Результаты изучения OB и газов подземных вод, проведенного многими исследователями, свидетельствуют о том, что распространение водорастворенных OB и газов в подземной гидросфере контролируется процессами нефтегазообразования и нефтегазонакопления, характеризующими региональный фон, и взаимодействием УВ-скоплений с приконтурными и подошвенными водами, проявляющемся в локальных аномалиях. Различие гидрогеологических обстановок на нефтяных и газовых месторождениях, обусловливающее протекание указанных процессов, привело к необходимости разработки комплекса органо-газогидрохимических показателей нефтегазоносности для каждого нефтегазоносного района и даже для каждого водонапорного комплекса в его пределах [2].

Раздельный прогноз наличия нефти и газа для локальных структур как основа направленного поиска нефтяных месторождений – сложная проблема, которая особенно актуальна для Узбекистана в связи с недостаточной обеспеченностью нефтеперерабатывающих заводов местным сырьем. Поскольку главным объектом поисков и разведки УВ здесь является верхнеюрская карбонатная формация, нами было изучено нефтегазопоисковое значение водорастворенных газов и OB в ней.

Исходным фактическим материалом для проведения исследований послужили анализы водорастворенных OB и газов, выполненные в ИГИРНИГМе и СредАаНИИгазе. Обработка данных осуществлялась по программе распознавания “ГОЛОС” [1]. Было установлено, что влияние залежей нефти и газа наиболее четко сказывается на повышении газонасыщенности подземных вод и содержании аквабитумоидов, фенолов, нафтеновых кислот с приближением к контуру нефтегазоносности. В зависимости от гидрогеологических условий и типа залежи масштабы ореольного эффекта различны для использованных параметров. По величине газонасыщенности подземных вод они изменяются практически от совпадения с контуром газовых залежей (сеноманские отложения Газлинского месторождения) до 1000–1200 м по площади и 20–25 м по разрезу (верхнеюрские породы Шуртанского месторождения). Фоновое значение (0,75) коэффициента газонасыщенности подземных вод Западного Узбекистана прослеживается на удалении от газовых залежей до 1 км по площади и до 50 м по разрезу. Ореольный эффект от нефтяных залежей по OB подземных вод проявляется на расстоянии первых сотен метров по площади и первых десятков метров по разрезу, в частности по летучим фенолам соответственно до 2–3 км и до 80–150 м (от газоконденсатных и подгазовых нефтяных залежей).

В пластовых водах горизонтов XV-P и XV-HP нефтегазоконденсатного месторождения Курук содержание газа составляет 1,62–1,67 м³/м³, летучих фенолов – 1,2, бензола – 0,47, нафтеновых кислот – 0,45 мг/л. В приконтурной скв. 2 Расыл-кудукского газонефтяного месторождения отмечена обогащенность горизонта вод XV-P битуминозным углеродом (8,16 мг/л), летучими фенолами (1,41 мг/л) и другими компонентами. Отбор проб воды из горизонта XV-HP газоконденсатного месторождения Гавана сопровождался захватом свободного газа (газовый фактор превышал предельную газоносыщенность вод), а в пробе воды обнаружены повышенные содержания нафтеновых кислот, бензола и летучих фенолов.

На площади Ходжакули в воде, полученной из горизонта XV вместе с газом и пленками нефти (скв. 1), установлено высокое содержание битуминозного углерода (до 9 мг/л), нафтеновых кислот (до 2,45 мг/л) при относительно небольшой газонасыщенности вод (0,75 м³/м³). При наличии газопроявлений в процессе опробования юрских отложений в скв. 1 Сарыкум прослежено увеличение вверх по разрезу газонасыщенности (0,6–1,67 м³/м³), содержания битуминозного углерода (5,66– 10,92 мг/л), летучих фенолов (0,23– 2,08 мг/л). Газопроявления при опробовании горизонта XV-HP в скв. 1 Арабхона сопровождались ростом газонасыщенности вод от 0,61 до 2,2 м^э/м³ вверх по разрезу и обнаружением в водах нафтеновых кислот (0,6 мг/л), фенолов (0,42 мг/л) и бензола (0,47 мг/л). Таким образом, для месторождений нефти и газа и площадей с нефтегазопроявлениями величины результатов голосования оказались выше 0,75, что отражает наличие промышленных или непромышленных скоплений УВ.

