Раздельный прогноз нефте- и газоносности ловушек - одна из сложнейших и важнейших практических задач нефтегазовой геологии. Для рассматриваемого региона такой прогноз имеет особое значение, поскольку прирост запасов жидких УВ отстает от прироста запасов газа.

Из геологических критериев раздельного прогноза нефте- и газоносности ловушек основными являются показатели водорастворенных газов. Широко известны применявмые для этой цели коэффициенты: SУВ/N2; SС₂+высш.; СН₄/SС₂+высш.; СН₄/SС₃+высш. [4, 8]. Последние отражают процессы взаимодействия газов свободной фазы (залежей УВ) и подземных вод в зоне ореольного рассеивания. Контрастность этого явления определяется диффузией газов залежей и первичным газовым фоном подземных вод. Поэтому в разных районах применимость критериев различна. Объективный анализ надежности критерия может быть проведен с помощью методов математической статистики. При достаточной выборке хорошие результаты дает изучение распределения значений, что и было выполнено нами в рассматриваемом регионе. Общая выборка состояла из 440 определений по 220 скважинам, расположенным на 100 разведочных площадях. Использован фактический материал из работ В.Н. Корценштейна [5], Я.А. Ходжакулиева [9] и других исследователей. Как видно из рис. 1, а, в изучаемом регионе коэффициент SУВ/N₂ колеблется в широких пределах - от 20 до 200. На обводненных структурах и в ловушках, содержащих нефтяные залежи, величина показателя в большинстве случаев не превышает 20. Четко обособляются ловушки, содержащие газовые и газоконденсатные залежи. Для 80 % таких ловушек характерны значения коэффициента 90-100; для 10 % - коэффициент колеблется от 10 до 20 (в скважинах, расположенных на расстоянии более 3 км от ГВК в плане или на 50 м и более ниже ГВК по разрезу) и для 10 % от 100 до 200 (в приконтурных скважинах). Таким образом, рассматриваемый показатель надежен для выделения газовых залежей и малоинформативен в данном районе для выявления нефтяных залежей.

Концентрация тяжелых УВ колеблется от 4 до 10% ( рисунок , б). Даже при трехчленном делении выборки для нефтяных залежей максимум (80 % случаев) отчетливо проявляется в классе величин 4-10 %. В то же время значения показателя практически одинаковы для обводненных структур и газосодержащих ловушек. В 65 и 70 % случаев соответственно концентрация тяжелых УВ для таких площадей меньше 4 %.

Таким образом, эффект ореольного рассеивания для нефтяных залежей контрастно проявляется по концентрации гомологов метана и почти незаметен по сумме углеводородных газов. Вероятно, упругость метана в нефтяных залежах близка к его парциальному давлению в подземных водах или ниже последнего, в то время как упругость высших углеводородных газов в таких залежах выше их давления насыщения в подземных водах. Следовательно, рассматриваемый показатель позволяет уверенно прогнозировать только нефтяные залежи и не надежен для идентификации обводненных структур и газовых залежей.

Таким образом, раздельный прогноз нефте- и газоносности конкретной ловушки в изучаемом регионе может быть осуществлен с помощью рассмотренных геохимических показателей. Для прогноза необходимо проанализировать материал по двум показателям: SУВ/N₂ и SС₂+высш. в водорастворенных газах. Первый коэффициент позволяет выделить газосодержащие ловушки. На неопределенных структурах следует изучить содержание гомологов метана. Концентрация их в ловушках, содержащих нефть, как правило, выше 3-4 %. Содержание гомологов метана менее 3 % означает, что наличие залежей УВ маловероятно.

Следует подчеркнуть достаточно высокую надежность обоих показателей. По нашим данным, она не ниже 0,8. Можно рекомендовать производственным организациям их использование в рассматриваемом регионе. Анализ распределения значений коэффициентов СН₄/SС₂+высш.. и СН₄/SС₃+высш. не дает дополнительной информации, а лишь подтверждает сделанные выводы ( рис . 1, в, г).

