|
УДК 553.98.001.18:550.845 |
Газо- и органогидрохимические критерии дифференцированного прогноза нефтегазоносности
Ф.П. САМСОНОВ, Г.П. ЯКОБСОН, Д.Ш. НОВОСЕЛЬЦЕВА (ВНИГНИ)
В результате изучения водорастворенных газов (ВРГ) и органических веществ (ВРОВ) нефтегазоносных бассейнов СССР многие исследователи пришли к выводу, что их можно применять как поисковые показатели, в том числе и для раздельного прогноза нефтегазоносности. Недостатком проведенных работ является большое количество разнородных критериев по ВРГ и ВРОВ, которые нередко имеют малую информативность и неопределенность граничных параметров, особенно в отношении дифференцированного прогноза нефтегазоносности. Все это сдерживает внедрение метода в практику геологоразведочных работ.
Авторы настоящей статьи поставили целью выявить наиболее информативный и рациональный (как по числу показателей, так и по возможности их практического использования) комплекс газо- и органогидрохимических критериев раздельного прогноза нефтегазоносности - регионального и локального. Исследования основываются на материалах работ Д.Ш. Новосельцевой и Г.П. Якобсона (ВНИГНИ), М.М. Булычева и В.И. Малиновской (ЮУО ВНИГНИ), М.И. Зайдельсона и А. И. Чистовского (ВО ИГиРГИ), A.С. Зингера и др. (НВ НИИГГ), B.А. Кудрякова и др. (ИГИРНИГМ), В.Н. Корценштейна (ВНИИгаз), А.Я. Ходжакулиева, О.П. Абрамовой и др. (ТуркменНИГРИ).
Региональный прогноз по ВРГ
На основе анализа и
обобщения большого фактического материала по крупным НГБ выявлено, что эффективными
показателями служат углеводородные коэффициенты (УВК) - метановый 
, этановый 
и пропан-пентановый 
(
). Они характеризуют состав только
углеводородной части ВРГ при любом компонентном составе газа, поэтому являются
универсальными безразмерными параметрами, что позволяет сравнивать их величины
в любых регионах и нефтегазоносных комплексах. Методика определения критериев
прогноза по УВК сводится к следующему.
1. В качестве эталонных выбираются НГО с достаточно хорошо изученнбй нефтегазоносностью и представительными данными по газовой составляющей пластовых вод.
2. Устанавливаются фоновые значения УВК и пределы их колебания по различным нефтегазоносным комплексам и горизонтам.
3. Строятся гистограммы и кумулятивные кривые УВК для зон преимущественного нефте- и газонакопления в каждой из НГО.
4. Для одновозрастных отложений газо- и нефтеносных зон путем сопоставления кумулятивных кривых определяются критические величины УВК с целью дифференцированного прогноза.
Для примера на рис. 1 представлены гистограммы и кумулятивные кривые 
и 
ВРГ из отложений среднего девона
- нижнего карбона нефтеносных районов Средневолжской НГО (Куйбышевская и
Оренбургская области) и газоносных территорий Нижневолжской НГО (Саратовская и Волгоградская
области) (Названия и
границы НГО и провинций приняты в соответствии с работой Нефтегазоносные провинции
СССР / И.М. Алиев, Г.А. Аржевский, Ю.Н. Григоренко и др. М., Недра, 1983.).
Значения 
в первом
регионе составляют менее 95 (98 % случаев), а во втором - более 95 (92%); для 
соответственно свыше 1
(93%) и менее 1 (90%). Следовательно, для палеозойских отложений южных областей
Волго-Уральской нефтегазоносной провинции критическая величина 
для регионального раздельного
прогноза может быть принята 95, а 
- 1. При 
<95 и 
>1 можно предполагать, что объект поисков
находится в нефтеносной зоне, при 
>95 и 
<1 - в газоносной.
