К оглавлению журнала

 

УДК 550.84:553.98

© В. П. Ильченко, Е. В. Стадник, 1992

ГАЗОГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОЛЯ В ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

В. П. ИЛЬЧЕНКО (СевКавНИИгаз), Е. В. СТАДНИК (ВНИИгеоинформсистем)

Подсолевой гидрогеологический этаж юго-западной части Прикаспия представлен флюидосодержащими нижнепермскими, каменноугольными и более древними породами. Фациальное разнообразие коллектора предопределило различия в выделении двух наиболее изученных гидрогеологических комплексов; нижнепермского и каменноугольного.

Минерализация пластовых вод нижнепермских горизонтов изменяется от 217 до 257 г/л, в каменноугольных отложениях она ниже и не превышает 150 г/л. Воды седиментогенные, метаморфизованные, преимущественно хлоркальциевого типа. Многочисленные данные свидетельствуют о гидрогеохимической инверсии в подсолевых отложениях. Вниз по разрезу с удалением от соленосной толщи минерализация пластовых вод уменьшается (рис. 1), что может быть обусловлено присутствием вод термодегидратационного, конденсационного, органогенного, гидратного и другого происхождения.

На основе анализа геологического строения территории, литологической неоднородности подсолевых Отложений, особенностей развития флюидо-динамической системы наиболее вероятно влияние вод, образовавшихся в результате дегидратации глинистых толщ и органогенных вод. За такой источник опреснения можно принять мощные терригенные и терригенно-карбонатные толщи, сменяющие к югу от Астраханского свода визейско-нижнебашкирскую карбонатную формацию, а также глинистые терригенно-карбонатные отложения девона [I]. Существенную опресняющую роль играют и агрессивные органогенные воды, выделяющиеся из РОВ при его катагенезе. Расчеты (В. П. Ильченко, А. В. Бочкарев, 1990 г.) показали, что суммарный объем воды, образовавшейся из РОВ в подсолевых отложениях юго-западной части Прикаспия, составил 25 км3. Естественно, одной органогенной воды недостаточно для формирования гидрогеологической инверсии, но эта “активированная” вода становится главным транспортирующим агентом в массопереносе УВ. Теоретическими, экспериментальными и эмпирическими исследованиями обосновывается реальность существования в тонкодисперсных нефтегазоматеринских породах агрессивной временно модифицированной воды, за счет чего первичная миграция УВ в водорастворенном и “струйном” состоянии осуществляется на всех стадиях активного термокатализа РОВ [3].

В глубокозалегающих отложениях юго-западной части Прикаспия по водорастворенным газам выделяются три газогидрогеохимических поля: сероводородсодержащих, углекислых и метановых вод (рис. 2).

Зона развития сероводородсодержащих газов приурочена к Астраханскому своду. В составе водорастворенных газов существенна доля кислых компонентов. Содержание (%) сероводорода изменяется от 20 до 55, углекислого газа от 15 до 84, на долю метана приходится до 54 (чаще 20–30), азота от 0,4 до 5 (табл. 1). Распределение газовых компонентов в пластовом газе обусловливает характер распределения их в подошвенных водах (О. И. Серебряков, 1983 г.). Вследствие чего в изменении концентрации водорастворенных газов по площади прослеживаются закономерности, отмеченные для пластового газа залежи. Так, максимальные концентрации метана – 54,4 (скв. 37) и 50,3 % (скв. 2 Светлошаринская) наблюдаются в водах, приуроченных к восточной и южной периферийным областям. Минимальное содержание метана – 23,5 (скв. 12) и 15,5 % (скв. 8) – в водорастворенных газах отмечается в центральных частях залежи. Увеличение концентраций от центральной зоны залежи к периферийной наблюдается также для других водорастворенных УВ-компонентов и азота.

