К оглавлению

УДК 553.981.041(470.6)

Перспективы газоносности локальных площадей Центрального и Западного Предкавказья

А. С. ПАНЧЕНКО, В. П. ИЛЬЧЕНКО (СевКавНИИГаз)

В оценке разведочных площадей роль воднорастворенных газов общепризнана. В Предкавказье их изучением занимались многие исследователи [1-3, 5-10], которые, однако, не пришли к единому мнению о региональной газогидрохимической обстановке в мезозойских отложениях. Это заставило нас еще раз критически пересмотреть исходный фактический материал, существенно пополнившийся в последнее время.

В Предкавказье фонд подготовленных структур практически исчерпан, в связи с чем представляется актуальным проанализировать материалы, полученные по площадям, выведенным из поискового бурения.

Наибольший объем гидрогеологической информации накоплен по нижнемеловым породам. При отбраковке данных учитывались: качество подготовки скважин к испытаниям; положение уровня воды при взятии проб газа, глубина их отбора и интервал перфорации; газонасыщенность вод (Г) и состав газа; коэффициент газонасыщенности (К - отношение упругости растворенного газа к пластовому давлению); химический состав и минерализация вод.

Как правило, воды нижнемеловых отложений недонасыщены растворенными газами; только в приконтурной части залежей УВ наблюдаются аномально высокое их содержание, увеличение упругости газа и закономерное изменение его состава [2, 3, 6, 8].

Поиски промышленных скоплений УВ могут быть эффективными лишь при надежном определении газогидрохимического фона, характеризующего газовую составляющую подземных вод нижнемеловых пород в региональном плане. На непродуктивных площадях фон практически не меняется. За аномальные принимались газогидрохимические показатели, существенно отличающиеся от фоновых и присущие сугубо локальному участку рассматриваемого водоносного комплекса.

Имеющийся фактический материал позволил выделить в рассматриваемых породах несколько зон с различной газонасыщенностью (рис. 1).

На юге, в зоне, примыкающей к выходу нижнемеловых отложений на дневную поверхность, газы в водах либо отсутствуют, либо содержатся в ничтожных количествах. Это объясняется активным инфильтрационным водообменом, о чем свидетельствуют, в частности, низкая минерализация вод, гидрокарбонатно-натриевый или сульфатно-натриевый их тип, отсутствие растворенных газов, значительный перепад гидроизопьез между областями выхода нижнемеловых пород и разгрузки. Газогидрохимические аномалии зафиксированы на Южно-Советском и Бесскорбненском месторождениях (Г =3957 см3/л; К=1; содержание УВ 68-85, азота 3-13, СO2 8-18%) и на Трехсельской площади (Г=665 см3/л; количество УВ и азота около 13%).

К северу от указанной зоны фоновые газогидрохимические показатели резко меняются: Г=300-1000 см3/л; в газах концентрируется 50-70% УВ, доля азота 8-34%. Такие воды распространены в нижнемеловых отложениях на большей части Ставропольского свода и в смежных северных районах (см. рис. 1). Аномалии намечаются на Северо-Нагутском, Веселовском, Армавирском и Майкопском газоконденсатных месторождениях (Г=2000-3490 см3/л, К=0,7-1, содержание УВ до 90 и азота 2-5%), а также на Терновской, Ровненской, Янкульской, Заречной, Апшеронской и Дубово-Балковской площадях. Наибольший интерес представляют три последние, где степень газонасыщенности вод резко увеличивается (K=0,63-1), а в составе газов отмечаются УВ (более 80%), СO2 (5-14%) и азот (1-2%). Воды же трех первых площадей менее газонасыщены (K=0,34-0,63%), а среди газов хотя и преобладают УВ (75- 88%), но доля азота увеличивается (6-14%).

