К оглавлению

УДК 553.98.001.18(477.75)

Газогидрохимические критерии раздельного прогнозирования углеводородных залежей в Крымской нефтегазоносной провинции

Н. Е. ЧУПИС, А. С. ТЕРДОВИДОВ (УкрНИИгаз)

Раздельное прогнозирование на нефть, газ и газоконденсат по данным гидрогеологии изучено пока недостаточно. Наиболее исследованы водорастворенные газы (ВРГ) пластовых вод и водорастворенное ОВ. По микроэлементному же составу пластовых вод из залежей как поисковому критерию в литературе пока еще мало обобщающих выводов, и они обычно довольно противоречивы, что связано, во-первых, с несовершенством методов анализов воды и, во-вторых, с применением разных методик, степень чувствительности которых различна, особенно при наличии пластовых вод повышенной минерализации.

В Крымской нефтегазоносной провинции нами в течение многих лет изучался химический и газовый составы пластовых вод, на основе чего сделана попытка связать некоторые гидрохимические и газовые показатели с фазовым состоянием залежей УВ (таблица). Наличие металлов-микроэлементов в пластовых водах определялось с помощью спектрального метода.

В осадочном чехле провинции развиты все виды углеводородных залежей: нефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные и газовые. Нефти разного химического состава, в том числе гипергенно и катагенно измененные.

Нефти, находящиеся на стадии катагенеза, обычно легкие, метановые, обладают максимальной газонасыщенностью. Они встречаются в меловых отложениях Тарханкутского полуострова. На Октябрьской, Серебрянской и Северо-Серебрянской площадях им сопутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевого, так и хлоркальциевого типа, имеющие диапазон изменения минерализации от нескольких граммов до 31 г/л. Гидрокарбонаты присутствуют в количестве от 0,4 до 19 % (см. таблицу). Для них характерно повышенное содержание йода от нескольких десятков до 60-146 мг/л. В ВРГ отмечаются повышенные концентрации ТУ, достигающие 23-32 %. Зафиксировано небольшое, чаще всего менее 2 %, содержание СО₂ и, наоборот, повышенное азота - до 5-11,5 %, р_г/р_пл иногда достигает 0,9, составляя в среднем 0,5-0,55.

К сожалению, состав ВРГ и вод, сопутствующих гипергенно измененным тяжелым нефтям чокракских отложений Керченского полуострова, не содержащим бензино-лигроиновых фракций, с повышенным количеством смол (до 14 %) остался неизученным. Как показывают результаты исследований в других регионах, таким нефтям обычно сопутствуют пластовые воды с ВРГ, содержащими повышенное количество СО₂ и характеризующимися почти полным отсутствием гомологов метана и относительно низкими значениями р_г/р_пл. ВРГ здесь являются показателем неблагоприятной обстановки существования и сохранения залежей.

Нефтегазовые залежи Мошкаревской и Куйбышевской площадей, встречающиеся в разрезе от майкопских до верхнемеловых отложений включительно, сопровождаются пластовыми водами гидрокарбонатнонатриевого типа с невысокой минерализацией - от 7,7 до 15 г/л, слабосульфатными (SO₄- от 0,02 до 0,32 %), с повышенными концентрациями гидрокарбонатов - от 1,5 до 23 %, а также йода - 34-53 мг/л (см. таблицу). В ВРГ нефтегазовых залежей по сравнению с ВРГ нефтяных залежей отмечается более высокое содержание метана - от 65 до 94 % и ТУ - 2,5-5 %.

Газоконденсатные залежи ассоциируют с водами как гидрокарбонатнонатриевого, так и хлоркальциевого типа. Причем палеоценовые залежи имеют пластовую воду первого типа, а нижнемеловые - второго. Минерализация вод газоконденсатных залежей выше, чем нефтяных и нефтегазовых, и изменяется от 11 до 68 г/л (см. таблицу). Содержание же гидрокарбонат-иона ниже и колеблется от 0,02 до 4,2 %. В ВРГ пластовых вод газоконденсатных залежей значительно больше метана, чем в водах нефтяных и нефтегазовых залежей (от 77 до 93 %). Содержание ТУ и азота несколько повышено (4-16 %). Степень насыщения вод газами выше, чем пластовых вод нефтяных залежей, и варьирует от 0,4 до 0,8 (см. таблицу).

Пластовые воды газовых залежей в большинстве случаев хлоркальциевого, реже гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация их выше, чем вод нефтяных и нефтегазовых залежей (11-62 г/л). В водах хлоркальциевого типа отмечаются минимальные концентрации кислородсодержащих ионов – НСО₃^- и SO₄^2-. Количество йода несколько ниже, чем в водах газоконденсатных залежей (4-79 мг/л). В ВРГ доля метана возрастает еще более - до 85-99 %. Сумма гомологов СН₄ не превышает 1,6 %. Уменьшается содержание азота и углекислого газа, отношение р_г/р_пл выше, чем у ВРГ вод газоконденсатных залежей, и изменяется от 0,6 до 0,98.

