрогеологічна характеристика та умови нафтогазоносності різних за розмірами басейнів не однакові. За площею басейни поділяються на такі групи (млн. км ^2): 1 - гігантські (> 1), 2 - великі (0,3-1), 3-середні (0.05-0,3), 4 - дрібні (<0 , 05).
У розглянутих класифікаціях гідрогеологічних структур у якості класифікаційної ознаки взята морфологія скупчення вод. Однак при розробці гідрогеологічної таксономії слід врахувати й інші важливі характеристики гідрогеологічних структур: морфологію скупчення вод, тобто форму їх знаходження в літосфері, умови руху підземних під (гідродинамічні умови або природа енергетичного потенціалу) і генетичну природу підземних вод.
При всьому різноманітті геологічних форм знаходження підземних вод у літосфері гідрогеологічні басейни за умовами залягання (морфології скупчення віл) в принципі можна розділити на два основних типи: басейни пластових під і гідрогеологічні масиви тріщинних і жильний-тріщинних вод.
Басейни тріщинних і жильний-тріщинних вод розташовуються і межах кристалічних щитів і гірничо-складчастих областей. Тріщина водоносність спостерігається і в кристалічному фундаменті басейнів пластових вод, особливо в стародавній корі вивітрювання фундаменту. У покривних відкладеннях щитів нерідко розвинені порово-пластові води. Поклади нафти і газу асоціюються з басейнами пластових віл, тому на характеристиці останніх зупинимося більш детально. Правда, є родовища УВ і у фундаменті таких басейнів, в його верхній тріщинуватій частини, проте генетично вони єдині з пластовими покладами.
Пол басейном пластових вод розуміється скупчення вод, приурочене переважно до осадових порід, що заповнює негативні тектонічні елементи земної кори (синеклізи, западини, прогини). Басейн пластових вод складається з проникних водоносних пластів, що об'єднуються в горизонти, комплекси і поверхи з напірними водами, розділених водоупорами. У верхній частині розрізу басейн пластових вод вінчається суббассейном безнапірних грунтових вод. Ложем басейну служать породи фундаменту. Тріщинні підземні води, приурочені до верхньої тріщинуватої частини фундаменту, по генетичній природі близькі до контактують з ними пластовим водам.
У нафтогазовій гідрогеології широко використовується термін «природна водонапірна система». При всіх відмінностях термінологічних під природного водонапірної системою мається на увазі водоносний пласт або сукупність водоносних (гідрогеологічних) горизонтів або комплексів, що містять напірні води і приурочених до певних геологічними структурами. Так, природна водонапірна система може бути змістом окремого басейну пластових вод або система басейнів великого сегменту земної кори. Наприклад, водонапірна система Прикаспійської западини або водонапірна система Східно-Європейської платформи. У тому і іншому випадку маються на увазі сукупності напірних горизонтів або комплексів підземних вод певних тектонічних елементів земної кори. Водонапірна система може характеризувати і стратиграфічний інтервал розрізу. Наприклад, водонапірна система мезозойської-кайнозойських відкладень Прикаспійської западини. Таким чином, природна водонапірна система може мати різний обсяг - від пласта до серії пластів, а за площею - від гідрогеологічного району до басейну або групи сполучених басейнів. Тому при використанні терміну «природна водонапірна система» необхідна конкретизація об'єкта.
За умовами формування гідродинамічного потенціалу природні водонапірні системи істотно розрізняються. Можна виділити дві принципово різні гідродинамічні (геогідродінаміческіе) системи: безнапірних (грунтових) та напірних (переважно пластових) вод. За природою енергетичного потенціалу геогідродінаміческіе системи напірних вод поділяються на інфільтраційні і ексфільтраціонние.
У інфільтраційних водонапірних системах напір створюється за рахунок інфільтрації атмосферних і поверхневих вод. Природа енергетичного потенціалу гідростатична, і відповідно системи цього типу також називаються гідростатичним. Для таких систем пластовий тиск р визначається формулою

де Н - п'єзометричного натиск; γ - щільність рідини; g - прискорення сили тяжіння.
У ексфільтраціонних водонапірних системах напір у водоносних пластах створюється за рахунок фільтраційного видалення рідини з одних пластів (або їх частин) в інші пласти (або їх частини) без поповнення запасів із зовнішніх областей живлення. Ексфільтраціонние водонапірні системи поділяються на елізіонние літо-статичні (геостатичної), геодинамічні та термогидродинамических (термогідратаціонние).
У елізіонних літостатіческого водонапірних системах напір створюється внаслідок вичавлювання вод з ущільнювальних опадів і порід у колектори і частково за рахунок ущільнення самих колекторів з вижиманням вод з одних частин в інші. У результаті процесу ущільнення утворюється надлишок рідини Q _хат. Ріст тиску відбувається відповідно до закону

, Де Δр-приріст тиску; β - коефіцієнт стисливості рідини; V ₀ - загальний об'єм рідини в водонапірної системі.
Отже, в елізіонной літостатіческого водонапірної системі

.
Найбільша кількість рідини віджимається із зон максимальної потужності опадів, тобто з найбільш занурених частин западин. Системи ці закриті: або повідомлення із земною поверхнею зовсім немає, або напір створюється в зонах розвантаження. Внаслідок цього в елізіонних літостатіческого системах пластовий тиск, як правило, вище умовного гідростатичного. І це перевищення тим більше, чим більше ступінь закритості системи.
У елізіонних геодинамічних водонапірних системах джерелом гідростатичною енергії є геодинамічної тиск; тектонічна стискання призводить до виникнення високої пластової енергії. Такі системи зустрічаються переважно в областях інтенсивної складчастості і підвищеної сейсмічності. У складчастих областях та передгірних прогинах пластовий тиск часто перевищує умовне гідростатичний в 1,8-2 рази.
У елізіонних термогидродинамических водонапірних системах природа енергетичного потенціалу обумовлена вивільненням рідини в процесі термічної дегідратації мінералів.
Природні "водонапірні системи гідрогеологічних басейнів різняться і за походженням підземних вод: інфільтраційні природні водонапірні системи містять інфільтраційні водні розчини, літостатіческого елізіонние - седіментогенние (талассогенние) водні розчини переважно морського генезису, в термогидродинамических і геодинамічних водонапірних системах значну роль починають грати літогенні й відроджені водні розчини .
НАФТОГАЗОНОСНИЙ БАСЕЙН ЯК ЧАСТИНА БАСЕЙНУ пластових вод
У басейнах пластових вод спостерігається складне поєднання різних геогідродінаміческіх систем з генетично різними класами підземних вод. Кожен басейн пластових вод вінчається геогідродінаміческой системою безнапірних (грунтових) вод. Глибше по розрізу басейну пластових вод досить часто залягають безнапірні пластові води (з вільним дзеркалом підземних вод). Нарешті, серед напірних вод простежується складне поєднання інфільтраційних і ексфільтраціонних водонапірних систем. Цілком припустимо, що навіть у межах одного і того ж гідрогеологічного горизонту або комплексу у внутрішніх частинах басейну розвинена ексфільтраціонная водонапірна система, а в обрамленнях басейну - інфільтраційна. Внаслідок цього не так просто обмежити водонапірну систему нафтогазоносного басейну в гідрогеологічному басейні - басейні пластових вод.
І.О. Брід і його послідовники вважали, що нафтогазоносний басейн є частиною артезіанського басейну. Вони виключали з нього крайові зони басейну і перш за все області інфільтраційного живлення і прилеглі зони «активного водообміну», де умови для збереження УВ несприятливі. Інтуїтивно відчуваючи виключну роль підземних вод у онтогенезі нафти і газу, І.О. Брід тим не менш не зміг визначити водонапірну систему нафтогазоносного басейну - до того часу відомостей про природні водонапірних системах було явно недостатньо для вирішення цього складного питання.
