Е.В. Постнова, Л.Д. Тальнова, М.А. Удачина (НВНИИГГ)

Жигулевско-Пугачевский и Бузулукский районы расположены на юго-западе Средне-Волжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Несмотря на наличие многочисленных нефтегазоконденсатных месторождений в Бузулукской впадине (Самарская и Оренбургская области), геолого-геофизическая изученность перечисленных районов, особенно на территории Саратовской области, остается невысокой. Вместе с тем в связи с открытием в последние годы Западно-Степного, Южно-Первомайского, Разумовского, Западно-Вишневского, Тепловского, Перелюбского и Даниловского месторождений эти районы привлекают все больше внимания геологов-нефтяников и недропользователей. Все это требует выполнения здесь комплексных исследований по прогнозу нефтегазоносности. Комплекс методов прогнозирования включает и гидрогеологические исследования, составной частью которых является флюидодинамический анализ. Методика флюидодинамических обобщений, использованная в данной работе, детально изложена А.Е. Гуревичем [1].

Движение флюидов происходит под воздействием градиентов давления сложной природы. По многим скважинам фиксируется превышение потенциалов вод нижележащего горизонта или пласта над потенциалами (приведенными давлениями) вышележащего (таблица). Из таблицы видно, что даже в пределах одного горизонта темп роста Р_пл с глубиной может существенно опережать таковой, соответствующий гидростатическому закону. Давление нарастает быстрее, чем если бы оно зависело только от плотности вод (скв. 5 Бобринская, 4 Западно-Степная и др.). Разность потенциалов вод афонинских и ардатовских отложений, достигающая 0,5-2,0 МПа, зависит от качества промежуточных покрышек: чем лучше их экранирующие свойства, тем выше разница потенциалов.

Для достижения равновесия движение флюидов происходит в направлении минимума потенциальной энергии. Превышение потенциала вод в нижележащем горизонте над его значением в вышележащем (dP > 0) соответственно свидетельствует о возможности восходящей миграции из нижележащего пласта. Прежде всего перетоки будут происходить в зонах нарушенности разделяющих экранов (через литологические окна, разрывные нарушения, зоны трещиноватости). На месторождении, не затронутом разломами, перемещение УВ произойдет, если сумма избыточного давления залежи и dP достигнет давления прорыва покрышки.

Разгрузку избыточных флюидов по разломам можно наглядно проиллюстрировать на крупномасштабных картах латерального потока. Например, на рис. 1 отчетливо выделяется пьезомаксимум, приуроченный к разломной зоне между Южно-Первомайским и Западно-Степным месторождениями. Пьезомаксимум отражает скрытую разгрузку флюидов афонинских пластов в вышележащие воробьевские.

Наиболее значительными зонами разгрузки являются окна отсутствия региональных и зональных глинистых покрышек, широко распространенные на данной территории (рис. 2,A).

Установленная особенность флюидодинамики имеет важное поисковое значение как для оценки сохранности возможных залежей в перспективных ловушках, так и для выявления их формирования за счет разрушения скоплений УВ в нижележащих пластах. При этом истощению в первую очередь подвергаются палеоскопления УВ в афонинских пластах, за счет которых происходит переформирование ардатовских и воробьевских палеозалежей. В этой связи оценка перспективности афонинских объектов в значительной степени зависит от их нарушенности и расположения разломов относительно сводов структур, а также от качества черноярской покрышки, т.е. от ее сопротивления давлению прорыва.

По-видимому, этими факторами объясняется отсутствие скоплений УВ в регионально-нефтегазоносных афонинских пластах на Разумовском, Западно-Вишневском и других месторождениях, где продуктивны воробьевские и ардатовские горизонты. По данным О.К. Навроцкого и В.В. Гонтарева (1996), нефтегазоматеринские потенциалы воробьевских и отдельно взятых морсовских отложений, являющихся составной частью афонинских, вполне сопоставимы. Однако промышленная нефтегазоносность афонинских пластов установлена только на Коптевском и Западно-Степном месторождениях. В отдельных скважинах здесь сохраняются и максимальные разницы приведенных давлений.

При построении модели латеральной миграции учитывались данные только по кровле афонинских отложений. На севере территории, где такая информация предельно ограничена, использованы данные по кровле ардатовского горизонта (см. рис. 2,A).

