Гидрогеохимические критерии выделения нефтеперспективных участков ложной покрышки

(На примере Припятского прогиба.)

В последние годы широко распространено представление о трехслойном строении ловушек УВ. Оно основано на выделении между покрышкой и коллектором ложной покрышки (ЛП). Последняя обладает низкими емкостными и фильтрационными свойствами, но не является покрышкой для нижележащих нефтенасыщенных пластов-коллекторов. Подобное строение ловушек и залежей нефти и газа отмечалось в ряде регионов, в том числе и в Припятской НГО [2, 3]. Анализ фактического материала позволил выделить в разрезе межсолевых и подсолевых ловушек ЛП. В состав межсолевой ЛП входят боричевские ангидриты, залегающие в основании лебедянской соленосной толщи, а также глинисто-карбонатные породы петриковского и двух верхних пачек елецкого горизонта. Они характеризуются высокой глинистостью карбонатных пород, спорадическим распространением их проницаемых разностей, с которыми в отдельных случаях связаны мелкие залежи нефти [3]. К подсолевой ЛП отнесены глинисто-карбонатные отложения евлановского возраста [2].

Проведенными исследованиями установлено, что притоки нефти из межсолевых образований на площадях Припятского прогиба получены только из той части ЛП, которая находится выше уровня критической седловины, совпадающего на нефтяных месторождениях с отметкой ВНК. Ниже его получены притоки пластовых вод. Химический состав последних, исходя из теоретических представлений, должен реагировать на наличие нефтеперспективных участков в ЛП, так как даже малочисленные и незначительные по размеру пустоты этой части геологического разреза насыщены УВ [3]. Такое положение было исходным для изучения характера влияния перспективных частей ЛП на химический состав подземных вод и, прежде всего, на особенности изменения содержания в пластовых рассолах тех компонентов, которые являются критериями нефтегазоносности. Результаты проведенных исследований показали, что именно с позиций трехслойного строения природных резервуаров и залежей нефти можно объяснить ранее установленное [4] наличие существенных размеров гидрогеохимических ореолов вокруг нефтяных залежей, характеризующихся близкими значениями параметров в пределах всей аномалии. В качестве примера рассмотрим распределение аммония в межсолевых рассолах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления. Рядом авторов обосновано его нефтепоисковое значение для условий Припятского прогиба [1, 4], поэтому ореольное распространение водорастворенного аммония вблизи нефтяных залежей (рис. 1, а) вполне закономерно. Больший интерес представляет тот факт, что выделенные по геологическим данным (см. рис. 1, а, б) нефтеперспективные участки ЛП оконтуриваются одной изолинией (0,8 г/л) концентрации амония в пластовых рассолах нижележащих пород-коллекторов (см. рис. 1, а). Более того, в пределах рассматриваемой зоны наблюдается ореол повышенных и близких по значениям концентраций амония (0,8–0,9 г/л), за пределами которого отмечается резкое падение в пластовых водах содержания данного компонента (см. рис. 1, в). В устанавливаемом ореоле четко выделяются нефтяные залежи и перспективные поля ЛП (см. рис. 1, а, в). Характер распространения аммония вокруг нефтяных залежей Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления создает впечатление о проявлении здесь так называемых “лобового” и “тылового” эффектов и соответственно о движении подземных межсолевых рассолов с востока от Осташковичского месторождения на запад к Вишанскому (см. рис. 1, а), что противоречит гидродинамическим данным. Межсолевой гидрогеологический комплекс характеризуется застойным режимом подземных вод и отсутствием заметных передвижений рассолов в латеральном направлении [1, 4 и др.]. Представляется, что наблюдаемое в регионе смещение изолиний содержания аммония и других компонентов, являющихся критериями нефтегазоносности, в каком-либо направлении от нефтяных залежей, возможно, связано не с проявлением “лобового” и “тылового” эффектов, а контролируется характером распространения нефтеперспективных частей ЛП. Об этом свидетельствует совпадение в плане перспективных участков ЛП и гидрогеохимических аномалий в нижележащих породах-коллекторах.