Недоліком інформації можна пояснити і появу згодом внутрішньо суперечливого поняття «нафтогазоносний артезіанський басейн». У класичному розумінні артезіанський басейн являє собою комплекс водоносних шарів, що складають різного роду прогини (западини, синеклізи тощо) із зовнішньою областю живлення. Для таких басейнів характерні води інфільтраційного генезису, а природа гідродинамічного потенціалу - гідростатична. У міру розбурювання нижніх поверхів нафтогазоносних басейнів все частіше стали розкривати ексфільтраціонние водонапірні системи з іншими природою гідродинамічного потенціалу та генезисом підземних вод (літостатіческого, геодинамічні та термогідратаціонние елізіонние водонапірні системи). Ряд гідрогеологів такі водонапірні системи стали відносити також до артезіанських басейнів, тим самим істотно розширивши поняття «артезіанський басейн».
Так як і басейни пластових вод і нафтогазоносні басейни приурочені до осадово-породним басейнів, останні є для них родовим поняттям. Для нафтогазоносного басейну основною характеристикою служить онтогенез нафти і газу - генерація УВ, формування і зберігання їх покладів. Практично всі осадові товщі містять розсіяне ОВ, яке в сприятливих умовах генерує УВ. Ці сприятливі умови зберігаються там, де осадові породи добре ізольовані від впливу поверхневих факторів, інакше кажучи, в зоні поширення ексфільтраціонних водонапірних систем. Очевидно, що формується осадово-породний басейн буде повністю відповідати нафтогазоносної з ексфільтраціонной водонапірної системою. Якщо процес накопичення опадів перерваний і осадово-породний басейн виведений на денну поверхню, то в крайових його частинах і в покривних відкладеннях почнуть формуватися інфільтраційні водонапірні системи, які несприятливі для онтогенезу нафти і газу. Отже, межами нафтогазоносного басейну слід вважати кордон між ексфільтраціоннимі і інфільтраційними режимами в межах водонапірних систем басейну.
Проте останнім часом отримані дані, що й до водонапірним системам з інфільтраційних режимом можуть бути приурочені поклади УВ. що дозволяє розширити обсяг нафтогазоносних басейнів у межах пластових водонапірних систем.
ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ стадійність розвитку НАФТОГАЗОНОСНИЙ БАСЕЙНІВ
Басейн пластових вод з ексфільтраціонной водонапірної системою спочатку починає розвиватися в межах басейну седиментації. Па цьому етапі кордону басейну пластових вод з ексфільтраціонной водонапірної системою і нафтогазоносного басейну. збігаються. Н епохи перерв у осадконакоплении при настанні континентального режиму в крайових частинах і у верхніх горизонтах осадово-породного басейну починає формуватися інфільтраційна водонапірна система. У невеликих за площею і малопотужних осадово-породних басейнах інфільтраційної режим досить швидко поширюється на всю площу і глибину басейну пластових вод, у великих басейнах ексфільтраціонний режим зберігається тривалий час.
Глибина і швидкість проникнення інфільтраційних вод у надра осадово-породного басейну визначаються фаціальні особливості пластів-колекторів, гіпсометричним становищем областей інфільтраційного живлення, ступенем тектонічної порушеності що складають басейн порід та іншими геологічними умовами. Глибоким розвідувального буріння у внутрішніх частинах майже всіх нафтогазоносних басейнів Російської Федерації установлено стародавні седіментогенние води з тією або іншою часткою літогенних вод, а самі водонапірні системи знаходяться на ексфільтраціонних етапах розвитку. Глобальна спрямованість розвитку гідрогеологічних структур осадових басейнів від ексфільтраціонних до інфільтраційних систем неминуча для будь-яких тектонічних елементів земної кори. Різна лише інтенсивність процесу: чим більше і глибше осадовий басейн, тим довший процес перебудови його водонапірної системи.
У направленому розвитку водонапірної системи нафтогазоносного басейну виділяють три етапи.
Перший етап - зародження гідрогеологічної структури. Величезне геохімічне різноманітність глибинних підземних вод в осадових породах закладається в басейні осадконакопичення на стадії седиментогенезу, а їх подальший вигляд визначається особливостями літогенезу порід. Так, води, захороняется разом з опадами у прісноводних басейнах, як правило, характеризуються невисокою мінералізацією. Навпаки, для солеродних басейнів характерні високомінералізовані розчини. Взаємозв'язок між особливостями геохімічного вигляду глибинних підземних вод і порід у процесі літогенезу простежується у всіх літогенетіческіх зонах. Тому продуктом літогенезу є не тільки нафта і газ, а й глибинні підземні води. На стадії седиментогенезу ще в донних мулах починається перетворення седиментаційних вод, мулів, ВВ і еміграція продуктів їх перетворення.

Другий етап - диференціація твердої та рідкої фаз, міграція флюїдів і формування покладів ВВ. Якщо у донних мулах вміст води досягає 90%, то в метаморфічних сланцях воно знижується до 1%. Отже, процеси літогенезу пов'язані переважно з видаленням флюидной фази - води, нафти і газу. Воістину домінантою літогенезу є диференціація рідкої і твердої фаз. У процесі цієї диференціації тверда (породи) і флюидная (вода, нафта, газ) фази постійно змінюються, впливаючи один на одного.
Другий етап розпадається на три підетапи. На першому підетапи відбувається еміграція седиментаційних вод (на стадії діагенезу в інтервалі глибин до 600-800 м осад втрачає до 75% води) і генерація біогенних газів - формуються родовища біогенних природних газів. Другий підетапів характеризується «народженням» літогенних, органогенних, відроджених вод і вод віджимання, генерацією жирних газів і нафт, формуванням переважно нафтових і газоконденсатних родовищ. Другий підетапів приурочений до глибин 1-6 км і температурному інтервалу 85 - 125 ° С. У цих умовах набухаючі глинисті мінерали перетворюються в ненабухаючого, що супроводжується вивільненням води в обсязі 14-15% від загального об'єму породи. Все це призводить до зміни хімічного складу глибинних підземних вод і до інверсії в гідрохімічний розріз підземної гідросфери. На третьому підетапи формуються переважно літогенні й відроджені води, але обсяг знову утворилися вод незначний. З УВ генерується переважно метан, і формуються метанові родовища нижньої газової зони.
Розглянуті підетапи диференціації твердої і рідкої фаз пов'язані зі стадіями літогенезу: перший підетапів припадає на стадії діагенезу, раннього і середнього протокатагенеза, другий - на стадії пізнього протокатагенеза і мезокатагенеза, третій - на стадії пізнього мезокатагенеза і апокатагенеза.
Третій етап - інфільтраційне розвиток гідрогеологічної структури, переформування і руйнування покладів ВВ.
Гідрогеологічні дослідження У НАФТОГАЗОПОШУКОВИХ МЕТОЮ
Методів гідрогеологічного опробування
При підготовці для гідрогеологічного випробування свердловина основний-об'єкт досліджень підземних вод нафтогазоносних районів - повинна бути обсаджена колоною, інтервали, що підлягають випробуванню, перфоровані. Потім зниженням у колоні рівня рідини, що заповнює се перед перфорацією до гирла, викликають приплив пластових флюїдів. Свердловина вважається підготовленою до досліджень, якщо технічні води привибійної зони і колони замінені пластовими. Для об'єктивної оцінки аналізу фактичного матеріалу необхідно дати характеристику проведених робіт з підготовки свердловини до досліджень, вказати обсяг відкачаний рідини, зміна щільності, подати відомості про відновлення рівня води, вказати період знаходження свердловини в спокої після освоєння.
Рівень води в свердловинах заміряють від поверхні землі, площини ротора або верху фланця кондуктора. При високих газових факторах необхідно навести дані по газонасиченості вод у зв'язку з можливим виділенням вільної газової фази у вигляді бульбашок.
Щільність пластових вод входить в багато формули при гідрогеологічних розрахунках. Особливо велике значення щільність має при розрахунках наведеного тиску і встановлення гідродинамічної складової перепаду напорів. У практиці гідрогеологічних робіт щільність води встановлюють в польових умовах ареометрами, а точніше в лабораторних умовах - піктометром. Дуже важливо вказати температуру води, при якій визначалася щільність. Наближено щільність можна визначити по мінералізації поди.