Для раздельного прогнозирования углеводородных залежей нами проанализирован обширный фактический материал по содержанию в пластовых водах Крымской нефтегазоносной провинции таких микроэлементов, как калий, барий и литий, и сделана попытка систематизировать эти данные применительно к типам встречающихся здесь залежей УВ.

Максимальные абсолютные концентрации калия обнаружены в водах майкопских газовых залежей Джанкойского месторождения, где они изменяются от 60 до 160 мг/л. Причем максимальные относительные концентрации калия приурочены к своду залежи (3,1*10^-3%). По направлению от свода к периферии залежи содержание калия постепенно уменьшается до (2,7-1,7)*10^-3 %. В водах месторождения обнаружены минимальные концентрации лития (0,2-1)*10^-4%, а величина отношения K/Li здесь почти вдвое больше, чем на остальных непродуктивных структурах (56 против 27).

Аналогичная картина наблюдается на Октябрьской нефтеносной структуре. Здесь в пластовых водах нефтяных залежей мелового возраста отмечено повышенное содержание калия (55- 75 мг/л). Концентрации лития очень низкие - (0,3-0,96)*10^-4 %. Величина отношения K/Li здесь так же, как и на Джанкойском месторождении, максимальная (50-94 %).

В пластовых водах нефтегазовой палеогеновой залежи Мошкаревской площади отмечаются очень низкие, вдвое ниже средних значений, для вод палеогеновых пород концентрации калия (1,2*10^-3 %, или 10 мг/л). Они сохраняются и для вод меловых отложений, не содержащих углеводородные залежи - (0,69-1,3)*10^-3 %, или 7-10 мг/л.

Следовательно, максимальные концентрации калия отмечаются в пластовых водах газовых и газоконденсатных залежей - (1,4-7,2)*10^-3 %, минимальные - в водах нефтегазовых залежей - (0,7-0,9)*10^-3 %.

Распространение бария в пластовых водах залежей контролируется содержанием в водах сульфат-иона. Так, в пластовых водах дат-палеоценовых газоконденсатных залежей Тарханкутского полуострова, содержащих повышенные концентрации сульфат-иона, барий часто не обнаруживается. Присутствие его в водах является признаком нефтегазоносности недр, так как оно указывает на восстановительную обстановку, способствующую сохранению залежей УВ.

Максимальное содержание бария отмечается в бессульфатных водах нефтяных и нефтегазовых залежей - до 10-19 мг/л, или (4-4,4)*10^-4 %. Несколько понижены концентрации бария в водах газовых и газоконденсатных месторождений - (1,1-3,2)*10^-4%.

Сравнивая средние содержания бария в нефтях [3] и пластовых водах, можно заметить, что в первых они составляют 2,4*10^-5 % (среднее значение для мезозойских нефтей), во вторых - 2,3*10^-4 %. Следовательно, обогащение вод барием происходит не за счет нефти, а, вероятнее всего, за счет пород, сохранению его в водах способствует восстановительная обстановка.

Изучение распространения лития в водах углеводородных залежей показало (см. таблицу), что максимальные его концентрации характерны для вод газоконденсатных залежей (0,8-2,9)*10^-4% (Западно-Октябрьское и Глебовское месторождения).

Некоторые исследователи связывают повышенные концентрации лития в подземных водах с высокотемпературными зонами. На это указывал акад. А.П. Виноградов [1]. Если для Глебовского месторождения, расположенного в зоне температурных максимумов, такое предположение правомерно, то для Западно-Октябрьского, характеризующегося, наоборот, пониженными температурами, повышенные концентрации лития в пластовых водах можно предположительно объяснить обогащенностью им пород.

Минимальные концентрации лития (2-0,2)*10^-4 отмечаются в пластовых водах газовых залежей. Особенно это характерно для пластовых вод майкопских газовых залежей Джанкойского месторождения. Здесь средняя концентрация лития 0,64*10^-4 %. Пластовые воды нефтяных и газонефтяных залежей содержат литий в идентичных концентрациях, соответственно (0,3-1,5)*10^-4 и (0,8-1,2)*10^-4 %.

Таким образом, на содержание и состав ВРГ существенное влияние оказывают фазовое состояние и состав залежей УВ. Наблюдается определенная закономерность в изменении состава ВРГ при переходе от нефтяных к газовым залежам: возрастает содержание метана (до 85-99 %), снижается концентрация его гомологов (см. таблицу). Максимальные концентрации последних свойственны пластовым водам нефтяных и газоконденсатных залежей, максимальные коэффициенты газонасыщенности (0,6-0,98) характерны для растворенных газов вод газовых и нефтегазовых залежей.