Изменение сероводорода в водорастворенных газах характеризуется возрастанием его концентраций от центра к периферии. Наиболее отчетливо эта закономерность прослеживается в западной части залежи (рис. 3). Так, в подошвенных водах (скв. 5, 12, 55) содержание сероводорода составляет 33–38 %, а в законтурных водах (скв. 1 и 2 Долгожданные) –43–53 %. Газонасыщенность подошвенных вод Астраханского газоконденсатного месторождения увеличивается от центральных частей залежи к периферии от 7,7 (скв. 8) до 19,6 м33 (скв. 37, 12). Причем она контролируется содержанием сероводорода в водорастворенном газе, растворимость которого в водной фазе существенна. В переходной зоне газонасыщенность вод значительна выше. Так, в скв. 45 (интервал 4087– 4057 м) она достигает 58,5 м33, а в скв: 8 (интервал 4137–4183 м) газонасыщенность вод, подстилающих залежь, равна 7,7 м33. Таким образом, с удалением от ГВК газонасыщенность вод уменьшается.

Расчеты (В. П. Ильченко, М. А. Мартынова, 1989 г.) показали, что предельная расчетная газонасыщенность вод значительно выше фактической и достигает 92 м33. Давление насыщения водорастворенных газов порядка 20 МПа, коэффициент газонасыщенности вод (Pнас/Pпл) около 0,3, хотя в пластовой воде месторождения, находящейся в равновесии с газом, может раствориться не более 20 м33 газа (В. И. Лапшин и др., 1989 г.).

Зона развития углекислых вод расположена на самом юге описываемой территории. Высокие концентрации углекислого газа в водорастворенном газе установлены в зоне сочленения разновозрастных платформ. Наиболее интересные сведения получения на Краснохудукской площади, где при испытании пяти объектов в каменноугольных отложениях в составе водорастворенного газа содержание СО2 составило 54–89 %. На Каракульской площади (скв. 1, интервал 4158–4268 м) концентрация диоксида углерода в газе пластовых вод достигала 68 %.

Возможно, высокие концентрации СО2 в водах контролируются их приуроченностью к зоне тектонических нарушений, литологическим составом вмещающих пород, результатом длительного взаимодействия УВ с сульфатами пластовых вод, разрушением (крекингом) залежей УВ. Все эти факторы отмечаются в пределах рассматриваемой территории.

В разрезе подсолевого гидрогеологического этажа на долю карбонатных пород приходится 40– 50 %. Известно, что карбонатные породы при контакте с пластовыми водами в жестких термобарических условиях генерируют большое количество углекислоты. Диоксид углерода, насыщая пластовые воды, изменяет тем самым их рН в сторону увеличения щелочности. Видимо, часть углекислоты глубинного генезиса поступает в подсолевые толщи в составе парогазожидкостных смесей по тектоническим нарушениям, особенно в зоне сочленения Русской и Скифской платформ.

По мнению Г. П. Былинкина (1988 г.), в первичной смеси образовавшихся УВ-скоплений присутствовало небольшое количество кислых компонентов (6–10 %), значительное содержание которых поступило в ловушки по тектоническим разломам в более позднее геологическое время. Глубинную углекислоту можно рассматривать в качестве своеобразного растворителя, извлекающего в той или иной мере рассеянные УВ осадочных пород, концентрирующего их совместно с подземными водами и перемещающего эти УВ к ловушкам.

В природе довольно редко отмечается резкое повышение концентрации двуокиси углерода в зоне нефтяных и газовых месторождений, что связано с высокой растворимостью углекислоты в пластовых водах. Подобные аномалии возможны лишь там, где процессы поступления двуокиси углерода из недр проходили недавно [2]. Хотя можно привести многочисленные примеры высоких концентрации углекислоты над нефтяными и газовыми залежами по многим нефтегазоносным бассейнам мира (В. А. Соколов, 1971 г.). Важно отметить, что изотопные исследования природных газов (В. П. Карпов, 1989 г.) указали на очень легкий метан на площадях с высокими концентрациями углекислоты в глубокозалегающих отложениях юго-запада Прикаспия (скв. 12 Касаткинская, в интервале 2264–2271 м dC13= -38.5 °/оо; скв. 1 Краснохудукская, в интервале 4178–4182 м dC13= -42,2 °/оо и скв. 3 Смушковская, в интервале 3571–3577 м dC13=-49,8 0/oo), что характерно для, флюидов глубинного генезиса.

В водоносных комплексах подсолевых отложений Калмыцкой зоны поднятий развиты метановые газы, на долю УВ приходится 93–96, углекислого газа 1–3, азота 2–3 %. Характерная особенность природных газов отсутствие в них сероводорода. Повышенные концентрации гелия подчеркивают застойный характер гидрогеологической обстановки.