В Западном Предкавказье, на большей части Восточно-Кубанской впадины и в пределах Каневско-Березанского вала, фоновые величины следующие: Г=1000-1500 см3/л, K<= 0,4, доля УВ до 93 и азота 6-10%. Газогидрохимические аномалии сопровождают все газоконденсатные скопления - Расшеватское, Соколовское, Митрофановское, Ленинградское и другие. Они характеризуются газонасыщенностью до 3000-4000 см3/л, К=0,7-1 и сокращением в составе газов азота до 2% и менее. В аномалиях, выявленных на Брюховецкой, Кропоткинской и Гаевской площадях, Г= 2095- 3270 см3/л, К=0,5-1, состав газов практически такой же, как и вблизи газоконденсатных залежей.

На востоке Центрального Предкавказья, в пределах Арзгиро-Мирненской зоны и Чернолесского прогиба, фоновые значения Г=1000-1500 см3/л, К<=0,40, содержание УВ 76-90, азота 8-20%. Аномалия четко проявляется на Мирненском газоконденсатном месторождении (Г=3054 см3/л, К=1, концентрация азота сокращается до 2%) и на Прасковейской, Чкаловской, Журавской Северной, Сухобуйволинской, Серафимовской, Гороховской, Синебугровской площадях (Г=1765-4588 см3/л, К=0,48-1, содержание азота 9-2%).

Сопоставление параметров Г, К и отношения содержаний УВ к N2 свидетельствует об их информативности (рис. 2), причем наиболее показателен коэффициент, отражающий степень насыщенности вод газами. В приконтурных скважинах газоконденсатных залежей К=0,8-1 независимо от газогидрохимической зоны. Поскольку этот показатель учитывает количество и состав растворенных газов, то остальные (Г и УВ/N2) следует рассматривать как вспомогательные. По контрастности (отношению аномальных значений газогидрохимических параметров к фоновым в пределах газогидрохимической зоны) выделяются аномалии четырех типов (табл. 1). Это позволяет сопоставлять их вне связи с той газогидрохимической зоной, к которой они приурочены.

Аномалии первого типа наиболее контрастные и фиксируются в приконтурных скважинах газоконденсатных залежей, второго - отличаются от первого меньшей контрастностью по УВ/N2, третьего от первого - более слабой выраженностью по всем трем параметрам, а четвертого от третьего - только по УВ/N2.

Все газогидрохимические аномалии на разведочных площадях Центрального и Западного Предкавказья отнесены к соответствующим типам (табл. 2), что позволяет давать более четкую оценку перспективам газоносности территорий по водно-растворенным газам. Так, если в поисковой скважине установлены аномалии первого типа, работы должны вестись недалеко от нее, (фактически она находится в приконтурной зоне), если третьего типа, то залежь может оказаться на значительном удалении (до 2-3 км) от поисковой скважины. По аномалиям четвертого типа перспективы газоносности нужно оценивать с большой осторожностью.

На газогидрохимических аномалиях место заложения поисковых скважин следует обязательно определять с учетом геолого-геофизических и гидродинамических данных.

Аномалии могут быть обусловлены не только наличием залежей, но и другими факторами - тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и т.д. В частности, они могут образовываться на путях струйной миграции УВ, за счет перетока вод, тектонического или литологического экранирования потока подземных вод и других причин.

На базе изложенных выше данных могут быть сделаны следующие выводы.

1.   Выявленная региональная газогидрохимическая зональность в водах нижнемеловых отложений Центрального и Западного Предкавказья является основой (фоном) для оценки перспектив локальных площадей.

2.     В качестве поисковых критериев предлагаются: коэффициент газонасыщенности вод, их газонасыщенность и отношение УВ/N2.

3.     Выделены четыре типа газогидрохимических аномалий, характеризующихся различной контрастностью. Наибольший интерес представляют аномалии первого типа, наименьший - четвертого.

4.     В Центральном и Западном Предкавказье обнаружены 53 газогидрохимические аномалии на площадях, где поисковые работы прекращены в связи с отрицательными результатами. Рекомендуется сконцентрировать внимание на участках развития газогидрохимических аномалий (прежде всего первого и второго типов) и пересмотреть геологогеофизические материалы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Вагин С.Б., Яворчук И.В. Гидрогеологические закономерности нижнемеловых отложений Предкавказья в связи с нефтегазоносностью. - Геология нефти и газа, 1974, № 1, с. 54-60.

