Гидрогеологические исследования

Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Под редакцией А.А. Бакирова. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Высшая школа, 1976.

Гидрогеологические исследования и наблюдения являются обязательным элементом в комплексе геолого-съемочных работ и должны дать характеристику солевого состава подземных вод территории съемки с целью оценки перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим показателям.

Гидрогеологические и гидрохимические методы поисков и разведки скоплений нефти и газа основаны на изучении региональных и локаль­ных особенностей гидродинамических систем и состава подземных вод, с эволюцией которых в недрах тесно связано формирование и разрушение залежей углеводородов.

Исследования производятся путем опробования водоносных горизон­тов в различных скважинах, а также водных источников, колодцев и др. При этом изучаются: 1) гидродинамические условия водоносного бас­сейна; 2) химический состав вод (содержание солей и органических ве­ществ; состав и давление насыщения растворенных газов); 3) геотерми­ческие условия; 4) палеогидрогеологические условия.

В обязательный комплекс гидрогеологических исследований входит и определение растворенных в водах газов и органических веществ.

Для решения гидрогеологических задач должно быть проведено обследование всех естественных и искусственных водопунктов (родников, колодцев, скважин).

В районах, где проектом предусматривается бурение картировочных скважин, часть из них подвергается специальному гидрогеологическому опробованию.

Особенности гидродинамики вод раскрываются определением уста­новившихся статических (пьезометрических) уровней или пластового давления при испытании водоносных горизонтов в скважинах и пост­роением карт гидроизопьез отдельных водоносных горизонтов и комп­лексов. По картам гидроизопьез определяются гидравлические уклоны и направление движения пластовых вод. При движении пластовых вод в область разгрузки (зоны меньших пластовых давлений) наблюдается наклон газоводяных и водонефтяных контактов и смещение залежей в пласте (рис. 2.2.1).

Рис. 2.2.1. Смещение контуров газоносности хадумских залежей под воздействием пьезометрических напоров в Центральном Ставрополье (по В. П. Савченко и др.):

1—изогипсы по кровле хадумского горизонта; 2—контуры газоносности; 3— гидроизопьезы (по В. Н. Корценштейну с изменениями Л. С. Темина)

Величины наклонов контактов зависят от степени разности пьезо­метрических напоров, разности удельных весов воды, нефти и газа (фор­мула В. П. Савченко). Условием сохранения залежей в структурной ловушке является превышение углов падения пластов на крыльях под­нятий над углом наклона водонефтяного или газонефтяного контакта. Например, при гидравлических уклонах 0,001 и 0,01, удельных весах воды 1, нефти 0,8 и газа 0,001 газовая залежь сохранится при углах па­дения крыльев структуры соответственно 0°03/, 0°30/, а нефтяная за­лежь—при углах падения 0°15/и 2°30/(А. А. Карцев, 1963).

Карты гидроизопьез в отдельных случаях могут быть использованы для поисков локальных структур, зон нарушений, литологических экра­нов и др. В ряде районов на картах они характеризуются сгущением или разрежением гидроизопьез («пьезометрические минимумы» или «пьезо­метрические максимумы»). Сгущением гидроизопьез выделяются некото­рые скопления нефти и газа, например Северо-Ставродюльская газовая залежь в хадумском горизонте. К пьезометрическим минимумам приуро­чены залежи Каганского района Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (В. А. Кудряков, 1960). Эта приуроченность обусловлена связью залежей с очагами разгрузки («переточные минимумы») или литологическими и тектоническими экранами («преградные минимумы»).

В процессе гидрохимических исследований по данным детального химического состава проб вод строятся карты, на которых выделяются следующие аномалии: общей минерализации (М); типов вод; значений основных генетических коэффициентов Na'/Cl', Cl/Br; содержания и рас­пространения в водах отдельных минеральных ионов и солей (кальция, магния, стронция, иода, брома, фтора, радия, сульфатов); состава и ко­личества растворенных газов (гомологов метана, углекислоты, серово­дорода, гелия, аргона); органических веществ (нафтенат-ионов, жирных анионов, фенолов, аммония, органического углерода, органического азо­та Nобщ). При этом учитываются: подвижные формы азота (Nподв)— соединения азота, отщепляемые в щелочной среде; устойчивые формы азота (Nуст) — соединения азота, разлагаемые серной кислотой; перманганатная окисляемость (О2перм), дающая представление о количестве легко окисляющихся органических веществ; иодатная окисляемость (О2иод), характеризующая сумму окисляющих компонентов.

При интерпретации данных исследований можно использовать соот­ношения перечисленных выше компонентов: Ca/Sr, Sr/M, SO4"/ Cl, Cl/Br; O2/О2перм, О2/Copr, Сорг/Nобщ, Nycт/Noбщ и др.

Возможность выделения аномалийных зон по солевому составу, комплексу органических веществ и растворенных газов в составе глубин­ных вод определяется специфичностью их химического состава и концентраций благодаря генетической взаимосвязи с залежами углеводо­родов. Для каждого нефтегазоносного района должны быть подобраны комплексы гидрохимических показателей, свойственных данному району.