Аналогичные исследования выполнены по ВРГ газоносной карбонатной толщи верхней юры Чарджоуской и Бухарской НГО и ВРГ среднеюрских отложений Южно-Мангышлакской НГО. В последней изучались зоны преимущественного нефте- (Жетыбайская и Узеньская) и газонакопления (Тенге-Тасбулатская).
Результаты исследований
представлены в табл. 1, из которой видно, что в
газоносных районах (газовые и конденсатные залежи, нередко с маломощными
нефтяными оторочками) фон по 
варьирует от 92 до 100 (в среднем 96-98), а
встречаемость значений 
> 95 - от 88,5 до 95,1 %, для 
соответственно 0-2,5 (0,5-0,7), 
<1 - 87,5-89,6 %; в
нефтеносных районах (нефтяные и нефтегазовые залежи) фоновые величины 
колеблются от 78 до 97
(средние 88-92), причем встречаемость 
<95 составляет 89,4-98,7 %; для 
соответственно 0,3-7,9 (2,3-3), 
>1 - 88,1-92,9 %.
Таким образом, в
исследованных регионах фон по УВК нефте- и газоносных районов имеет весьма
существенные отличия: несмотря на разный возраст пород осадочного чехла, особенности
геологического строения и другие факторы, в первых из них содержание метана в
углеводородной части ВРГ составляет менее 95 % (пропан+высш. более 1 %), во
вторых - более 95 % (пропан+высш. менее 1 %). Такое распределение фоновых
величин УВК обусловлено, очевидно, спецификой процессов генерации и миграции
жидких и газообразных УВ в нефтегазоносных бассейнах. Вполне вероятно, что установленные
нами на примере ряда НГО критические величины УВК для регионального раздельного
прогноза (или близкие к ним) -
=95 и 
=1 - могут иметь основное значение.
Региональный прогноз по ВРОВ
При сопоставлении состава ВРОВ нефте- и газоносных территорий были выявлены некоторые особенности органогидрохимических фоновых полей. В частности, прослеживаются различия фоновых содержаний летучих фенолов при близких фоновых концентрациях аквабитумоидов и бензола. Например, для нижнемеловых отложений нефтеносных районов Восточного Предкавказья, где нефтематеринские породы обогащены ОВ сапропелевого типа, по летучим фенолам установлен высокий фон (2 мг/л); для одновозрастных отложений Западного Предкавказья, содержащих газоконденсатные залежи, он заметно ниже (1,5 мг/л). Здесь возрастает роль ОВ гумусового типа и, следовательно, увеличивается объем генераций газообразных УВ. Весьма низкие (0,3-0,5 мг/л) фоновые концентрации летучих фенолов характерны для пластовых вод газоносных отложений нижнего мела Центральной Туркмении. В данном районе исходное ОВ нефтегазоматеринских пород преимущественно гумусового типа, и генерация жидких УВ, с которыми связаны летучие фенолы, незначительна.
Таким образом, при региональном раздельном прогнозе высокие фоновые концентрации летучих фенолов в подземных водах свидетельствуют о нефтеносности территорий. Низкий фон по этому компоненту ВРОВ при повышенном фоне по аквабитумоидам и присутствие бензола позволяют предположить преимущественную газоносность. Общая обедненность ВРОВ, в том числе и упомянутыми компонентами, характерна для мало- и бесперспективных земель.
При локальном прогнозировании нефте- или газоносности объектов поисков выделяются два этапа: 1) прогноз общей продуктивности ловушек по газо- и органогидрохимическим критериям; 2) собственно раздельный прогноз по ВРГ и ВРОВ при благоприятных признаках продуктивности. Исследования первого этапа в целом сводились к прослеживанию характера изменений концентраций и компонентного состава ВРГ и ВРОВ при удалении от контура залежей, т. е. к выявлению ореолов рассеяния по различным показателям. По соответствующим статистическим кривым, построенным для определенных региональных фоновых газо- или органогидрохимических полей, устанавливали параметры ореолов - их протяженность и фоновый порог. Рассматриваемые ниже величины этих параметров и являются критериями продуктивности ловушек.