Флюиды, мигрирующие со стороны Прикаспийской впадины и Прибортовой моноклинали, разгружаются в пределах Марьевской, Балаковской и Клинцовской вершин и Карповского вала, где они попадают в обширную зону размыва. Воды Камелик-Чаганской системы частично разгружаются на склоны Пугачевского выступа, а воды Перелюбско-Рубежин-ского прогиба – на Карповский вал. Ввиду отсутствия здесь региональных кыновской и муллинской, а зачастую и черноярской покрышек перечисленные зоны разгрузки неблагоприятны для сохранения скоплений УВ. Более благоприятны условия в афонинских пластах Марьевской вершины, где повсеместно развита черноярская покрышка, а также фиксируется гидродинамический минимум (см.рис. 2,А).

В Бузулукской впадине выделяются две области элизионного питания: с одной стороны – Иргизский прогиб, а с другой – Перелюбско-Рубежинский прогиб и Камелик-Чаганская система дислокаций. В зоне сочленения Иргизского прогиба и Камелик-Чаганской системы эти потоки формируют обширный гидродинамический барьер (см. рис. 2,А). При наличии покрышек такой барьер (между двумя элизионными потоками или между элизионным и инфильтрационным) при прочих равных условиях является ведущим флюидодинамическим показателем перспективности обширных территорий (Постнова Е.В., 1992).

Седиментационные воды Иргизского прогиба и Бузулукской впадины – высокометаморфизованные хлоридно-кальциевые рассолы с минерализацией до 280 г/л. Коэффициент метаморфизации (Cl-Na)/Mg достигает 6,9-7,0, что отражает высокую степень закрытости средне-верхнедевонского разреза и соответственно благоприятные условия для сохранения скоплений УВ.

Таким образом, Камелик-Чаганскую систему дислокаций и восточное окончание Иргизского прогиба по гидрогеологическим показателям можно считать наиболее перспективными территориями для поиска скоплений УВ. Наряду с этим следует с большой осторожностью относиться к оценке перспективности афонинских объектов ввиду существования здесь неблагоприятных гидродинамических условий для сохранения залежей.

Существование вертикальной разгрузки в верхнедевон-нижнекаменноугольные отложения из нижележащего комплекса подтверждается гидродинамическими и гидрохимическими исследованиями. В зонах отсутствия кыновской и муллинской покрышек пластовые воды двух комплексов имеют близкий химический состав. Например, на Марьевской площади воды карбонатно-терригенного девона характеризуются средней минерализацией 235 г/дм³ и следующими основными коэффициентами: Ca/Mg = 4,17; (SO₄/Cl)·100 = 0,24; Na/Cl = 0,7. Водам карбонатного девона свойственны: минерализация 231 г/дм³; Ca/Mg = 3,5; (SO₄/C1)•100 = 0,2; Na/Cl = 0,72 [2]. Там, где эти покрышки присутствуют в разрезе, разница в составах вод весьма значительна. Так, на Рахмановской площади в воробьевских отложениях: минерализация 278,7 г/дм³; Ca/Mg = 6,13; (SO₄/C1)•100 = 0,097; Na/Cl = 0,45; в пашийских: минерализация 253,4 г/дм³; Ca/Mg = 6,46; (SO₄/C1)·100 = 0,19; Na/Cl = 0,43; в семилукских: минерализация 204,8 г/дм³; Ca/Mg = 5,73; (SO₄/C1) ·100 = 0,34; Na/Cl = 0,51 [2].

По гидродинамическим данным существование перетоков обнаруживается при анализе вертикальных и латеральных распределений барических полей. Например, южнее Южно-Первомайского месторождения прослеживается локальный пьезомаксимум (см.рис. 2, Б), а в зонах отсутствия кыновской и муллинской покрышек пластовое давление растет с глубиной заметно быстрее, чем если бы оно было обусловлено только плотностью вод. Интервальный градиент давления выше гидростатического на 0,25-0,20 МПа/100 м. В отдельных скважинах он фиксируется вплоть до тульско-бобриковских отложений нижневизейского комплекса. Что касается латеральной миграции, то она имеет унаследованный характер, сохраняя основные зоны питания и разгрузки (см.рис. 2,Б).

Таким образом, Камелик-Чаганская система и восточное окончание Иргизского прогиба – наиболее перспективные территории и для верхнедевон-нижнекаменноугольного комплекса. Из рис. 2,Б можно предположить также перспективность Карповского вала. Однако скоплений УВ здесь не обнаружено, что объясняется отсутствием коллекторов.

Отсюда можно сделать вывод, что в зонах отсутствия региональных муллинской и кыновской покрышек осуществляется гидродинамическая связь всего среднедевон-нижневизейского разреза. Вероятно, при формировании скоплений в верхнедевон-нижневизейских отложениях принимают участие также и УВ, мигрировавшие из средне-верхнедевонского нефтегазоносного комплекса.