Відбір глибинних проб води займає важливе місце при гідрогеологічному випробуванні. Вивчення газонасиченості підземних вод у пластових умовах можливо лише шляхом відбору проб спеціальними глибинними пробовідбірники. Останні герметично закриваються на потрібній глибині в момент відбору проб, тобто при тиску, близькому до пластовому. На денній поверхні газ виділяється у вільну фазу і переводиться в спеціальні ємності. Для більш глибокої дегазації, особливо при малій газонасиченості, пробовідбірник підігрівають. Однак цей спосіб малоефективний при високій концентрації у воді кислих газів (сірководню, вуглекислоти), основна частина яких залишається у розчиненому стані у воді глибинної проби. Ці недоліки звичайного методу відбору глибинних проб усувають застосуванням інших методик і спеціальних приладів. У камерах останніх визначається кислий компонент пластових вод хімічно зв'язується насиченими розчинами вуглекислого кадмію (для сірководню) і гідроксидом барію (для вуглекислого газу).
Поряд з методом відбору глибинних проб, які звичайно застосовуються при високій газонасиченості пластових вод, існують і інші методи добування розчинених газів з слабогазонасищенних вод. У цих випадках застосовують термодегазатори різної конструкції.
Відбір проб на хімічний аналіз найбільш доцільно проводити глибинними пробовідбірниками або з гирла свердловини в умовах інтенсивного самовиливом.
Вимірювання температури в свердловинах найчастіше проводять ртутними максимальними термометрами, витримують 30 хв. Рідше застосовують електричні термометри. Однак досить часто абсолютні величини температур, заміряні електричними термометрами у великому діапазоні глибин (2-5 км), помітно розходяться з результатами замірів ртутними максимальними термометрами: розбіжності в інтервалі глибин зазначених досягають 10-20 ° С. Геотермічні дослідження в свердловинах передбачають досягнення в них температурної рівноваги між колоною, заповненої водою або глинистим розчином, і породами заколонного простору. Така рівновага встановлюється за 10-20 днів.
В'язкість пластових вод визначають у лабораторних умовах. Для разом необхідно відібрати спеціальні глибинні проби пластових вод із зазначенням їх температури, мінералізації, пластового тиску, вмісту в них розчинених газів та їх складу.

МЕТОДИ ОБРОБКИ МАТЕРІАЛІВ ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ
Обробка фактичних матеріалів по вимірах рівні води в свердловині (або напору а випадку переливають свердловин) передбачає побудову графіка залежності наростання рівня від часу. Крива відновлень рівня може мати крутий чіткий перегин, після чого вона стає паралельної осі часу, або повільно виполажівается .. При швидкому відновлений статичного рівня досить зробити невелике число вимірів, щоб переконатися в статичному його становищі. При повільному встановленні рівня час спостереження збільшується. Дані про абсолютні відмітках статичних рівнів підземних під досліджуваного району є основою для побудови схем ізопьез.
Обробку фактичних матеріалів по газонасиченості пластових вод проводять на основі отриманих за допомогою пробовідбірників даних дослідження. Користуючись відповідними формулами, коефіцієнтами і номограмами та інших авторів, необхідно перерахувати обсяг газу на сухий стан, нормальні умови і на 1 л пластової поди. Лише після цього можна оперувати цими даними для зіставлення газонасиченості різних проб води один з одним і для розрахунків пружності розчинених газів.
Найбільш простий спосіб визначення пружності, який може бути застосований при низькому тиску насичення (до 5 МПа), заснований на законі Генрі:

, Де V - об'єм газу і 1 л пластової воли, наведений до температури-4 ⁰ С і атмосферному тиску; k _p - коефіцієнт розчинності газу і воді, при пластових умовах; р - пружність розчиненого газу. При складному складі розчинених газів визначають парциальную пружність кожного з газів, а загальну пружність знаходять як суму парціальних пружних.
Якщо тиск насичення вище межі застосовності закону Генрі, пружність газу визначають (з урахуванням температури і мінералізації) на основі графіка. При складному складі розчинених газів слід користуватися розрахунками пружності, заснованими на фазовому рівновазі складних систем. Важливий елемент систематизації даних по газонасиченості підземних вод - складання різних графіків і карт. При великій кількості даних склад газів наносять на графік-трикутник. Для виявлення закономірностей в межах одного гідрогеологічного комплексу будують графіки-профілі складу газів або карти складу розчинених газів. Важливим параметром пластових вод є тиск насичення (пружності) газів. Дані по пружності газів узагальнюються на графіках, що наочно показують співвідношення тиску насичення і гідростатичного (пластового) тиску. Так само будуються карти пружності газів або карти коефіцієнта насиченості

(Р _р - тиск насичення газу, р _в - гідростатичний тиск).
Систематизація та обробка результатів вивчення хімічного складу підземних вод має на меті встановити взаємозв'язок хімічного складу води за літолого-фаціальні особливості водовмісних порід, гідродинамічними умовами регіону і покладами УВ. Найбільш поширені способи систематизації та обробки хімічних аналізів води це побудова гідрохімічних графіків і складання гідрохімічних профілів і карт. Найбільший інтерес викликають карти зміни загальної мінералізації, а також змісту окремих компонентів, таких, як хлор, бром, йод, сульфат-іон і ін
На практиці гідрогеологічних досліджень нафтогазоносних районів систематизацію, аналіз та обробку результатів геотермічних спостережень виробляють насамперед за такими напрямками:
побудова графіків зміни температури з глибиною по дослідженим свердловинах;
складання геотермічних профілів, на яких відображено розподіл ізотерм на різних глибинах;
складання карт або схем ізотерм поверхні різних горизонтів;
складання карт ізотерм по зрізах на різних глибинах;
побудова узагальненого графіка зміни температури з глибиною для району в цілому.
РОЛЬ ПІДЗЕМНИХ ВОД У ФОРМУВАННІ І руйнування Поклади нафти і газу
Провідна роль підземних вод у процесах міграції УВ і формування їх покладів визнається більшістю дослідників. Ще в перших роботах М. Менна (1913 р.), Дж. Ряча (1921, 1923 рр..) Та інших дослідників були викладені уявлення про освіту покладів ВВ в результаті виділення газів з підземних вод і спливання крапельок нафти. Останнім часом вивченням гідрогеологічних умови формування покладів нафти і газу займалися багато дослідників. Найбільш повно вивчено питання міграції та гідрогеологічні умови формування покладів газу.
УМОВИ МІГРАЦІЇ НАФТИ І ГАЗУ В ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ СТРУКТУРАХ
Вивченням питань міграції вуглеводневих газів і нафти займалися багато радянських і зарубіжні дослідники. Відомі різні класифікації процесів міграції нафти і газу. Виділяють міграцію вертикальну і латеральну, чи пластової, первинну і вторинну. Під первинною міграцією розуміють переміщення нафти і газу з нефтегазоматеринский (переважно з слабопроникних, тонкодисперсних порід у прилеглі колектори, а під вторинної - переміщення нафти і газу за колекторським пластів з подальшим утворенням їх покладів.
Проблема первинної міграції (еміграції] УВ з нефтегазоматеринский. Переважно глинистих товщ, є найбільш складною в загальній проблемі генезису УВ і формування скупчень. Багато дослідників міграцію УВ пов'язують з підземними водами. Реальність водної форми міграції УВ стає особливо ясної якщо врахувати, що нафта, газ і глибинні підземні води - неминучі продукти літогенезу, загального процесу, при якому відбувається диференціація твердої і рідкої (флюидной) фаз.
Тут важливо мати на увазі дві обставини: перше ¾ на кожній стадії літогенезу генерується певна асоціація УВ і формуються (народжуються) певного типу підземні води, друге ¾ в процесі літогенезу еміграція нафти, газу і води протікає синхронно, на що вказує однотипність зміни пористості глин і піщано-алевритових порід і вмісту в них бітумойдов з глибиною.
Видається можливим виділити три крупні етапи диференціації твердої і рідкої фаз.