Локальный прогноз по газогидрохимическим показателям
Детальное изучение ВРГ газовых, газоконденсатных, газонефтяных, нефтегазовых месторождений в перечисленных выше НГО показало, что независимо от фазового состояния УВ в залежах ореолы рассеяния четко фиксируются по величине коэффициента газонасыщения Кг. Последний представляет собой отношение давления насыщения к пластовому и является универсальным приведенным параметром, так как отражает физико-химические и термобарические условия исследуемого пласта (газонасыщенность, минерализация подземных вод, пластовые давление и температура).
Нефтегазоносные зоны в различных регионах отличаются друг от друга фоном Кг и (в небольшой степени) протяженностью ореолов L. Например, для нефтеносных районов Средневолжской НГО фон Кг~0,45, L~l,5 км (рис. 2, a).
По компонентам химического состава ВРГ - процентному содержанию углеводородных, кислых, редких газов, азота, а также по УВК ореолы рассеяния не прослеживаются или имеют незначительную протяженность и контрастность: ореольные значения их, как правило, не выходят за пределы регионального фона (рис. 2, б).
Таким образом, ореольные
величины Кг свидетельствуют о продуктивности объекта поисков, но не дают
возможности определить, какая это залежь - газовая (газоконденсатная) или
нефтяная. Решить этот вопрос позволяют региональные критерии раздельного
прогноза: при 
>95
(
<1) следует ожидать
открытия газовой или газоконденсатной залежи (возможно, с маломощными нефтяными
оторочками), а при 
<95
(
>1) - нефтяной
или нефтегазовой. Данный вывод наглядно демонстрирует сопоставление рис. 2, a и 2, б.
Локальный прогноз по органогидрохимическим показателям
Исследованиями ВНИГНИ установлено, что основные показатели общей продуктивности ловушек - аквабитумоиды, фенолы и бензол, по которым четко прослеживаются ореолы рассеяния залежей. Аквабитумоиды не могут использоваться для дифференциального прогноза, так как их ореольные концентрации аналогичны для газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей. По бензолу и летучим фенолам возможен раздельный прогноз нефтяных и газоконденсатных месторождений: содержание этих веществ в ореолах первых заметно ниже, чем вторых (в том же регионе). Однако достаточно надежно «опознать» газоконденсатную залежь можно лишь в случае, когда их концентрации превышают максимальные величины, характерные для приконтурных вод нефтяных залежей. Так, в Восточном Предкавказье количество фенолов вблизи контура нефтяных месторождений составляет 5- 6 мг/л. Содержания, превышающие это значение, могут быть встречены в ореоле рассеяния газоконденсатных залежей, где концентрации летучих фенолов достигают 10 мг/л, при величинах свыше 6 мг/л можно ожидать близость газоконденсатной залежи (см. рис. 2).
В ореольных водах нефтяных месторождений, в отличие от газовых и газоконденсатных, отмечается высокое содержание нелетучих фенолов (в 3- 10 раз выше фонового). Эта особенность состава ВРОВ может быть использована в комплексе с другими показателями для диагностики нефтяных залежей (достоверность около 75%).
Специфический признак ореолов рассеяния газоконденсатных залежей - повышенное содержание летучих жирных кислот (ЛЖК). Если в водах нефтяных и газовых месторождений концентрации ЛЖК близки к фоновым и они не могут служить показателем продуктивности ловушек, то в зонах ореольного влияния газоконденсатных скоплений они превышают фон в 3- 5 раз. Последнее обстоятельство позволяет прогнозировать газоконденсатные залежи.
Критерии общего и раздельного прогноза продуктивности ловушек по ВРОВ на примере нижнемеловых отложений Предкавказья приведены в табл. 2.
В заключение необходимо отметить, что перечисленные выше газо- и органогидрохимические показатели раздельного прогноза, дополняя друг друга, будут наиболее эффективны при применении их в едином комплексе.