Таким образом, выявленные по геологическим предпосылкам нефтеперспективные участки ЛП в межсолевых отложениях [3] подтверждаются гидрогеохимическими материалами. С другой стороны, можно говорить о том, что размеры и форма гидрогеохимических аномалий контролируются не только перспективными участками и залежами нефти в основной нефтегазоносной толще (4-я пачка елецкого возраста), но и нефтеперспективными участками ЛП. Сказанное подтверждается и материалами по подсолевому нефтегазоносному комплексу. Так, наличие законтурных скважин на Малодушинском нефтяном месторождении позволило установить существование гидрогеохимической аномалии в подсолевом карбонатном комплексе (В.Д. Порошин и др., 1982 г.). Непосредственно в зоне ВНК содержание сульфат-ионов в пластовых водах не превышает 0,21 г/л, а растворимость гипса составляет 0,1–0,12 г/л. По мере удаления от залежи в рассолах увеличивается содержание сульфат-ионов, уменьшается растворимость гипса, коэффициент насыщения по нему становится выше единицы. На расстоянии около 1,5 км от ВНК концентрация SO₄ в пластовых рассолах достигает 0,3 г/л, а растворимость гипса уменьшается до нуля (рис. 2). Иначе говоря, на расстоянии около 1,5 км от Малодушинской семилукской залежи наблюдается предельное насыщение пластовых рассолов по гипсу, а на большем удалении от ВНК установлены пластовые воды, перенасыщенные им (см. рис. 2, в). Отметим и тот факт, что гидрогеохимическая аномалия вблизи нефтяной залежи выражена своеобразным полем недонасыщенности по гипсу пластовых вод, форма и размеры которого приблизительно соответствуют перспективной части ЛП.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о том, что с позиций трехслойного строения ловушек можно объяснить наличие вокруг нефтяных залежей Припятского прогиба гидрогеохимических ореолов характеризующихся близкими значениями гидрогеохимических параметров в пределах всей аномалии.

Выводы

1. Выделенные по геологическим предпосылкам нефтеперспективные участки ЛП характеризуются в нижележащих пластах-коллекторах гидрогеохимическими аномалиями по компонентам, рассматриваемым как критерии нефтегазоносности.
2. Смещение гидрогеохимических аномалий от нефтяных залежей в гидродинамических зонах застойного режима подземных вод связано не с проявлением “лобового” и “тылового” эффектов, а отражает особенности распространения нефтеперспективных частей ЛП.
3. Форма и размеры гидрогеохимических аномалий могут контролироваться не только залежами нефти в региональной коллекторской толще, но и нефтеперспективными участками вышележащей ЛП. Последнее создает возможности для использования гидрогеохимических материалов в целях выделения как перспективных объектов для поисков залежей нефти в основных нефтегазоносных частях разреза нефтегазоносных комплексов (базисных горизонтов), так и в разрезе ЛП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Богомолов Г.В., Кудельский А.В., Козлов М.Ф. Аммоний как один из показателей нефтегазоносности // Докл. АН СССР.– 1970.– № 4 – С. 938–940.
2. Геологические основы прогноза нефтегазоносности локальных структур девонских отложений Припятского прогиба / В.М. Салажев, В.А. Коровкин, В.Д. Порошин и др. // В кн.: Совершенствование геологических основ прогноза нефтегазоносности недр Украины и Белоруссии.– Киев.– 1987.– С. 27–32.
3. Особенности строения ловушек нефти в межсолевых девонских отложениях Припятского прогиба / В.А. Коровкин, М.Ф. Кибаш, В.Д. Порошин, И.М. Шахновский // Геология нефти и газа.– 1987.–№ 12,–С. 35–40.
4. Порошин В.Д. Гидрогеохимические критерии нефтегазоносности территорий мощного развития галогенных толщ // Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минер, наук.– М.– 1984 (МИНГ).

Рис. 1. Гидрогеохимическая схема (а), геологический разрез по линии I–I (б) и гидрогеохимический профиль по линии I–I (в) межсолевого НТК Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления:

1 – скважины, по которым имеются полные представительные анализы химического состава пластовых вод; 2 – залежь нефти; участки ЛП: 3 – перспективные, 4 – бесперспективные; 5 – изолинии содержания аммония в пластовых водах, г/л; 6 – линия геологического разреза; 7 – соленосные толщи; 8 – северная граница зоны отсутствия межсолевого комплекса; месторождения: В – Вишанское, М – Мармовичское, Д – Давыдовское, С – Сосновское, О – Осташковичское.

Рис. 2. Малодушинское нефтяное месторождение. Гидрогеохимическая схема (а), геологический разрез (б) и график зависимости величины растворимости гипса (L), коэффициента насыщения по гипсу (k) и концентрации сульфат-ионов в приконтурных водах от расстояния до ВНК (l) (в):

1 – скважина, по которой имеются представительные анализы химического состава пластовых вод подсолевого карбонатного комплекса и содержания сульфат-ионов в пластовых водах (г/л), 2 – скважины, вскрывшие разрывное нарушение (а) и нефтяные (б), 3–изолинии содержания сульфат ионов в пластовых водах семилукского горизонта, г/л, 4 – тектонические нарушения, 5 – кристаллический фундамент, 6 – подсолевой карбонатный комплекс, 7 – подсолевой терригенный комплекс, 5 – линия предельной насыщенности рассолов по отношению к гипсу. Остальные уcл. обозн. См. на рис 1.