Перший етап приурочений до стадії діагенезу та раннього протокатагенеза до інтервалу глибин до 1200 1500 м. На цьому етапі генеруються біохімічні гази, а з осадів видаляються води, успадковані від басейну седиментації, з глибиною зростає роль фізично і хімічно пов'язаних вод. Спільно з віджимаємо водами в водорастворенном стані емігрують значні обсяги вуглеводневих газів Проте завдяки малій Газоємка вод та інтенсивної генерації газів можлива їх вільна міграція.
Другий етап припадає на інтервал пізнього протокатагенееа і мезокатагенеза, коли генеруються жирні гази і нафти і видаляються фізично і хімічно пов'язані води. Підвищена і висока температура, велике внутріпоровое тиск І особливі властивості цих вод сприяють виносу великих мас рідких УВ, жирних і сухих газів у вигляді водних розчинів. Крім істинних розчинів важливу роль в еміграції УВ на цьому етапі грають газоконденсатні розчини, емульсії нафти у воді.
Третій етап диференціації твердої і рідкої фаз припадає на стадії пізнього мееокатагенеза і апо-катагенезу, коли йде генерація сухого метанового газу, а з порід видаляються хімічні пов'язані води; у складі газів з глибиною зростає частка вуглекислоти. Наявність прісних літогенних вод, високих температури і тиску сприяє виносу УВ у вигляді істинних водних розчинів Проте обсяг літогенних вод незначний, і певна частина газу емігрує у вільному стані.
Міграції УВ в водорастворенном стані. Можливість водної еміграції вуглеводневих газів визначається їх доброю розчинністю. Експериментально встановлено широкий діапазон зміни розчинності природних газів в залежності від мінералізації, температури і тиску. Так, розчинність метану і дистильованої поді змінюється від 0,05 м ³ / м ³ при тиску 1 МПа і нульовій температурі до 50,3 м ³ / м ³ при тиску 188,8 МПа і 280 ° С і до 135.2 м ³ / м ³ при 354 ° С і тому ж тиску. Мінералізація значно знижує розчинність вуглеводневих газів: при 250 ° С, тиску 107,8 МПа і мінералізації 280 г / л розчинність метану знижується до 6.5 м ³ / м ^3.
Фактична газонасиченості підземних вод нафтогазоносних басейнів змінюється в широких межах. Добре вивчена газонасиченості підземних вод до глибин 3 - 4 км, де вона зазвичай складає 1-5 м ³ / м ³ рідше більше. З глибиною зростають температура і тиск і, отже, збільшується гаеоемкость підземних вод. Мінералізація знижує розчинність газів, проте з глибин 3 - 4 км і менш з'являються маломінералізовані лужні води, що різко позначається на Газоємка вод. Особливо високою газонасиченості характеризуються підземні води зон АВПД з низькою мінералізацією. Видно, що зі зростанням тиску розчинність вуглеводневих газів в підземних водах стає унікальною.
Дані про високу газонасиченості вод глибоких зон нафтогазоносних басейнів отримані і зарубіжними дослідниками. Так, газонасиченості вод у вкв. 1 площі Една-Делкабр, пробуреної па узбережжі Мексиканської затоки (США), на глибині 3800 м склала 9,3 м ³ / м ^3. При дослідженні глибинної проби води з нафтоносного горизонту на узбережжі Мексиканської затоки встановлена газонасиченості води до 27 м ³ / м ^3. Нарешті, з свердловини, пробуреної на глибину 6000 м поблизу Батон-Ружа в Луїзіані (США), отриманий приплив води з газонасищенкостью 92,8 м ³ / м ^3.
Значне підвищення розчинності УВ в підземних водах зі зростанням тиску дуже важливо для пояснення процесів еміграції УВ, тому що головним агентом первинної міграції є норовить розчини материнських порід. Але порові розчини відчувають не гідростатичний, а гірський тиск. Дякуй високому поровому тиску Газоємка підземних вод стає значною вже на малих глибинах і істотно зростає в зоні мезокатагенеза. Підвищенню внутріпорового тиску сприяють процеси літогенезу, генерація рідких та газоподібних УВ, більш швидке зростання гірського тиску в порівнянні з відтоком норовить вод Висока поровий тиск призводить, з одного боку, до поглинання поровим кодами величезних обсягів УВ, і з іншого - до мікроразривамі гірських порід, до утворення системи мікро-і макротріщин, за якими флюїд (нафта, газ, вода) струйно мігрує в колектор.
Поряд з високим поровим тиском істотний вплив на винос УВ з материнських товщ надають хімічно і фізично пов'язані води, переходять у вільну фазу в процесі літогенезу. Зв'язана вода при виході з поля дії поверхневих сил характеризується підвищеними агресивністю і розчинювальною здатністю. Структура віджимається води, відрізняючись від тієї, яка була їй властива у зв'язаному стані, в той же час відрізняється від структури вільної води. У такому стані віджимається вода знаходиться при фільтрації по капілярній (субкапіллярной) системі ущільнювальних глинистих порід. Для оцінки ролі знизилася води в еміграції УВ розглянута растворяющая здатність води у зв'язку зі зміною її полярності. Як відомо, в області низької температури (10 - 40 ⁰ С) вода є популярним розчинником з дуже високою діелектричною константою. В області високих температур полярність води невелика. Так, при температурі 280 -300 ° С діелектрична постійна води <20.
Зниження полярності води зі зростанням температури сприяє розчинності неполярних органічних сполук. Поверхневі сили мінеральних частинок, як і температура, але ще більш інтенсивно знижують полярність зв'язаної води, тим самим істотно підвищують розчинність УВ. Таким чином, порові води здатні розчиняти величезні обсяги рідких та газоподібних УВ і тим самим забезпечувати їх винесення з материнських порід. Так як процеси генерації та еміграції УВ нерозривні, для рідких компонентів важливо збіг зони інтенсивного нефтеобразования із зоною виходу в вільну фазу великих обсягів хімічно і фізично пов'язаних вод.
Розчинність УВ у воді з зростанням мінералізації знижується майже на порядок. Але пов'язані води мало мінералізовані, і мінералізація їх тим менше, чим міцніше зв'язок вода - порода. Отже, в процесі літогенезу прогресивно знижується мінералізація порових вод і зростає їх здатність розширювати УВ.
Зі зростанням температури підвищується розчинність УВ. Але роль температури проявляється не тільки у підвищенні розчинності УВ, але і в зниженні адсорбційної ємності порід. Встановлено, що при 374 ° С взаємна розчинність УВ і води стає необмеженою: утворюється однорідний водогазонефтяной розчин - флюїди знаходиться в надкритичному або близькому до нього стані. Істотне підвищення розчинності УВ із зростанням тиску і при зниженні полярності води робить реальним припущення, що стан взаємної розчинності в системі парова вода «УВ настає при більш низькій температурі і, отже, на відносно невеликих глибинах. Все це дозволяє дуже високо оцінювати роль водної еміграції рідких та газоподібних УВ в широкому інтервалі глибин.
Міграція нафти в жідкодісперсном стані. Проблема міграції нафти в жідкодісперсном стані давно привертала увагу дослідників. Розчинність УВ зростає із збільшенням концентрації солей органічних кислот.
Міграція нафти у вигляді газових розчинів. Здатність стислих газів розчиняти рідкі та тверді речовини встановлена ще й минулому столітті. Вперше ідею про можливість міграції нафти і однофазному газовому стані в умовах високих температури і тиску висловив Дж. Річ (1927 р.). Велике значення цих явищ для міграції нафти було показано В. А. Соколовим (1948 р.).
Розчинність нафти в різних газах істотно різниться. Розчинність нафти у вуглекислому газі значно вище, ніж в метані. У реальних геологічних умовах можливість евакуації рідких УВ з нефтематерінскіх порід стисненими газами дослідниками оцінюється неоднозначно. Деякі геологи роль стислих газів в еміграції нафти вважають незначною. Основні заперечення зводяться до того, що для винесення нафти генеруються кількостей газу недостатньо і що природні гази переважно метанові, тобто не переводять в газову фазу висококиплячі компоненти нафти при існуючих пластових температурі і тиску.