В целом распределение потенциалов вод носит унаследованный характер (см.рис. 2,В), что выражается в сохранении основных областей питания и разгрузки и гидродинамического барьера в районе Камелик-Чаганской системы и юго-восточного окончания Иргизского прогиба. Этот участок остается одним из наиболее перспективных в районе.

Верхневизей-нижнебашкирский нефтегазоносный комплекс. Флюидодинамические построения выполнялись на плоскости приведения -2100 м (см.рис. 2, Г).

Вместе с этим на состав и динамику пластовых вод Иргизского прогиба, Балаковской и Клинцовской вершин влияют инфильтрационные воды (см.рис. 2,Г). Степень влияния различна в зависимости от глубины залегания отложений. Наиболее опреснены воды Балаковской вершины. На Балаковской площади их минерализация составляет 63 г/л, а коэффициент метаморфизации 2,4 [2].

Из гидродинамической схемы следует, что на большей части территории инфильтрационный напор имеет определяющее значение при формировании флюидодинамического режима (см.рис. 2,Д). Это принципиальное отличие комплекса от всех нижележащих отложений. Область инфильтрационного питания охватывает вершины Пугачевского свода.

Инфильтрационные воды Пугачевского свода мигрируют по падению пластов: на южных крыльях через Прибортовую моноклиналь – к Прикаспийской впадине, а на северных – в Иргизский прогиб и Бузулукскую впадину. Встречные инфильтрационный и элизионный потоки формируют гидродинамический и гидрохимический барьеры. К зоне барьеров приурочены Прибортовая моноклиналь, Камелик-Чаганская система и восточные окончания Иргизского прогиба и Карповского вала.

Верхнемосковско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс. Инфильтрационный режим практически на всей территории оказывает определяющее влияние на флюидодинамику (см.рис. 2,Е). Область инфильтрационного питания распространена значительно шире, чем в нижележащем комплексе. В ее пределах воды сохраняют облик вод зоны активного водообмена.

Положение барьера пространственно контролируется системой бортовых уступов Прикаспийской впадины и восточным окончанием Карповского вала (см.рис. 2, E), которые можно считать наиболее перспективными для поиска месторождений УВ в верхнемосковско-нижнепермских отложениях. Этот факт подтверждается тем, что именно здесь сосредоточены все открытые месторождения комплекса.

1. Гуревич А.Е. Практическое руководство по изучению движения подземных вод при поисках полезных ископаемых. -Л. Недра, 1980.

The article is devoted to the forecasting of oil and gas potential prospects within the territory of Zhigulevsko-Pugachevsky arch and south-western part of Buzuluk depression by hydrogeological criteria, in particular, by fluiddynamic analysis. Within the Central Volga oil and gas area six regionally consistent oil and gas complexes are distinguished. Hydrogeological complexes are being considered in accordance with the accepted oil and gas ones. The authors make a conclusion that fluiddynamic regime of the Upper Visean-Lower Permian deposits is mostly being formed under infiltration water effect. Oil and gas complexes of the Middle Devonian-Lower Visean sequence can be regarded as the most promising by hydrogeological indices. An area of hydrodynamic barrier in the conjugation zone of the Irghiz trough and Kamelik-Chagan system has also prospects.

Нефтегазоносные комплексы: А - средне-верхнедевонский, Б - верхнедевон-нижнекаменноугольный, В - нижневизейский, Г - верхневизей-нижнебашкирский, Д- верхнебашкирско-нижнемосковский, Е - верхнемосковско-нижнепермский; границы тектонических элементов: 1 - крупнейших, 2 - крупных (I - Бузулукская впадина, II - Пугачевский свод, III - Прикаспийская впадина), 3 - средних (цифры в кружках: 1 - Иргизский прогиб, 2 - Камелик-Чаганская система дислокаций, 3 - Перелюбско-Рубежинский прогиб, 4 - Балаковская вершина, 5 - Клинцовская вершина, 6 - Марьевская вершина, 7 - Карповский вал, 8 - Прибортовая моноклиналь); 4 - распространения галогенного экрана; зоны отсутствия отложений (по Яцкевичу С.В., 1996): 5 - черноярских, 6 - муллинских; залежи: 7 - газовые, 8 - газонефтяные, 9 - нефтяные; 10 - изолинии приведенных давлений в ардатовских отложениях, МПа; 11 - зона влияния инфильтрационных вод. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1