Таким образом, в рассматриваемом регионе отчетливо проявляется диффузия метана из газовых залежей и его гомологов из нефтяных залежей в водоносный горизонт. Это обусловлено особенностями формирования здесь залежей. Вероятно, последние сформировались при протяженной свободной (струйной) латеральной и вертикальной миграции. Жидкие УВ переносились, по-видимому, недонасыщенным газовым раствором. Насыщенность же последнего высшими УВ большая, чем у подземных вод [1-3, 6, 7]. Согласно теоретическим представлениям, струйная миграция происходит определенными порциями (квантами), способными преодолеть силы, удерживающие подвижные УВ в пласте (сопротивление трения, силы капиллярного пережатия и др.). Участки временного накопления миграционно способных УВ могут возникнуть и при структурном осложнении, литологической неоднородности коллектора, экранирующем влиянии разрывного нарушения и др. После достижения критического объема, обеспечивающего движение скопившейся массы УВ, на таких участках должно отмечаться остаточное насыщение коллектора нефтью или газом. Поскольку пути струйной миграции относительно стабильны в геологическом времени, на участках временного накопления УВ также может проявляться диффузия в подземные воды, хотя залежи (в практическом понимании) здесь по целому ряду геологических причин не образуются. Такие “микрозалежи” могут служить своеобразными вехами, трассирующими пути струйной миграции. В изучаемом регионе они, так же как и нефтяные (газоконденсатные) промышленные залежи, должны фиксироваться по обогащенности подземных вод тяжелыми углеводородными газами. Другими геологическими показателями для трассирования путей струйной миграции, как известно, являются структурный план и литологическая характеристика изучаемых отложений.

Используя названные показатели, удалось наметить ряд магистральных направлений струйной миграции в изучаемом регионе (см. рисунок ). Намеченные направления приурочены либо к протяженным валам, погружающимся в зоны возможной нефтегазогенерации (Бешкентский, Карабекаульский, Заунгузский прогибы), либо к протяженным, тектонически обусловленным зонам повышенной трещиноватости, связанным с крупными, периодически возрождающимися разломноразрывными нарушениями (южное ограничение Чарджоуской ступени). По всем перечисленным направлениям распространены месторождения, содержащие повышенное количество высших УВ (нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные с повышенным конденсатосодержанием). Вследствие недонасыщенности газоконденсатного раствора нефтяные месторождения формируются там, где есть условия для потерь избыточного газа. Такие потери могут быть обусловлены проводящими разрывными нарушениями в осадочном чехле или резкой сменой литологической характеристики в плане или по разрезу. В результате ранее разобщенные горизонты сливаются в единый резервуар либо горные породы, оставаясь проницаемыми для газа, становятся малопроницаемыми для нефти (своего рода “изолановые ловушки”, по К. Сильверу). Наконец, нефтяные месторождения могут быть “концевыми” месторождениями на путях струйной миграции.

В рассматриваемом районе отмечаются все перечисленные случаи. Нефтяные месторождения Каганского и Мубарекского выступов, лежащие на выявленных путях струйной миграции, вероятно, обусловлены потерями газа по многочисленным разрывным нарушениям (см. рисунок ). Месторождения Северный Уртабулак, Южные Зекры-Кемачи являются типичными “тупиковыми” (по В.П. Савченко), обусловленными замещением рифогенных фаций на зарифовые и межрифовые (по В.Д. Ильину), которые, оставаясь проницаемыми для газа, являются малопроницаемыми для нефти. Наконец, цепочка небольших нефтяных н нефтегазовых месторождений Джаркак-Караизской группы сформировалась в результате последовательного обогащения ретроградного раствора жидкой фазой, вследствие потерь более растворимых компонентов смеси на путях миграции. Ярким примером месторождения, сформировавшегося в результате слияния отдельных горизонтов в единый резервуар, является Газли.

При малых потерях свободных газов на вышерассмотренных путях однофазной миграции жидкие УВ остаются растворенными в газе и образуются газоконденсатные месторождения с повышенным конденсатным фактором (Аккум-Парсанкуль, Ходжиказган, Гугуртли и др.).

Таким образом, для увеличения темпов прироста запасов жидких УВ (нефти и конденсатов) можно рекомендовать первоочередной ввод в разведку площадей, расположенных на выявленных путях струйной миграции. Оценку перспектив конкретных площадей следует проводить по первым скважинам с учетом выявленных газогеохимических показателей.

Необходимо еще раз подчеркнуть, что ореольное рассеивание происходит как из залежи, так и из аномально насыщенной зоны, а, следовательно, прогноз промышленной залежи может быть успешным только при наличии достаточно высокоемкой ловушки. Это относится также к ловушкам, расположенным на выявленных путях однофазной миграции.