У зв'язку з цим слід підкреслити масштабність газогенерації. Висока обогащенность підземних вод нафтогазоносних басейнів вуглеводневими газами дозволяє оцінювати роль газових розчинів як головного механізму еміграції нафти. При цьому слід врахувати, що в підземних водах розчинено менше 10% газу, що генерується осадовими товщами басейну. Процесу нефтеобразования супроводжує генерація жирних газів. Зміст гомологів метану в бітумінозних породах, досягає 73% при високій концентрації вуглекислоти. Все це дозволяє високо оцінювати роль газових розчинів в еміграції нафти.
Для розуміння особливостей диференціації твердої і рідкої фаз також слід враховувати можливість розчинення води в газі. Дані показують, що в надрах глибоких депресій порові води емігрують з глин в газоподібному стані. Більше того, реально припустити, що і в колекторі глибоких депресій знаходиться газова фаза з розчиненою водою.
При еміграції вуглеводневих газів велике значення має дифузія, тому що вона протікає постійно при наявності перепаду тиску або концентрації. А перепади тиску (концентрації) газу між материнською товщею та суміжних колектором можуть досягати великих величин. Між тим дальність дифузії в системі материнська порода «колектор невелика. Виконані розрахунки показали, що основна маса газоподібних УВ (65-70%) їх глинистих товщ емігрує шляхом дифузії. Механізм цей дозволяє зрозуміти причину суттєвої відмінності газів, сорбованих ОВ, від газів підземних вод.
При врахуванні всіх форм міграції УВ евакуація нафти і газу з материнських товщ в колектор подається у наступному вигляді. У материнської товщі відбувається зростання внутріпорового тиску у зв'язку з літогенезу - генерацією нафти, газу, вивільненням хімічно і фізично зв'язаної води, зростанням гірського тиску. Зростання внутріпорового тиску призводить до гідророзриві порід. Спочатку виникають дрібні волосяні тріщини, які, зливаючись, утворюють більші канали. За цією системою пір, мікро-і макротріщин відбувається міграція складних флюідальності систем: істинних, колоїдних, водних розчинів. Сліди цієї міграції можна спостерігати в природних відслоненнях у вигляді численних тріщин гірських порід, залікованих уламками теригенних порід, кальцитом та іншими мінералами.
Еміграція флюідальності системи відбувається східчасто. Спочатку система переміщається по порах, капілярах і мікротріщинах материнських порід. Основний флюідоносітель - стиснений газ і вода зі структурою, що відрізняється від структури як пов'язаної, так і вільною, гравітаційної води. Це - модифікована вода з високою розчинювальною здатністю, пов'язаної з низькою полярністю і великим внутріпоровим і внутрикапиллярное тиском. Другий ступінь - міграція за відкритими тріщин. При цьому тиск у системі стрибкоподібно падає від внутріпорового до тиску в тріщині, що супроводжується порушенням фізико-хімічної рівноваги в системі. Третій ступінь - міграція по кол лекторським пластів. Тиск у системі знижується від тиску в тріщині до гідростатичного. Відбувається подальша диференціація фаз на нафту, вуглеводневі гази і пластову воду.
Розглядаючи міграцію УВ по колекторах, слід підкреслити переважання двох форм міграції: водорастворенной (пасивна міграція) і струменевого (активна міграція).
Значення міграції водорастворенних УВ, особливо газів, зумовлюється всюдисущістю вод та їх високої розчинювальною здатністю. Для нафтових УВ водораствореіная міграція в пластах-колекторах, ймовірно, менш значна, тому що водні розчини УВ в колекторських пластах знаходяться в інших термодинамічних і фізико-хімічних умовах. Так, УВ, розчинені в модифікованому воді, і колекторі виділяються у вільну фазу в зв'язку з втратою водою аномальних властивостей і зниженням тиску від геостатичної до гідростатичного. Остання справедливо і для немодифікованої води.
ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ УМОВИ ФОРМУВАННЯ нафтових і газових покладів
Гідрогеологічні умови формування покладів КК значною мірою визначаються умовами первинної міграції.
З урахуванням особливостей еміграції УВ можна виділити дні обстановки: 1) формування покладів відбувається шляхом мобілізації УВ пластових вод водонапірних систем, 2) у колектор УВ надходять у вигляді самостійної фази або вуглеводнева фаза утворюється в момент впровадження однофазового розчину з материнської породи в колектор, т. е. формування покладів відбувається в процесі струминного міграції.
Формування покладів газу, мабуть, відбувається переважно в результаті мобілізації водорастворенного газу. У підземній гідросфері розчинені гігантські кількості природних газів. Без перебільшення можна сказати, що обсяг водорастворенних газів гідросфери Землі близький до об'єму її атмосфери. Глобальні ресурси природних газів у підземних водах осадової оболонки планети оцінюються в ^{16 Жовтень} -10 ¹⁷ м ^3. Слід підкреслити, що сумарна кількість водорастворенних газів в підземних водах як для окремих басейнів, так і для планети в цілому на 1-2 порядки більше прогнозних запасів (світові прогнозні запаси горючих газів на континентах, у зоні шельфів і мілководних морів становлять 10 ¹⁵ м ³ , а розвідані промислові запаси 10 ¹⁴ м ^3). Інакше кажучи, кількості водорастворенних вуглеводневих газів більш ніж достатньо для формування будь-яких, у тому числі і унікальних за запасами, родовищі горючих газів.
У колекторські пласти основна маса вуглеводневих газів надходить у результаті дифузії із суміжних нефтегазогеперірующіх товщ, у вигляді насичених водних розчинів, в результаті прориву вільного газу (струнна міграція). Які-то обсяги газу генеруються в самих колекторських товщах. Швидкість насичення пластових вод вуглеводневими газами залежить від ряду причин: від збагаченість порід ОВ, інтенсивності процесів газогенерації, збереження газу, мінералізації і температури підземних під, гідростатичного тиску і т.д. Після досягнення межі насиченості вод газ почне виділятися у вільну фазу. Той газ, який надходить у колектор у вигляді струн вільного газу, надалі мігрує по колектору до найближчої пастки у формі вільних струнних потоків.
Однак і при постійному газовому факторі пластові води можуть виявитися гранично насиченими, і газ почне виділятися у вільну фазу. Механізм насичення може бути обумовлений: висхідним рухом пластових вод, підйомом території при епейрогеніческое рухах, впровадженням пластових вод в сприятливу температурну зону, зниженням регіонального базису розвантаження, зростанням мінералізації вод.
З безлічі факторів формування покладів газу, очевидно, головним є тектонічний режим регіонів, який визначає в підсумку термодинамічні умови підземних вод. Тектонічний режим істотно впливає на онтогенез нафти і газу. Так, при негативних епейрогеніческое рухах у зв'язку зі зростанням температури в осадових породах посилюються процеси генерації УВ. При підйомі території УВ починають виділятися у вільну фазу і формують поклади. Ці знакозмінні руху діють подібно до поршня: при опусканні території (зростання тиску і температури) посилюються процеси генерації УВ, при підйомі території УВ «витягуються» у вільну фазу. І чим інтенсивніше змінювалися частота і амплітуда рухів, тим далі зайшли процеси онтогенезу нафти і газу. Вже наявність покладів вільного газу вказує на те, що ці системи протягом свого геологічного розвитку неодноразово перебували в стані перенасичення. Разом з тим слід підкреслити, що перенасичені водонапірні системи ми фіксуємо вкрай рідко. Останнє обумовлено не їх відсутністю, а нестійкістю таких систем. Те, що поклади своїм корінням сягають і водонапірні системи, підтверджується законом геохімічного тотожності природних газів водонапірних систем: геохімічному типу водорастворенних газів відповідає аналогічний тип газів газових покладів.
У результаті позитивних епейрогеніческое рухів, зростання гірських споруд і локальних структур пластовий тиск може значно знизитися і викликати інтенсивне виділення розчинених газів і вільну фазу. Неоген-четвертинний час характеризується загальним посиленням тектонічної життя Землі. На цей же час припадає майже повсюдне зниження рівня Світового океану регіонального базису стоку підземних вод осадової оболонки. Чи всі призвело до різкої зміни термодинамічних умов водонапірних систем і виділенню значних обсягів газу з пластових вод.
