|
УДК 553.98.001.18(477.75) |
Газогидрохимические критерии раздельного прогнозирования углеводородных залежей в Крымской нефтегазоносной провинции
Н. Е. ЧУПИС, А. С. ТЕРДОВИДОВ (УкрНИИгаз)
Раздельное прогнозирование на нефть, газ и газоконденсат по данным гидрогеологии изучено пока недостаточно. Наиболее исследованы водорастворенные газы (ВРГ) пластовых вод и водорастворенное ОВ. По микроэлементному же составу пластовых вод из залежей как поисковому критерию в литературе пока еще мало обобщающих выводов, и они обычно довольно противоречивы, что связано, во-первых, с несовершенством методов анализов воды и, во-вторых, с применением разных методик, степень чувствительности которых различна, особенно при наличии пластовых вод повышенной минерализации.
В Крымской нефтегазоносной провинции нами в течение многих лет изучался химический и газовый составы пластовых вод, на основе чего сделана попытка связать некоторые гидрохимические и газовые показатели с фазовым состоянием залежей УВ (таблица). Наличие металлов-микроэлементов в пластовых водах определялось с помощью спектрального метода.
В осадочном чехле провинции развиты все виды углеводородных залежей: нефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные и газовые. Нефти разного химического состава, в том числе гипергенно и катагенно измененные.
Нефти, находящиеся на стадии катагенеза, обычно легкие, метановые, обладают максимальной газонасыщенностью. Они встречаются в меловых отложениях Тарханкутского полуострова. На Октябрьской, Серебрянской и Северо-Серебрянской площадях им сопутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевого, так и хлоркальциевого типа, имеющие диапазон изменения минерализации от нескольких граммов до 31 г/л. Гидрокарбонаты присутствуют в количестве от 0,4 до 19 % (см. таблицу). Для них характерно повышенное содержание йода от нескольких десятков до 60-146 мг/л. В ВРГ отмечаются повышенные концентрации ТУ, достигающие 23-32 %. Зафиксировано небольшое, чаще всего менее 2 %, содержание СО2 и, наоборот, повышенное азота - до 5-11,5 %, рг/рпл иногда достигает 0,9, составляя в среднем 0,5-0,55.
К сожалению, состав ВРГ и вод, сопутствующих гипергенно измененным тяжелым нефтям чокракских отложений Керченского полуострова, не содержащим бензино-лигроиновых фракций, с повышенным количеством смол (до 14 %) остался неизученным. Как показывают результаты исследований в других регионах, таким нефтям обычно сопутствуют пластовые воды с ВРГ, содержащими повышенное количество СО2 и характеризующимися почти полным отсутствием гомологов метана и относительно низкими значениями рг/рпл. ВРГ здесь являются показателем неблагоприятной обстановки существования и сохранения залежей.
Нефтегазовые залежи Мошкаревской и Куйбышевской площадей, встречающиеся в разрезе от майкопских до верхнемеловых отложений включительно, сопровождаются пластовыми водами гидрокарбонатнонатриевого типа с невысокой минерализацией - от 7,7 до 15 г/л, слабосульфатными (SO4- от 0,02 до 0,32 %), с повышенными концентрациями гидрокарбонатов - от 1,5 до 23 %, а также йода - 34-53 мг/л (см. таблицу). В ВРГ нефтегазовых залежей по сравнению с ВРГ нефтяных залежей отмечается более высокое содержание метана - от 65 до 94 % и ТУ - 2,5-5 %.
Газоконденсатные залежи ассоциируют с водами как гидрокарбонатнонатриевого, так и хлоркальциевого типа. Причем палеоценовые залежи имеют пластовую воду первого типа, а нижнемеловые - второго. Минерализация вод газоконденсатных залежей выше, чем нефтяных и нефтегазовых, и изменяется от 11 до 68 г/л (см. таблицу). Содержание же гидрокарбонат-иона ниже и колеблется от 0,02 до 4,2 %. В ВРГ пластовых вод газоконденсатных залежей значительно больше метана, чем в водах нефтяных и нефтегазовых залежей (от 77 до 93 %). Содержание ТУ и азота несколько повышено (4-16 %). Степень насыщения вод газами выше, чем пластовых вод нефтяных залежей, и варьирует от 0,4 до 0,8 (см. таблицу).
Пластовые воды газовых залежей в большинстве случаев хлоркальциевого, реже гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация их выше, чем вод нефтяных и нефтегазовых залежей (11-62 г/л). В водах хлоркальциевого типа отмечаются минимальные концентрации кислородсодержащих ионов – НСО3- и SO42-. Количество йода несколько ниже, чем в водах газоконденсатных залежей (4-79 мг/л). В ВРГ доля метана возрастает еще более - до 85-99 %. Сумма гомологов СН4 не превышает 1,6 %. Уменьшается содержание азота и углекислого газа, отношение рг/рпл выше, чем у ВРГ вод газоконденсатных залежей, и изменяется от 0,6 до 0,98.