Иное положение типично для площадей третьей подгруппы. В пробе воды из горизонта XV площади Хидиркудук определены низкое содержание водорастворенного газа (менее 0,34 м³/м³), летучих фенолов (0,2– 0,5 мг/л), бензола (0,1–0,16 мг/л) и несколько повышенная концентрация нафтеновых кислот (до 1,61 мг/л). В пробе воды из юрских отложений скв. 1 Восточный Карим практически отсутствуют водорастворенные газы и летучие фенолы, хотя, как и в предыдущем объекте, отмечается повышенное содержание нафтеновых кислот (до 2,48 мг/л). Обогащенность пластовых вод непродуктивных структур нафтеновыми кислотами при подтверждении их непродуктивности комплексом органо-газогидрохимических параметров может быть объяснена физико-химическим разрушением остаточных нефтяных скоплений.

Наиболее интересна вторая группа локальных структур, для которых характерно несовпадение результатов изучения пластовых вод и поисково-разведочного бурения. Хотя последним установлена непродуктивность этих структур, содержание водорастворенных газов и OВ в их водах типично для вод первой и второй подгрупп первой группы, т. е. для продуктивных.

На площадях Рифовая и Восточный Джарчи газосодержание вод достигает 1,44–1,6 м³/м³, а в отдельных интервалах даже превышает предельное, отражая наличие свободной газовой фазы. Концентрация компонентов OB очень высокая, соответственно летучих фенолов 1,43–1_Т65 и 1,78–4,4 мг/л, нафтеновых кислот 1,07– 1,12 и 1,2–1,7 мг/л, бензола 0,41–0,53 и 0,64 мг/л. Ко второй группе можно отнести также площадь Северный Камаши, где воды юрских отложений обогащены OB (до 166 мг/л) и летучими фенолами (до 1,07 мг/л), а насыщенность вод УВ-газами в отдельных интервалах превышает предельную. Хотя на этой площади уже пробурено шесть поисковых скважин, следует учесть наличие нефтепроявлений в скв. 1 и 2 и уменьшение глубин залегания кровли верхнеюрской карбонатной формации в северном направлении, причем по отражающему горизонту (кровле нижних ангидритов) намечается замыкание стратоизогипсы – 2200 м.

Исследования первого этапа, свидетельствующие о более тесной связи нефтеносности локальных структур с органо-гидрохимическими показателями, чем с газогидрохимическими, использованы для оценки нефтепоискового значения компонентов водорастворенного OB и выделения объектов для направленного поиска нефти в верхнеюрской карбонатной формации Бухаро-Хивинской НГО. Связь наличия нефти с водорастворенным OB прослежена (рис. 1) по битуминозному углероду (фон – 7,5 мг/л, достоверность – 61 %), летучим фенолам (1 мг/л, 70 %), бензолу (0,38 мг/л, 55 %) и нафтеновым кислотам (1,68 мг/л, 45%). По предварительным данным, контрастность величин результатов голосования, рассчитанных по программе “ГОЛОС” [1], для нефте- и ненефтеносных локальных структур получилась довольно резкая: доля таких структур при значении результата голосования более 50 % составляет соответственно 75 и 16 %, а при менее 50 % – соответственно 25 и 84 % (рис. 2). Ранее рекомендованные локальные структуры Рифовая, Восточный Джарчи и Северный Камаши входят в группу структур с величиной результата голосования более 50 %, что позволяет уточнить прогноз их нефтеносности. Среди других локальных структур, перспективных на поиск нефти в верхнеюрской карбонатной формации Бухаро-Хивинской НГО, предлагаются Муллакуватская, Акчинская, Западно-Шадинская.

1. Использование математических методов в органической гидрохимии с целью оценки нефтегазоносности структур / В.А. Кудряков, А.В. Киршин, T.H. Авазов, С. Халдаров // В кн.: Литология, фации и геохимия нефтегазоносных осадочных формаций Узбекистана.– Ташкент.– 1974.–Вып. П.–С. 312–316.
2. Эффективность применения химико-органических показателей нефтегазоносности в различных гидрогеологических условиях / В.А. Кудряков, С. Талипов, T.H. Авазов, С. Халдаров // М.– 1975.– Вып. 96.– С. 37–44.

Рис. 1. Вариационные графики параметров водорастворенного OB верхнеюрской карбонатной формации Западного Узбекистана.

Достоверности (D) для битуминозного углерода (а), летучих фенолов (б), нафтеновых кислот (в), бензола (г). Кривые для: 1 – нефтяных объектов, 2 – непродуктивных объектов

Залежи а – нефтяные, б – нефтегазовые, в – нефтепроявлення, г – непродуктивные площади; д – в числителе – номер месторождения или площади, в знаменателе – величины результатов голосования, е – площади, рекомендуемые для опонскования, месторождения и площади: 1 – Арабхона, 2 – Рифовая, 3 – Восточный Джарчи, 4 – Ходжакули, 5 – Северный Kaмаши, 6 – Шуртан