2.     Гидрогеология мезозойских отложений Северного Кавказа в связи с газоносностью.- Труды СевКавНИИГаза, Орджоникидзе, вып. 6, 1973, с. 1-148.

3.     Ермолаев В.Г., Рогожин Д.И. Зональность вод нижнемеловых отложений Западного Предкавказья по растворенным газам.- В кн.: Геология нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья, Кавказа и Средней Азии. М., 1966, с. 223-229.

4.     Зингер А.С. Газогидрохимические критерии нефтегазоносности локальных структур (на примере Поволжья). - Труды НВНИИГГ. Саратов, вып. 5, 1966.

5.     Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1972.

6.     Корценштейн В.Н. Гидрогеология мезозойской водонапорной системы Предкавказья в связи с выявлением закономерностей размещения газовых и нефтяных залежей, их формированием, разведкой и разработкой. - Труды ВНИИГаза, Л., вып. 22/30, 1964, с. 9-203.

7.     Новые данные по гидрогеологии мезозойских водоносных комплексов Восточного Предкавказья/ В.Н. Корценштейн. В.Н. Кирьяшкин, А.С. Филин, Ю.Д. Фомин - Труды ВНИИГаза, М„ вып. 33/41, 1970, с. 317-506.

8.     Панченко А.С. Оценка некоторых гидрогеологических критериев нефтегазоносности локальных структур в условиях Центрального Предкавказья. - Труды СевКавНИИГаза, Орджоникидзе, вып. 3, 1971, с. 157-170.

9.     Справочник по подземным водам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. Орджоникидзе, Ир, 1970.

10. Томкина В.Е. Некоторые геолого-геохимические условия формирования и размещения залежей нефти и газа. - В кн.: Вопросы нефтегазоносности мезозоя Предкавказья. М., 1972, с. 40-64.

 

Таблица 1 Типы аномалий и их характеристика

Газогидрохимические зоны, их фоновая характеристика

Типы аномалий

Коэффициент газонасыщенности (К)

Контрастность по К

УВ/N2

Контрастность по УВ/N2

Газонасыщенность (Г) вод, см3/л

Контрастность по Г

Зона 1

 

 

 

 

 

 

 

Г = 1000 - 1500 см3/л К = 0,3 - 0,4 УВ/N2 = 14 -10

I

0,8-1,0

>2

>30

>2

2000-4000

>2

II

0,8-1,0

>2

14-30

 <2

2000-4000

>2

III

0,4-0,8

<2

>14

<2

>1500

<2

IV

0,4-0,8

<2

Фоновые значения (<14)

>1500

<2

Зона 2

 

 

 

 

 

 

 

Г = 300- 1000 см3/л К = 0,1-0,3 УВ/N2<10

I

0,8-1,0

>2

>30

>2

>1500

>2

II

0,8-1,0

>2

30-14

<2

>1500

>2

III

0,3-0,8

<2

10-14

<2

1000-1500

<2

IV

0,3-0,8

<2

Фоновые значения (<10)

1000-1500

<2

 

Таблица 2 Типы газогидрохимических аномалий и их характеристика

Площадь

Номер скважины

Интервал перфорации, м

Тип аномалий

Показатели аномалий

Г, см3/л

К

УВ/N2

Расшеватская

26

3135-3139

IV

2890

0,75

10

»

26

3099-3084

II

3219

0,89

14

 

39

2948-2953

III

2736

0,76

22

»

39

2981-2985

I

3125

0,96

50

Гаевская

2

2715-2722

III

1848

0,68

22

»

2

2710-2713

III

2095

0,68

30

 

4

2799-2802

I

2361

1,0

33

»

4

2807-2810

IV

1281

0,39

41

Северо-Ставропольская

161

1789-1799

IV

1180

0,58

5

Ровненская

1

2183-2190

IV

1085

0,34

5

Терновская

1

2561-2596

IV

1122

0,35

6

Дубово-Балковская

1

1770-1783

I

1896

1,0

36

Янкульская

7

2124-2128

III

1335

0,63

15

»