Фоновая газонасыщенность вод не превышает 1500 см3/л. На этом фоне наиболее отчетливо проявляются газогидрогеологические аномалии на Чкаловской и Кануковской площадях. Повышенная газонасыщенность вод на этих площадях составляет соответственно 3700 и 1620 см3/л при величине коэффициента газонасыщенности более 0,8.

Открытие нефтяной залежи на Южно-Плодовитенской площади без признаков сероводорода подтверждает УВ-состав газов подземной гидросферы в пределах Карасальской моноклинали. Гидрогеологические исследования объекта (скв. 3 Южно-Плодовитенской в интервале 4920–4890 м), удаленного от залежи на 3 км и ниже на 500 м, характеризуют уже фоновую газогидрогеохимическую составляющую. Здесь газонасыщенность вод составила 1526 см3/л, величина коэффициента газонасыщенности равна 0,5. В составе газа преобладает метан (93 %), содержание двуокиси углерода 0,64, азота 3,5 %.

Гидрогеохимическое районирование исследуемой территории юго-западной части. Прикаспийской впадины по химическому составу подземных аод и газов позволяет провести прогнозные оценки в пределах слабоизученных площадей региона. Особенно важны такие оценки на залежи УВ, характеризующиеся низкими концентрациями кислых газов. В частности, такие прогнозы представляют интерес для недавно установленного на основе комплексного анализа аэрокосмической, геологической, геофизической и геохимической информации Юстинского сводового поднятия [5]. Выявленный по подсолевым отложениям объект по размерам, геологической характеристике и возможной нефтегазоносности аналогичен Астраханскому месторождению. Этот объект площадью 50x20 км по замкнутой изогипсе –5000 м располагается южнее пос. Юста в Калмыкии в зоне сочленения Сарпинского прогиба. Астраханского свода и Каракульско-Смущковской зоны поднятий. Причем прогнозируют здесь два этажа нефтегазоносности: нижне-среднекаменноугольный карбонатный (глубина залегания 5–7 км) и верхнекаменноугольный терригенный (4–5 км). Тип залежигазоконденсатная с нефтяной оторочкой и содержанием сероводорода до 5 %.

Как показали гидрогеологические исследования, подземные воды глубоко залегающих отложений на Юстинском своде отличаются резко застойной обстановкой. Характерна гидрогеохимическая инверсия для района исследований: вниз по разрезу минерализация вод уменьшается с 230 (нижняя пермь) до 70 г/л (нижний карбон). Юстинский свод приурочен к границе газогидрогеохимических полей метановых и углекислых вод, выделенных на гидрогеохимической схеме (см. рис. 2). Судя по результатам бурения и испытания близлежащих скважин на Смушковской, Ашунской, Южно-Астраханской и Краснохудукской площадях тип разреза в подсолевых, отложениях в основном терригенный, депрессионный, что уже указывает на бессероводородный характер предполагаемой залежи. Причем по данным глубинных гидрогеологических исследований не установлено присутствие в водорастворенных газах сероводорода, хотя концентрации двуокиси углерода существенны (табл. 2). Указанные материалы могут явиться доказательством того, что в этой зоне будут открыты бессернистые залежи УВ с высоким содержанием двуокиси углерода. Как известно, в разведанных здесь месторождениях (Касаткинское нефтяное в триасовых отложениях и Полевое газовое в неогеновых) сероводород в составе газов отсутствует.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Зингер А. С., Долгова Г. С., Федоров Д.И. Генезис опресненных глубинных вод и кислых компонентов газов юго-востока Русской платформы // Обзор ВИЭМС. М.: 1980.– С. 40.
  2. Зорькин Л. М., Старобинец И. С., Стадник Е. В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов- М.: Недра.– 1984.
  3. Симоненко В. Ф. Первичная миграция углеводородов в водорастворенном состоянии и их начальная аккумуляция // Обзор ВИЭМС.- М.– 1989.– С. 56.
  4. Суббота М. И., Серебряков О. И., Ильченко В. П. Термодинамический генезис гидрохимических инверсий в глубокозалегающих осадочных толщах / В сб.: Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М.– 1988.– С. 603– 604.
  5. Ульянов В. С., Петухов А. В., Губин В. А. Юстинский свод перспективный объект нефтегазопоисковых работ в Прикаспийской впадине // Геология нефти и газа.– 1990.– № 1.–С. 8–11.