У гранично гаеонасищенних водах виділення газу і вільну фазу відбувається по всій товщі водонасищеіного колектора, і потрібно вплив певних сил, щоб розсіяні по порах колектора бульбашки газу мігрували під водотривких покрівлю і утворили б достатньо велику гомогенну масу, здатну до самостійного струменевого міграції. Спливання бульбашок газу за поровому простору колектора перешкоджають сили зчепленні та поверхневого натягу, останнє особливо значно при змінному перетині пір, що фактично і спостерігається. Раніше передбачалося, що для подолання сил зчеплення і поверхневого натягу досить гідродинамічних сил. Однак існуючих гідростатичних перепадів внаслідок їх зникаюче малих значень і вузькому перетин пір явно недостатньо. Мабуть, основний механізм гомогенізації УВ - тектонічні рухи. При тектонічних переміщеннях окремі пори і мікротріщини будуть то розширитися, то стискуватися, що призводить до проштовхування нафти і газу.
Під впливом сил спливання це проштовхування спрямоване вгору, в результаті бульбашки газу накопичуються під покришкою. При утворенні великої міхура газу може початися струменевий міграція до найближчої пастки.
Інтенсивність тектонічних рухів виключно висока: осадові шари перебувають у постійному русі, «встряхнваются» в результаті прояву ендогенних та екзогенних процесів. Під впливом сили тяжіння Місяця і Сонця земна кора щодня то піднімається, то опускається на якусь величину залежно від відстані до екватора. Грандіозність приливних явище можна порівняти з сучасними тектонічними рухами. Завдяки півдобові і добового зміни розкритості тріщин, пор та мікротріщин та перерозподілу пластового тиску виникають періодичні коливання дебітів джерел і статичного рівня в колодязях і свердловинах. У геологічному минулому приливні явища мали більше значення, так як припливи по амплітуді перевищували сучасні зважаючи на більш близького розташування Місяця і Землі. Не менший вплив чинять океани та моря: гігантські хвилі під час штормів буквально стрясають осадові шари. Сила ударів така, що шторми, а Біскайській затоці відзначаються сейсмічними станціями в Москві. Ще більший ефект утворюється від розрядки ендогенних напруг - землетрусів, число яких досягає 100 тис. на рік, а іноді і більше.
Не до кінця зрозумілий механізм формування покладів, збагачених сірководнем. Частина дослідників вважає, що сірководень в поклади надходить з пластових вод. Однак сірководень має високу розчинність. Важко припустити, що водонапірні системи коли-небудь досягали граничного насиченні по сірководню. Очевидно, більшою мірою мають рацію ті дослідники, які збагачення покладів сірководнем пояснюють окисленням УВ сформувалися покладів, звідки згодом сірководень мігрував у контурні води.
Питання формування покладів нафти в результаті її виділення з пластових вод менше розроблені. Ймовірно, для нафти і жирних газів основний механізм еміграції - газові розчини та істинні водні розчини в модифікованої воді. Проте ці розчини, потрапляючи в колектор, тут же розпадаються, і далі нафту (і конденсат) по колектору мігрує струйно. Можливо, важливу роль у формуванні покладів грає нафту, що знаходиться в тонкодисперсному стані. З цих позицій певний інтерес представляє оцінка дальності міграції рідких УВ при формуванні покладів. Дослідження показують, що величини запасів нафтових родовищ ховаю узгоджуються з обсягами материнських порід у зонах, оконтуренних по мульд западин. Відстані від дрібних родовищ до найбільш віддалених ділянок, звідки могла мігрувати нафту в поклад, досягають 20 - 25 км: для великих родовищ ці відстані становлять зазвичай 50 -70 км, рідко 140 -150 км.
Аналіз наявних матеріалів свідчить про спряженість еміграції, міграції та умов формування покладів нафти і газу. Це знаходить підтвердження і в закономірностях зміни хімічного складу газів в ряду: гази розсіяного ОВ ® гази підземних вод ® гази нафтогазових скупчень. Сорбованих гази ОВ нефтематерінскіх порід складаються з метану і його гомологів, причому частка гомологів у джерелі міграції може становити більше 50%. Відзначається висока концентрація вуглекислоти. Для газоматерікскік порід (арконовий тип ВВ) склад сорбованих газів переважно метановий, але і в цьому випадку зміст гомологів метану значно. Таку диференціацію газів між материнською товщею і колектором забезпечує дифузія внаслідок різної дифузійної проникності порід для метану і його гомологів. Істотно відрізняються гази нефтематерінскіх товщ і від газів газових покладів. Однак останні ідентичні водорастворенним газам, що вказує на їх формування в результаті дегазації вод.
Гази нафтових і газоконденсатних родовищ значно відрізняються від газів вміщають водонапірних систем. Разом з тим нафтові гази близькі за складом газів нефтематерінскіх порід. Це вказує на провідну роль газових розчинів (струменевий міграція) в їх формуванні, так як з газовими розчинами з нефтематерінскіх товщ емігрують як жирні гази, так і рідка нафту. При невеликій ролі газових розчинений і формуванні покладів ВВ склад газів контурних вод незначно відрізняється від газів покладів. І ці відмінності тим значніше, чим більшу роль у формуванні покладів грала струменевий еміграція родовища. Мабуть, велика частина нафтових покладів сформована в результаті струминного виносу нафти (газові розчини) з нефтегазогенерірующіх товщ або у вигляді розчинів модифікованої води.

ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ критерій оцінки перспектив нафтогазоносності
І попередніх розділах була показана винятково важлива роль підземних вод на всіх етапах утворення нафти і газу, їх міграції, формуванні та збереження їх покладів, що визначає можливість використання гідрогеологічних критеріїв при прогнозуванні нафтогазоносності надр. Гідрогеологічні нефтегазопоіскоаие показники дуже різні, і особливості їх використання на різних етапах геологорозвідувального процесу можуть істотно різнитися. Тому вивчення гідрогеологічних критеріїв слід починати з класифікації та з'ясування оптимальних (найбільш сприятливих) їх комплексів, методики використання показників при пошуках родовищ нафти і газу.
В даний час існує велика кількість різноманітних схем класифікацій гідрогеологічних показників. Найбільш повні зведення досліджень, присвячених питанням вивчення гідрогеологічних показовий нафтогазоносності. Розробка класифікаційних схем гідрогеологічних показників оцінки перспектив нафтогазоносності йде по трьох напрямах: перший ¾ всі показники поділяють на прямі і непрямі, при цьому беруть, що прямі однозначно вказують па наявність покладів нафти і газу, а непрямі характеризують сприятливі умови для збереження цих покладів, друге - показники групують за класами досліджуваних інформаційних об'єктів, наприклад, розрізняють показники общегідрогеологіческіе, палеогідрогеологіческіе, гідрохімічні, газові, геотермічні та ін; третє - передбачають виділення специфічних показників для визначення наявності нафти і газу, умов формування, збереження покладів, умов наявності пасток та ін
Більшість дослідників справедливо вважає, що для всіх гідрогеологічних басейнів не існує універсальних гідрогеологічних показників. Басейни, розрізняючись за особливостями геологічної будови, характеризуються і своїм набором гідрогеологічних показників. Результати багаторічних досліджень у різних басейнах і аналіз існуючих класифікацій дозволяють визначити наступну сукупність гідрогеологічних показників оцінки перспектив нафтогазоносності: общегідрогеологіческіе і палеогідрогеологіческіе, гідродинамічні, гідрохімічні (сюди включаються ВРОВ і гази), геотермічні і мікробіологічні.