Широкое внедрение в практику геологоразведочных работ на нефть и газ исследований газовой и органической составляющих пластовых вод, использование газо- и органогидрохимических критериев позволят получить весьма важную информацию при небольших дополнительных затратах и повысить эффективность поисков.
|
НГО |
Геологический возраст нефтегазоносного комплекса |
Залежи |
Число анализов |
|
|
||||||
|
Пределы колебаний |
Среднее значение |
Встречаемость величин, % |
Пределы |
Среднее значение |
Встречаемость величин, % |
||||||
|
>95 |
<95 |
>1 |
<1 |
||||||||
|
Средневолжская |
D2-C1 |
Нефтяные |
156 |
78-96 |
88 |
1,3 |
98,7 |
0,5-7,9 |
3,0 |
92,9 |
7,1 |
|
Нижневолжская |
Д2-С1 |
Преимущественно газовые и газоконденсатные |
115 |
93-100 |
98 |
92,2 |
7,8 |
0,0-2,5 |
0,5 |
10,4 |
89,6 |
|
Бухарская и Чарджоуская |
I3 |
То же |
182 |
94-100 |
97 |
95,1 |
4,9 |
0,0-2,4 |
0,6 |
10,5 |
89,5 |
|
Жетыбайская и Узеньская зоны |
|||||||||||
|
Южно-Мангышлакская |
I2 |
Преимущественно нефтяные и нефтегазовые |
134 |
85-97 |
92 |
10,6 |
89,4 |
0,3-5,5 |
2,2 |
88,1 |
11,9 |
|
Тенге-Тасбулатская зона |
|||||||||||
|
|
I2 |
Преимущественно газовые и газоконденсатные |
58 |
92-99 |
96 |
88,5 |
11,5 |
0,1-1,9 |
0,7 |
12,5 |
87,5 |
|
Число исследованных площадей |
Число анализов |
Компоненты ВРОВ |
Прогноз продуктивности |
Раздельный прогноз |
||
|
Критерий |
Достоверность, % |
Нефтяные и нефтегазовые залежи |
Газоконденсатные залежи |
|||
|
Восточное Предкавказье |
||||||
|
33 |
150 |
Аквабитумоиды, мг/л |
>1,5 |
75 |
- |
- |
|
Фенолы нелетучие, мг/л |
>0,1 |
82 |
>0,3 |
- |
||
|
Фенолы летучие, мг/л |
>2,0 |
73 |
- |
>6,0 |
||
|
Бензол, мг/л |
>0,1 |
82 |
- |
>4,5 |
||
|
ЛЖК, мг-экв/л |
- |
- |
- |
>1,0 |
||
|
Западное Предкавказье |
||||||
|
21 |
52 |
Аквабитумоиды, мг/л |
>1,0 |
80 |
- |
- |
|
Фенолы нелетучие, мг/л |
>0,2 |
76 |
>0,4 |
- |
||
|
Фенолы летучие, мг/л |
>1,5 |
72 |
- |
>4,5 |
||
|
Бензол, мг/л |
>0,1 |
82 |
- |
>7,0 |
||
|
ЛЖК, мг-экв/л |
- |
- |
- |
>1,0 |
||
Рис. 1. Гистограммы (а) и кумулятивные кривые (б) метанового
и пропан-пентанового
коэффициентов ВРГ из
отложений среднего девона-нижнего карбона нефтеносных районов Средневолжской НГО
(1) и газоносных районов Нижневолжской НГО (2)
Рис. 2. Газо- и органогидрохимические (а-в) показатели
латеральных ореолов рассеяния залежей УВ. 
Залежи: 1 - газовые и газоконденсатные (Чарджоуская и Бухарская НГО, верхняя юра), 2 - нефтяные (Средневолжская НГО, нижний карбон), 3 - газоконденсатные и 4 - нефтяные (Восточное Предкавказье, нижний мел); 5 - ореолы рассеяния