6

2029-2035

IV

1475

0,72

5

Северо-Нагутская

9

2586-2595

III

2170

0,65

21

»

15

2490-2520

III

2093

0,58

19

Сергиевская

1

2725-2740

IV

2095

0,53

13

Журавско-Северная

3

3190-3234

I

3486

1,0

157

Журавская

5

3233-3250

III

2075

0,47

15

»

5

3388-3402

IV

2430

0,47

13

»

5

3566-3573

III

2641

0,49

14

Мирненская

3

2846-2865

III

2825

0,78

31

»

3

2978-2994

II

3383

0,81

14

»

150

2595-2610

I

3447

1,0

43

Северно-Мирненская

1

2564-2574

I

3245

1,0

33

Гороховская

2

2842-2854

III

2663

0,68

21

»

7

3158-3168

IV

2210

0,60

5

Серафимовская

3

3213-3229

IV

2033

0,40

12

»

3

3014-3024

III

2035

0,40

22

Синебугровская

2

3038-3057

IV

1765

0,48

9

Благодарненская

1

2859-2870

III

2660

0,78

18

 

1

2837-2845

IV

1865

0,51

13

Веселовская

25

2512-2520

I

1930

0,87

32

Прасковейская

16

3430-3434

III

4379

0,94

19

»

16

3239-3247

III

4588

0,89

20

У>

26

3207-3215

IV

2080

0,39

27

У>

23

3492-3500

IV

3253

0,66

12

У>

23

3456-3463

IV

2555

0,68

5

»

20

3276-3280

I

3335

0,93

31

»

20

3202-3214

IV

3670

0,66

9

Чкаловская

7

3566-3581

III

2730

0,64

31

»

7

3480-3488

III

2600

0,59

495

»

7

3345-3365

I

4070

1,0

37

Апшеронская

1

2782-2786

III

2925

0,63

40

Бейсугская

5

1761-1774

III

1782

0,73

99

Брюховецкая

3

3391-3396

III

3271

0,69

41

Кропоткинская

1

3502-3513

III

2305

0,5

159

Трехсельская

1

2645-2650

I

665

0,23

7

Новопетровская

1

1943-2015

IV

1363

0,56

15

Заречная

1

3325-3345

I

4863

1,0

78

»

1

2981-3005

I

4925

1,0

84

»

1

3560-3582

I

5180

1,0

52

»

1

3700-3720

i

4935

1,0

42

 

Рис. 1. Схематическая карта газонасыщенности подземных вод нижнемеловых отложений Центрального и Западного Предкавказья.

Месторождения: 1 - нефтяные, 2 - газоконденсатные, 3 - газовые; 4 - разведочные площади; 5 - скважины; районы с различной газонасыщенностью вод, см3/л: 6 - аномальной, 7 - фоновой менее 300 (К<=0,1), 8 - то же, 300-1000 (К=0,1-0,3), 9 - то же, 1000-1500 (К=0,3-0,4), 10 - то же, более 1500; зоны: 11 - распространения углекислых вод, 12 - отсутствия нижнемеловых отложений; 13 - изогипсы по кровле пород нижнего мела: площади, на которых получены промышленные притоки: 14 - нефти, 15 - газоконденсата; границы выклинивания отложений: 16 - аптских, 17 - неокомских; 18 - выход нижнемеловых образований на дневную поверхность

 

Рис. 2. График прогноза газоносности по газогидрохимическим данным.

Скважины; 1 - приконтурные и внутриконтурные, 2 - законтурные; 3 - перспективные объекты; 4 - непродуктивные отложения; области распространения различных типов газогидрохимических аномалий (в скобках указаны зоны, охарактеризованные в табл. 1): 5-I - II (1, 2), 6-I - II (2), 7-II (1), 8 - II (2), 9 - III (1), 10 - III (2), 11 - IV (1, 2)