Для раздельного прогнозирования углеводородных залежей нами проанализирован обширный фактический материал по содержанию в пластовых водах Крымской нефтегазоносной провинции таких микроэлементов, как калий, барий и литий, и сделана попытка систематизировать эти данные применительно к типам встречающихся здесь залежей УВ.
Максимальные абсолютные концентрации калия обнаружены в водах майкопских газовых залежей Джанкойского месторождения, где они изменяются от 60 до 160 мг/л. Причем максимальные относительные концентрации калия приурочены к своду залежи (3,1*10-3%). По направлению от свода к периферии залежи содержание калия постепенно уменьшается до (2,7-1,7)*10-3 %. В водах месторождения обнаружены минимальные концентрации лития (0,2-1)*10-4%, а величина отношения K/Li здесь почти вдвое больше, чем на остальных непродуктивных структурах (56 против 27).
Аналогичная картина наблюдается на Октябрьской нефтеносной структуре. Здесь в пластовых водах нефтяных залежей мелового возраста отмечено повышенное содержание калия (55- 75 мг/л). Концентрации лития очень низкие - (0,3-0,96)*10-4 %. Величина отношения K/Li здесь так же, как и на Джанкойском месторождении, максимальная (50-94 %).
В пластовых водах нефтегазовой палеогеновой залежи Мошкаревской площади отмечаются очень низкие, вдвое ниже средних значений, для вод палеогеновых пород концентрации калия (1,2*10-3 %, или 10 мг/л). Они сохраняются и для вод меловых отложений, не содержащих углеводородные залежи - (0,69-1,3)*10-3 %, или 7-10 мг/л.
Следовательно, максимальные концентрации калия отмечаются в пластовых водах газовых и газоконденсатных залежей - (1,4-7,2)*10-3 %, минимальные - в водах нефтегазовых залежей - (0,7-0,9)*10-3 %.
Распространение бария в пластовых водах залежей контролируется содержанием в водах сульфат-иона. Так, в пластовых водах дат-палеоценовых газоконденсатных залежей Тарханкутского полуострова, содержащих повышенные концентрации сульфат-иона, барий часто не обнаруживается. Присутствие его в водах является признаком нефтегазоносности недр, так как оно указывает на восстановительную обстановку, способствующую сохранению залежей УВ.
Максимальное содержание бария отмечается в бессульфатных водах нефтяных и нефтегазовых залежей - до 10-19 мг/л, или (4-4,4)*10-4 %. Несколько понижены концентрации бария в водах газовых и газоконденсатных месторождений - (1,1-3,2)*10-4%.
Сравнивая средние содержания бария в нефтях [3] и пластовых водах, можно заметить, что в первых они составляют 2,4*10-5 % (среднее значение для мезозойских нефтей), во вторых - 2,3*10-4 %. Следовательно, обогащение вод барием происходит не за счет нефти, а, вероятнее всего, за счет пород, сохранению его в водах способствует восстановительная обстановка.
Изучение распространения лития в водах углеводородных залежей показало (см. таблицу), что максимальные его концентрации характерны для вод газоконденсатных залежей (0,8-2,9)*10-4% (Западно-Октябрьское и Глебовское месторождения).
Некоторые исследователи связывают повышенные концентрации лития в подземных водах с высокотемпературными зонами. На это указывал акад. А.П. Виноградов [1]. Если для Глебовского месторождения, расположенного в зоне температурных максимумов, такое предположение правомерно, то для Западно-Октябрьского, характеризующегося, наоборот, пониженными температурами, повышенные концентрации лития в пластовых водах можно предположительно объяснить обогащенностью им пород.
Минимальные концентрации лития (2-0,2)*10-4 отмечаются в пластовых водах газовых залежей. Особенно это характерно для пластовых вод майкопских газовых залежей Джанкойского месторождения. Здесь средняя концентрация лития 0,64*10-4 %. Пластовые воды нефтяных и газонефтяных залежей содержат литий в идентичных концентрациях, соответственно (0,3-1,5)*10-4 и (0,8-1,2)*10-4 %.
Таким образом, на содержание и состав ВРГ существенное влияние оказывают фазовое состояние и состав залежей УВ. Наблюдается определенная закономерность в изменении состава ВРГ при переходе от нефтяных к газовым залежам: возрастает содержание метана (до 85-99 %), снижается концентрация его гомологов (см. таблицу). Максимальные концентрации последних свойственны пластовым водам нефтяных и газоконденсатных залежей, максимальные коэффициенты газонасыщенности (0,6-0,98) характерны для растворенных газов вод газовых и нефтегазовых залежей.
При переходе от нефтяных залежей к газоконденсатным наблюдается резкое уменьшение в пластовых водах растворенного СO2 (от 5-6 до 2 %) и до некоторой степени азота, максимальные концентрации которого были отмечены в водах нефтегазовых залежей. Доля биогенного азота максимальна у ВРГ пластовых вод нефтегазовых и нефтяных залежей.