На рисунке, составленном с использованием структурного плана по кровле карбонатных отложений Оксфорда, показаны площади, в том числе и выведенные ранее и” разведки с отрицательными результатами, которые по разработанным показателям могут представлять интерес для обнаружения нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей при наличии высокоемких ловушек.

1. Бурштар М.С., Машков И.В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1963.
2. Гассоу У.К. Основные положения гипотезы дифференциального улавливания нефти и газа. - В кн.: Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых. М., 1966.
3. Жузе Т.П., Сафронова Т.П. Изменение состава газоконденсатных систем при миграции. - Геология нефти и газа, 1974, № 2 , с. 45-50.
4. Зингер А.С. Газогидрохимические критерии нефтегазоносности локальных структур. Саратов, Изд-во Саратов. ун-та, 1966.
5. Корценштейн В.Н. Гидрогеология Бухаро-Хивинской газонефтеносной области. М., Недра, 1964.
6. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М., Недра, 1964.
7. Савченко В.П. Условия формирования залежей нефти и газа при их струйной миграции в водонасыщенных породах. - Труды ВНИИ, М., 1958, вып. 14, с. 86-117.
8. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М., Недра, 1965.
9. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений нефти и газа. М., Недра,1976.

Рисунок

Схема однофазной (струйной) миграции УВ и распределения характерных коэффициентов в верхнеюрских карбонатных отложениях Бухарской и Чарджоуской нефтегазоносных областей.

1 - граница распространения верхнеюрских отложений; 2 - граница основных структурных элементов; 3 - основные тектонические элементы: I - Бухарская ступень, II - Чарджоуская ступень, III - Бешкентский прогиб, IV - Пригиссарская моноклиналь; 4 - изогипсы кровли верхнеюрских карбонатных отложений, км; 5 - нарушения; 6 - значения коэффициента SС₂ +высш. в водорастворенных газах; 7 - основные пути однофазной (струйной) миграции УВ; залежи: 8 - нефтяные, 9 - газоконденсатные, 10 - газовые; 11 - обводненные структуры; 12 - перспективные площади; распределение характерных коэффициентов: а - SУB/N₂, б - SС₂+высш., в - CH₄/SС₂Н₆+высш., г - СН₄/SС₃Н₈ + высш.; кривые распределения значений коэффициентов для: 13 - нефтяных залежей, 14 - обводненных структур, 15 - газоконденсатных залежей; 16 - локальные структуры. Площади: Кб - Кошабулак, Аб - Аузбай, Гг - Гугуртли, Ал - Аладагир, Уч - Учкыр, Кк - Кульбешкак, Хд - Ходжиказган, Ат - Атбакор, Кр - Кимерек, Пк - Парсанкуль, Ак - Аккум, Ук - Узбеккудук, З-Х - Западный Ходжи, Хт - Хатар, X - Ходжи, Гл - Галаассия, Хк - Хасанкуль, Кд - Кандым, К - Караиз, Чк - Чукуркуль, Кв - Кувачи, З-А - Западный Алат, А - Алат, Гд - Гадын, Фб - Фараб, Мм - Мамаджургаты, Мк - Майдкара, Дж - Джаркак, Чд - Чандыр, Кч - Кокчи, Ск - Северный Карачукур, Б-К - Балян-Кудук, З-К - Западный Киштуван, Мд - Майдаджой, Кзр - Кызылрабат, Кз - Кемзекры, Ю-К - Южные Кемачи, Кбр - Караулбазар, С-Ш - Северный Шумак, З-Кб - Западный Карабаир, С-Д - Северный Денгизкуль, С-М - Северный Мубарек, Уз - Узуншор, Ш-Х - Шады-Хаузук, Сб - Суртабулак, В-У - Восточный Умид, Мн - Майманак, Ан - Андабазар, Сч - Сарыча, Ув - Увады, М - Марковская, С - Са-кар, Ст - Самантепе, Ат - Азляртепе, Зв - Зеварды, П - Памук, З-Т - Западный Ташлы, В-Т - Восточный Ташлы, Кн - Кунгуртау, С-Км - Северные Камаши, Мж - Метеджан, Кт - Култак, Бк - Бешкент, Дб - Джамбулак, Дж - Джилимчи, Гр - Гирсан, Н - Нишан, Ш - Шуртан, Пм - Пачкомар, Ад - Адамташ, Гб - Гумбулак, Бн - Белесыайнак