Зазвичай при оцінці перспектив нафтогазоносності по гідрогеологічним даними розрізняють регіональну, зональну і локальну оцінки перспектив нафтогазоносності надр. У процесі регіональної оцінки розглядаються гідрогеологічні умови нафтогазоносних басейнів або їх частин, а при зональної - окремих територій або зон усередині басейну. Головне завдання гідрогеологічних досліджень при локальній оцінці нефтегазоноспості полягає в отриманні інформації, яка прямо чи опосередковано вказувала б на наявність або відсутність покладів нафти і газу в межах рекомендованої для розбурювання локальної площі (об'єкта).
До цих пір при прогнозуванні не завжди використовують всю сукупність гідрогеологічних показників, що призводить до зниження ефективності їх використання в нафтогазопошукової практиці. Крім того, ступінь застосовності тих чи інших показників у різних гідрогеохімічних обстановках і районах різна. Навіть в межах одного басейну, але в різних гідрогеохімічних обстановках інформативність одних і тих же гідрогеохіміческігс показників різна. У зв'язку з цим і методика оцінки перспектив нафтогазоносності за результатами глибинного гідрогеологічного випробування водоносних горизонтів у конкретних гідрогеохімічних обстановках має свої особливості. Тому регіональна, зональна і локальна оцінка перспектив нафтогазоносності повинна по можливості здійснюватися комплексно з використанням усіх наявних показників.
Загальні гідрогеологічні показники
До групи общегідрогеологіческіх показників зазвичай включають наступні характеристики: тип басейну (або його частини), його розміри і об'єм осадових порід; особливості водоносних комплексів, їх витриманість і колекторські властивості; надійність регіональних водотривів; характер розподілу по площі і розрізу гідрохімічних, газових і температурних параметрів ; положення регіону або локальної ділянки в межах басейну та ін
Перспективи нафтогазоносності басейнів зростають зі збільшенням площі басейну і обсягу складають басейн осадових товщ. Необхідна умова нафтоносності басейну ¾ достатня глибина (більше 1-2 км) занурення осадових порід. Залежно від типу ВВ і віку порід, температурних умов ця глибина може варіювати. Мінімальна межа занурення порід для утворення промислових газових родовищ знижується - в середньому 300 - 800 м і навіть менше. Гідрогеологічні басейни невеликих розмірів (1-5 тис. км ² і менше), якщо навіть вони і заповнені потужної осадової товщею, характеризуються меншими перспективами нафтогазоносності, так як у них зазвичай недостатня за розмірами «нефтегазосборная площа» і полегшені умови для руйнування УВ інфільтраційними водами .
Важливим критерієм нафтогазоносності басейнів або їх частин є присутність водотривів. Тривала схоронність нафтогазових покладів забезпечується наявністю регіональних водотривів значної потужності. Такими водоупорами служать потужні товщі соленосних, гіпсоангідритових, глинистих, глинисто-карбонатних та інших ізолюючих порід.
Аналіз особливостей розподілу гідрохімічних, газових і температурних параметрів підземних вод дозволяє в ряді випадків намітити в розрізі і по площі осадових басейнів зони, сприятливі для збереження покладів нафти і газу. Наприклад, у напрямку зростання мінералізації і змісту мікрокомпонентів (брому, йоду, бору, алюмінію та ін), збільшення загальної газонасиченості вод, пружності газів, ступеня прогретость надр і т. д. наростають перспективи нафтогазоносності. Характер розподілу гідрогеологічних показників за площею розвитку водоносних комплексів дозволяє простежити, наскільки далеко від обрамлення басейнів поширюються області, промиті інфільтраційними водами, з несприятливими умовами для збереження покладів нафти і газу. Тут розглянуті тільки головні загальні гідрогеологічні показники перспектив нафтогазоносності, насправді їх перелік цим не вичерпується.
Палеогідрогеологіческіе дослідження
Основні завдання палеогідрогеологіі полягають у з'ясуванні гідрогеологічної обстановки минулих геологічних епох з метою визначення впливу підземної гідросфери на процеси утворення і міграції нафти і газу, формування, збереження і руйнування їх покладів.
Формування та збереження покладів нафти і газу пов'язані головним чином з водами седиментаційного генезису, тобто елізіонний водообмін розглядається як сприятливий показник нафтогазоносності надр. З інфільтраційних водообміном зв'язуються основні гідрогеологічні процеси, що призводять до руйнування скупчень нафти і газу. Тому порівняльна оцінка інтенсивності і часом прояву елізіонного і інфільтраційного водообміну в гідрогеологічної історії басейну або водоносного комплексу дозволяє отримати цінні дані при оцінці перспектив нефтегазоності. У результаті вивчення палеотемпературной умов на різних етапах гідрогеологічної історії басейну або окремого водоносного комплексу можуть бути намічені області підвищеної температури, яка сприяла найбільш повного перетворенню ОВ і напрямку навчання УВ, а також визначено тривалість «прогріву:».
Гідродинамічні показники
До власне гідродинамічним критеріям нафтогазоносності відносяться показники процесів водообміну та гідрогеологічна закритість надр, співвідношення п'єзометричного ухилів і падіння горизонтів, швидкість руху підземних під, вогнища розвантаження під (пьезомінімуми) і ін
Вище зазначалося, що у вертикальному розрізі нефтегазоносното басейну виділяють три гідродинамічні зони: активного, утрудненого водообміну та застійного водного режиму. У зоні вільного водообміну, як правило, не зустрічаються промислові поклади нафти і газу, зате широко представлені тверді нафтіди, а іноді й рідкі окислені нафти. Основні ресурси нафти і газу пов'язані із зоною застійного водного режиму і в незначній мірі із зоною за важче ної циркуляції підземних під.
Важливий показник при вивченні нафтогазоносності надр - дані про гідродинамічних аномаліях, які виражаються в локальних пониженнях і підвищеннях напорів підземних вод - в пьезомінімумах і пьезомаксімумах. До п'єзометричного мінімумам, пов'язаним з вогнищами розвантаження підземних вод часто приурочені області локалізації нафти і газу. Поділяють усі пьезомінімуми на переточні, преградние і фронтальні. Особливе місце при пошуках покладів набувають пьезомінімуми переточні типу. Роль пьезомінімумов і формуванні скупчень ВВ та їх пошукове значення встановлені в ряді нафтогазоносних басейнів, показано зв'язок розміщення покладів нафти і газу з глибинними гідродинамічними аномаліями, з якими також збігаються гідрохімічні і геотермічні аномалії.
Гідрохімічні показники
Більшість показників сольового складу вод характеризує геохімічну середу пластової системи, ступінь гідрогеологічної закритості надр, можливість протікання тих чи інших хімічних і біохімічних процесів. У різний час і якості показників сольового складу вод висувалися найрізноманітніші хімічні компоненти вод і різні коефіцієнти, що встановлюються з їх співвідношень. У подальшому багато з цих показників були відкинуті як недостатньо обгрунтовані. В даний час для нафтогазопошукових цілей використовують такі показники солоного складу вод: тип вод і характер загальної мінералізації, коефіцієнти метаморфізації вод, сульфатность, вміст мікроелементів {аммонійці, йоду, брому, бору та ін), рідкісних і розсіяних елементів (стронцій, ванадію, нікелю, міді, молібдену та ін.)
Гідрохімічні показники, в першу чергу зміст сульфатів і гідрокарбонатів, для багатьох розрізів ефективні, нерідко пов'язані з біохімічним і фізико-хімічним взаємодією покладів ВВ з підземними водами. Ці ж показники мало-афективних н випадку залягання вод у соленосних відкладах та на великих глибинах.
Рідкісні і розсіяні елементи (ванадій, нікель, хром, мідь, кобальт, молібден, олово, свинець та ін) для окремих геолого-гідрогеологічних умов можуть бути надійними ознаками наявності покладів нафти і газу.
Основна частина досліджуваних компонентів водорастворенного ОВ пов'язана з покладами нафти і газоконденсату і лише частково з покладами вуглеводневих газів. Навколо покладів в підземних водах утворюються ореоли розсіювання ОВ. Фонове ж зміст ОВ, зустрічаються практично у всіх водах, утворюється в результаті перетворення речовин, що містяться в самих підземних водах і витягають останніми безпосередньо з водовмещающіх і водотривких товщ. Якась частина цього ВРОВ могла зберегтися, а седиментаційних водах з моменту осадконакопичення. Для нафтогазопошукових цілей найбільш цікава та частина ОВ, яка є продуктом розсіювання УН покладів в навколишні їх води.