Среди подземных вод нефтегазоносных районов преобладают два типа: хлоркальциевый и гидрокарбонатно-натриевый (по классифика­ции В. А. Сулина). Появление в зоне активного водообмена вод повы­шенной минерализации, вод хлормагниевого типа обычно свидетельст­вует о подтоке глубинных высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа и смешении их с гидрокарбонатно-натриевыми или сульфатно-натриевыми водами дневной поверхности. По данным Е. А. Барс (1964), высокие числовые значения отношений O2/О2перм, О2/Copr говорят об увеличении в водах концентрации высоковосстановленных органических соединений нефтяного ряда. Для поверхностных вод это отношение близ­ко к единице. Высокие концентрации иода, брома (при очень низком хлорбромном коэффициенте), биогенного азота, аммония, фенолов, вы­сокая относительная хлоридность и высокий гелий - аргоновый коэф­фициент, бессульфатность, отсутствие углекислоты и сероводорода в водах обычно являются показателями благоприятных условий сохране­ния газонефтяных залежей в недрах.

На рис. 2.2.2 показан пример гидрохимической аномалии по минера­лизации, выявленной в процессе структурно-картировочного бурения в Арлано-Дюртюлинской зоне Башкирии. Указанной аномалии соответствуют крупные месторождения нефти в нижнем карбоне (В. А. Кротова, 1963). Часто на резкие изменения минерализации подземных вод ока­зывают экранирующее влияние разломы, например Бухарский разлом Бухаро-Каршинской нефтегазоносной области (М. Г. Лубянская, 1970).

При оценке нефтегазоносности выявленных ловушек углеводородов большую помощь может оказать изучение углеводородного состава и упругости газов, растворенных в подземных водах. Выделение газа из воды в свободную фазу и формирование залежи, если существует ло­вушка, обычно происходят при превышении давления насыщения раст­воренных газов над гидростатическим давлением пластовых вод.

Рис. 2.2.2. Гидрохимические аномалии нижней перми в низовье р. Белой (по В. А. Кротовой, 1963)

Аномалия по минерализации в милли-эквивалентах на 100 г: 1) > 500;

2) 500—300; 3) 300—100; 4) <100

К зонам относительно высокой упругости растворенных газов и по­вышенного содержания тяжелых углеводородов в ряде районов приуро­чены газовые залежи, например Северо-Ставропольское, Пелагиадинское.в хадумском горизонте (рис. 2.2.3); газовые залежи;в юрском ба-зальном горизонте Березовского района в Западной Сибири и другие залежи. Однако существует и обратная картина. Так установлено, что уникальные газовые залежи севера Западной Сибири располагаются в зоне существенного дефицита упругости газов, растворенных в воде (Н. М. Кругликов, 1965; Ю. С. Шилов, 1969), достигающего на Тазовской, Уренгойской и Губкинской площадях величин 92, 82, 22 кгс/см2.

Большое значение для оценки перспектив нефтегазоносности иссле­дуемых районов имеют палеогидрогеологические исследова­ния. Эти исследования позволяют выяснить гидрогеологическую исто­рию, условия образования подземных вод, процессы формирования их состава и на этой основе изучить условия формирования и разрушения скоплений нефти и газа.

В основе палеогидрогеологических исследований лежит разделение гидрогеологической истории изучаемого района на гидрогеологические циклы и этапы во времени и пространстве. Гидрогеологический цикл в пределах любой территории начинается первоначально тектоническим опусканием и трансгрессией морского бассейна, в результате чего про­исходит осадконакопление и образование седиментационных вод. При регрессии морского бассейна, происходящей в фазы развития движений воздымания, водоносные горизонты выходят на поверхность и начинает­ся их денудация. На этом заканчивается седиментационный и начинает­ся инфильтрационный этап гидрогеологического цикла, на протяжении которого происходит замена седиментационных вод инфильтрационными (А. А. Карцев, 1961). Заканчивается гидрогеологический цикл новой морской трансгрессией, в результате которой происходит перекрытие выходов водоносных пород и прекращается инфильтрация.

В течение последующих гидрогеологических циклов состав подзем­ных вод, сформировавшихся на ранних гидрогеологических циклах, мо­жет изменяться. При хорошей изоляции более древних гидрогеологиче­ских комплексов от денудации и инфильтрации метеорных вод в резуль­тате возобновления выжимания из глинистых пород в коллекторы инфильтрационные воды, попавшие в водоносные породы в предыдущих циклах, будут замещаться седиментационными водами.

Рис. 2.2.3. Схема изменения общей упругости раство­ренных газов в водах хадумского горизонта (пи В. Н. Корценштейну):

1— наиболее важные опытные скважины; 2 — изолинии об­щей упругости (ата); 3 — газовые залежи

Наиболее благоприятные палеогидрогеологические условия для формирования и сохранения скоплений нефти и газа будут приурочены к отрезкам геологической истории, характеризующимся большой дли­тельностью седиментационных этапов и большим числом циклов седиментационного водообмена при небольших скоростях движения пластовых вод. Наоборот, при большом количестве циклов инфильтрационного водообмена и большой их длительности исследуемые районы по палеогидрогеологическим показателям должны считаться менее перспективными для нефтегазопоисковых работ.

Большое значение при воссоздании палеогидрогеологических усло­вий и древней гидродинамики имеет знание состава древних вод, а так­же направлений и скорости их движения. Методики гидрогеологических и гидродинамических исследований при нефтегазопоисковых работах подробно рассмотрены в работах Карцева А. А., Вагина С. Б., Шугрина В. П., Табасаранского 3. А., Корценштейна В. Н. и др.

Дата добавления: 2015-09-07