Можно констатировать, что нефтяные и нефтегазовые залежи Крымской нефтегазоносной провинции сопровождаются водами в основном щелочными, гидрокарбонатнонатриевого типа, пониженной минерализации, в то время как газовые и газоконденсатные залежи ассоциируют, как правило, с водами жесткими, хлоркальциевого типа и большей минерализации. В водах нефтяных залежей повышено содержание гидрокарбонат-иона и отмечаются максимальные концентрации некоторых микрокомпонентов, в частности йода. Работами некоторых исследователей [2] для Крымской нефтегазоносной провинции установлено, что главным источником поступления йода в пластовые воды углеводородных залежей является ОВ, присутствующее в породах и водах и содержащее сложные иодорганические соединения и комплексы.
Наиболее интенсивное иодонакопление отмечено на глубинах 1-3 км [2]. К этим глубинам приурочены основные нефтяные залежи в меловых отложениях Тарханкутского и майкопских образованиях Керченского полуострова.
В заключение следует отметить, что Крымская нефтегазоносная провинция, расположенная на стыке докембрийской платформы и Крымско-Кавказской геосинклинали и включающая как участки эпигерцинской платформы, так и предгорные прогибы, характеризовалась довольно мобильными тектоническими условиями, частой сменой разнонаправленных движений, областей питания и разгрузки флюидов, что создавало неустойчивую обстановку формирования углеводородных залежей и сопутствующих им вод. Об этом свидетельствуют химический и газовый составы пластовых вод, а именно: распространение здесь вод пониженной минерализации (до 80 г/л), их пестрый химический состав с неустойчивыми, изменяющимися в широком диапазоне концентрациями некоторых компонентов (иод, бор, некоторые металлы), разнообразный газовый состав вод с изменчивой газонасыщенностью. Все это вызывает трудности при разработке газогидрохимических показателей для оценки фазового состояния залежей провинции, обусловливая появление расплывчатых границ между зонами различного содержания компонентов, выделяемых в качестве критериев. Однако по газогидрохимическим показателям, приведенным в таблице, составленной на основе статистической обработки многочисленных анализов пластовых вод и ВРГ Крымской нефтегазоносной провинции, можно прогнозировать залежи в районах с еще не доказанной нефтегазоносностью и их фазовое состояние.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Виноградов А.П. Введение в геохимию океана. М., Наука, 1967.
2. Галян Л.Д. Исследование условий накопления и распространения иода в подземных водах донеогеновых отложений Равнинного Крыма. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минер, наук, Киев, 1971 (ГИН АН УССР).
3. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. М., Недра, 1974.
Поступила 23/ III 1984 г.
Таблица Газогидрохимические показатели фазового состояния залежей УВ Крымской нефтегазоносной провинции
|
Тип залежей |
Газовые показатели (растворенный газ) |
Гидрохимические показатели |
|||||||||||||||
|
СН4, % |
SТУ, % |
N2, % |
N2б, % |
СО2, % |
Рг/Рпл |
Минерализация пластовых вод, г/л |
Тип воды |
SO42-,% |
HCO3-, % |
I-, мг/л |
К |
Ва |
Li |
||||
|
мг/л |
n*10-3. % |
мг/л |
n*10-4, % |
мг/л |
n*10-4, % |
||||||||||||
|
Газовые |
85-99 |
0,05-1,6 |
0,40-9,5 |
22-63 |
0,05-2,2 |
0,60-0,98 |
11,0-62,0 |
хк, гкн |
0,02-2,20 |
0,03-6,60 |
4,0-79,0 |
60-160 |
1,7-4,0 |
10,6- 13,4 |
1,1-2,7 |
0,7-5,1 |
0,2-1,0 |
|
Газоконденсатные |
77-93 |
4,0-16,0 |
0,1 - 12,0 |
28-86 |
0,1-6,6 |
0,40-0,80 |
11,0-68,0 |
ГКН -хк |
0,20-2,80 |
0,02-4,20 |
10,0- 89,0 |
29-87 |
1,4-7,2 |
3,5- 8,3 |
1,3-3,2 |
1,7-6,8 |
0,8-2,9 |
|
Нефтегазовые |
65-94 |
3,5-5,0 |
0,8-14,9 |
40-74 |
0,6-4,8 |
0,70-0,90 |
8,0-15,0 |
гкн |
0,02- 0,32 |
1,50- 23,2 |
34-53 |
7-10 |
0,7-0,9 |
1,0- 4,4 |
1,0-4,0 |
1,0-1,3 |
0,8-1,2 |
|
Нефтяные |
48-78 |
7,5-32,0 |
0,7-11,5 |
39-89 |
0,1-5,0 |
0,30-0,90 |
4,0-31,0 |
гкнхк |
0,02-4,00 |
0,4-19,0 |
11,0- 146 |
8-75 |
0,8-3,0 |
1,2- 19,4 |
0,9-4,4 |
0,6-4,8 |
0,3-1,5 |