Дослідженнями в різних нафтогазоносних районах встановлено, що в міру наближення до покладів газу, газоконденсату, легкої нафти вміст С _ор, зазвичай зростає, головним чином за рахунок летючих компонентів. Відзначається, Такао зв'язок між змістом З _ор нелетких бітумоідних речовин, що витягаються з вод хлороформом, і нафтогазоносністю.
У підземних водах нафтогазоносних басейнів переважають ті чи інші азотисті сполуки. Дані про розподіл у підземних водах різних форм азоту і величини їх співвідношень, що відображають Незакономірні зміна цих показників у приконтурних водах покладів ВВ, ускладнюють використання органічного азоту як прямого показника при прогнозі нафтогазоносності; його слід віднести до розряду непрямих показників. До непрямих показників належать також органічні кислоти - нафтенові, гумінові та жирні, так як для остаточних висновків про їх застосування в якості прямих нафтогазопошукових показників даних недостатньо.
Підвищений вміст летких фенолів тяжіє до приконтурних водам покладів парафінистих легкої нафти і газоконденсату; летючі феноли відсутні або містяться в малих кількостях у подах газових покладів і водах, що контактують з (покладами важких нафт). Зазначене дозволяє вважати наявність фенолів в підземних водах ознакою нафтових і газоконденсагних накладено
Газові показники
Важливе значення при нефтегазспоіскових роботах мають вуглеводневі гази, які нерідко безпосередньо пов'язані з покладами нафти до газу. Однак і інші гази, присутні в покладах в незначних концентраціях і емігрують з них у води, можуть дати цінну пошукову інформацію.
При оцінці регіональної та локальної нефтегазоноскості зазвичай застосовують такі показники газової групи: загальна газонасиченості і пружність газів підземних вод, коефіцієнт насичення води газом, вміст у водорастворенних газах метану, важких УВ (граничні і неграничні УВ), азоту, діоксиду вуглецю, сірководню, водню, кисню, гелію і аргону;
Перспективи нафтогазоносності басейнів з підрахунком прогнозних запасів можуть визначатися, виходячи з особливостей газонасиченості підземних вод. Можливість такої оцінки визначається газонасиченості, згідно з якою прогнозні запаси УВ становлять лише, частина водорастворенних газів і загальному випадку пропорційні їх запасів.
Встановлені особливості зміни якісних і кількісних характеристик газів підземних вод дозволяють вважати параметри газоносності вод надійними показниками регіональної та локальної оцінки перспектив нафтогазоносності.
Геотермічні критерії
Дані геотермічних досліджень використовують для встановлення як регіональних умов іефтегазообразованія і нефтегазонакопления, так і можливої продуктивності локальних структур. Як геотермічних показників зазвичай використовують температуру, геотермічні щабель і градієнт, щільність теплового потоку.
Встановлено, що зони максимальної прогретость осадових порід є своєрідними «реакторами», в межах яких нафтогазовий потенціал ОВ осадових порід реалізується найбільш повно. При діагностиці умов і зон нефтеобразования особливу важливість набувають питання з'ясування палеотемпературной обстановки нафтогазоносних порід.
Температура прямим чином впливає на розчинність УВ.
На основі інтерпретації геотермічних матеріалів можна встановлювати ймовірні області харчування, стоку і розвантаження водоносних комплексів, що має принципове значення при оцінці перспектив нафтогазоносності.
У ряді випадків намічається залежність між нафтогазоносністю і геотермічними умовами надр. Так, в різних районах Волго-Уральського мегабассейна на регіональному геотемпературном тлі виявляються зони з аномально високою напруженістю теплового поля, приурочені до тектонічно послабленим ділянках (Доно-Медведицькій вал, Степновський-Радянські, Жигулівські системи дислокацій), з якими пов'язана регіональна нафтогазоносність. Ці зони, зазвичай є областями міжпластовому розвантаження пластових вод і УВ, фіксуються на загальному тлі аномаліями підвищеної температури і зниженою геотермічної щаблі. Вказану залежність можна враховувати при оцінці перспектив нафтогазоносності як великих територій, так і локальних площ.
У сводових частинах локальних структур часто відзначаються температурні максимуми. З температурними аномаліями зазвичай збігаються газогідрохіміческіе та газодинамічні аномалії, що свідчать про вертикальну розвантаженні підземних вод. Однак не всі структури, в надрах яких виявлені поклади нафти і газу, відзначаються геотермічними максимумами. Ряд продуктивних площ на регіональному геотемпературном полі зазначається фонової або навіть зниженою температурою.
Мікробіологічні критерії
До мікробіологічними показниками нафтогазоносності відносяться мікроорганізми, які використовують в якості джерел жізнедеятель ності різні УВ. Встановлено приуроченість до родовищ УВ різних видів мікроорганізмів, вибірково використовують метан і його гомологи. Найбільш показовими і нефтегазіпоісковом щодо бактерії, що окислюють пропан, бутан і частково пентан.
Мікроорганізми різних видів, що використовуються при пошуках нафти і газу, можуть служити прямими, окислюють газо-і пароподібні УВ), непрямими (водородокісляющіе) і контрольними (організми, що руйнують клітковину, метан-і водень утворюють) показниками нафтогазоносності.
Поширення життєздатною мікрофлори і. зокрема, утворює і окислювальної УВ має велику глибину розвитку, ніж це уявлялося раніше. Основним чинником, що обмежує поширення па глибину мікрофлори, є температура. Разом з тим кількість мікроорганізмів і їх інтенсивність розвитку з глибиною звичайно зменшуються.
Аналіз матеріалів дозволяє вважати мікробіологічні показники (наявність бактерій, що окислюють газоподібні і рідкі УВ, сульфатвідновлювальних, денитрифицирующих та ін) головним чином непрямими індикаторами нафтогазоносності. Відсутність мікрофлори в підземних водах в ряді випадків не можна розглядати як негативний показник, тому що життєдіяльність мікроорганізмів залежить від різних факторів (температури, рН середовища, мінералізації та ін.) Важливе значення мікробіологічні показники набувають при нафтогазопошукових роботах, що проводяться по приповерхневим водам.
Оптимальний комплекс гідрогеологічних показників при оцінці перспектив нафтогазоносності
Для оцінки перспектив нафтогазоносності та різний час було запропоновано понад 100 різних гідрогеологічних показників. Найбільш важливі розглянуті вище. У процесі практичної діяльності вивчати всі показники не представляється можливим, оскільки це займає дуже багато часу і не забезпечує експресності видачі необхідної інформації при геологорозвідувальних роботах на нафту і газ. Серед гідрогеологічних показників є більш-менш надійні, інформативні в багатьох районах або тільки на обмежених ділянках.
Одні й ті ж показники можуть бути використані і при регіональній, і при локальній оцінці перспектив нафтогазоносності.
Регіональні та зональні показники. Оцінка перспектив нафтогазоносності в межах осадового басейну (або його частини) та окремих територій (або зон) полягає у з'ясуванні потенційних можливостей нефтегазообразования і нефтегазонакопления в надрах великої території (всього осадового басейну або його частини) і окремих районів. Зазначені завдання можуть вирішуватися на основі вивчення зазначених вище гідрогеологічних показників з використанням інших геологічних матеріалів. За результатами вивчення палеогідрогеологіческіх показників і сучасних гідрогеологічних умов представляється можливим визначати прогнозні запаси нафти і газу в надрах як усього осадового басейну, так і його частин і окремих зон.
Локальні показники. Оптимальний комплекс гідрогеологічних показників локальної оцінки перспектив нафтогазоносності, як це роблять і інші дослідники, рекомендується поділяти на групи прямих і непрямих показників. Серед прямих локальних показників розрізняють показники ореольного розсіювання компонентів з покладів і показники біохімічного та фізико-хімічної взаємодії покладів нафти і газу з підземними водами.