К оглавлению

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.

 

Таблица 1

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

Д21

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

 

Таблица 2

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