При переходе от нефтяных залежей к газоконденсатным наблюдается резкое уменьшение в пластовых водах растворенного СO₂ (от 5-6 до 2 %) и до некоторой степени азота, максимальные концентрации которого были отмечены в водах нефтегазовых залежей. Доля биогенного азота максимальна у ВРГ пластовых вод нефтегазовых и нефтяных залежей.

Можно констатировать, что нефтяные и нефтегазовые залежи Крымской нефтегазоносной провинции сопровождаются водами в основном щелочными, гидрокарбонатнонатриевого типа, пониженной минерализации, в то время как газовые и газоконденсатные залежи ассоциируют, как правило, с водами жесткими, хлоркальциевого типа и большей минерализации. В водах нефтяных залежей повышено содержание гидрокарбонат-иона и отмечаются максимальные концентрации некоторых микрокомпонентов, в частности йода. Работами некоторых исследователей [2] для Крымской нефтегазоносной провинции установлено, что главным источником поступления йода в пластовые воды углеводородных залежей является ОВ, присутствующее в породах и водах и содержащее сложные иодорганические соединения и комплексы.

Наиболее интенсивное иодонакопление отмечено на глубинах 1-3 км [2]. К этим глубинам приурочены основные нефтяные залежи в меловых отложениях Тарханкутского и майкопских образованиях Керченского полуострова.

В заключение следует отметить, что Крымская нефтегазоносная провинция, расположенная на стыке докембрийской платформы и Крымско-Кавказской геосинклинали и включающая как участки эпигерцинской платформы, так и предгорные прогибы, характеризовалась довольно мобильными тектоническими условиями, частой сменой разнонаправленных движений, областей питания и разгрузки флюидов, что создавало неустойчивую обстановку формирования углеводородных залежей и сопутствующих им вод. Об этом свидетельствуют химический и газовый составы пластовых вод, а именно: распространение здесь вод пониженной минерализации (до 80 г/л), их пестрый химический состав с неустойчивыми, изменяющимися в широком диапазоне концентрациями некоторых компонентов (иод, бор, некоторые металлы), разнообразный газовый состав вод с изменчивой газонасыщенностью. Все это вызывает трудности при разработке газогидрохимических показателей для оценки фазового состояния залежей провинции, обусловливая появление расплывчатых границ между зонами различного содержания компонентов, выделяемых в качестве критериев. Однако по газогидрохимическим показателям, приведенным в таблице, составленной на основе статистической обработки многочисленных анализов пластовых вод и ВРГ Крымской нефтегазоносной провинции, можно прогнозировать залежи в районах с еще не доказанной нефтегазоносностью и их фазовое состояние.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Виноградов А.П. Введение в геохимию океана. М., Наука, 1967.

2. Галян Л.Д. Исследование условий накопления и распространения иода в подземных водах донеогеновых отложений Равнинного Крыма. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минер, наук, Киев, 1971 (ГИН АН УССР).

3. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. М., Недра, 1974.

Поступила 23/ III 1984 г.

Таблица Газогидрохимические показатели фазового состояния залежей УВ Крымской нефтегазоносной провинции

Тип залежей	Газовые показатели (растворенный газ)						Гидрохимические показатели
	СН4, %	SТУ, %	N2, %	N2б, %	СО2, %	Рг/Рпл	Минерализация пластовых вод, г/л	Тип воды	SO4^2-,%	HCO3^-, %	I^-, мг/л	К		Ва		Li
												мг/л	n*10^-3. %	мг/л	n*10^-4, %	мг/л	n*10^-4, %
Газовые	85-99	0,05-1,6	0,40-9,5	22-63	0,05-2,2	0,60-0,98	11,0-62,0	хк, гкн	0,02-2,20	0,03-6,60	4,0-79,0	60-160	1,7-4,0	10,6- 13,4	1,1-2,7	0,7-5,1	0,2-1,0
Газоконденсатные	77-93	4,0-16,0	0,1 - 12,0	28-86	0,1-6,6	0,40-0,80	11,0-68,0	ГКН -хк	0,20-2,80	0,02-4,20	10,0- 89,0	29-87	1,4-7,2	3,5- 8,3	1,3-3,2	1,7-6,8	0,8-2,9
Нефтегазовые	65-94	3,5-5,0	0,8-14,9	40-74	0,6-4,8	0,70-0,90	8,0-15,0	гкн	0,02- 0,32	1,50- 23,2	34-53	7-10	0,7-0,9	1,0- 4,4	1,0-4,0	1,0-1,3	0,8-1,2
Нефтяные	48-78	7,5-32,0	0,7-11,5	39-89	0,1-5,0	0,30-0,90	4,0-31,0	гкнхк	0,02-4,00	0,4-19,0	11,0- 146	8-75	0,8-3,0	1,2- 19,4	0,9-4,4	0,6-4,8	0,3-1,5