ABSTRACT

Results of the study of gas hydrogeochemical fields in subsait deposits in the southwestern part of the Precaspian depression are being analyzed. Gas hydrogeochemical zonation of ihe territory has been carried out. A zone of H^S-free gases is identified and petroleum potential assessment is done, with the prediction of the phase state of possible hydrocarbon accumulations.

 

РИС. 1. ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ:

1 – область изменения общей минерализации подземных вод; 2 – глина и алевролиты; 3 – доломиты; 4 известняки; 5 – каменная соль; б песчаники

РИС. 2. СХЕМА ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1 – тектонические элементы; 2 – изогипсы подсолевых отложений, км; 3 – изоминеры, г/л; зоны развития: 4 – углекислых вод, 5 – метановых вод, 6 – сероводородсодержащих вод, 7 – АВПД; 8 – значения приведенных напоров вод; 9 – структурные поднятия (месторождения) : I – Южно-Астраханское, II – Смушковское, III – Каракульское, IV – Чкаловское, V – Кануковское, VI – Карасальское, VII – Южно-Плодовитенское, VIII – Краснохудукское; КЗПКалмыцкая зона поднятий; СП Сарпинский прогиб; АС Астраханский свод; КСЗП Каракульско-Смушковская зона поднятий

РИС. 3. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ОБСТАНОВКА АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПОДСОЛЕВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ)

1 – контур газоносности; 2 – изолинии газосодержания, м33; 3 – скважины; зоны распространения вод с минерализацией, г/л; 4 – более 100, 5 – 80–100, 6 – 60–80

ТАБЛИЦА I. СОСТАВ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ КАМЕННОУГОЛЬНОГО КОМПЛЕКСА АСТРАХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Скважина

Интервал перфорации, м

Газовый фактор, м3/м3

Содержание компонентов, %

С1

С2

С3

С4

С5+высш.

N2

СO2

N2S

1

4410–4228

Не опр.

9,34

5,48

9,98

Не опр.

Не опр.

Не опр.

19,4

55,5

2

4298–4285

Не опр.

22,3

0,6

2,0

Не опр.

Не опр.

Не опр.

27,8

47,3

5

4202–4184

17,5

58,5

1,88

0,6

0,08

0,06

0,81

11

26,5

8

4137–4123

7,7

15,5

0,38

0,07

0,05

0,02

1,09

33,8

48,4

12

4090–4078

19,6

24,1

0.35

0,08

0.

0,09

4,81

26,9

43,6

27

4084–4065

34,1

24,85

0,56

0,33

0,12

0,16

0,09

33,4

40,5

25

4085–4076

Не опр.

14,1

0,61

0,18

0,06

0,02

0,53

29

55,5

37

4057–4052

18,8

54,5

0,61

0,12

0,03

01.

2,68

18,1

23,6

45

4087–4057

58,5

45,6

3,34

1,44

0,95

0,52

2,18

14,73

31,0

51

4424–4412

13,0

19,8

0,87

0,07

Сл.

3,62

31,3

44,4

55

4135–4123

10,7

19,6

0,06

0,01

0,01

Сл.

0,04

42,1

35,6

60

4536–4572

13,2

 

 

 

31,9*

 

 

 

8,82

32,9

20,4

72

4155–4140

9,6

46*

22,6

29,0

Значения суммы УВ С1С5.

ТАБЛИЦА 2. СОСТАВ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Площадь, скважина

Возраст

Интервал перфорации, м

Газосодержание, см3

Содержание компонентов, %

Pг/Pпл

C1

С2

С3

С4

C5+высш

N2

CO2

He

Царицынская, 10

P1

3564–3580

 

87,41

0,97

0,14

0,04

 

9,85

1,59

   

Кануковская, 101

P1

2747–2758

703

84,78

3,88

0,61

0,16

0,05

8,51

0,51

0,45

0,53

Кануковская, 101

P1

2752–2745

1367

76,21

7,52

2,67

1,23

0,94

7,81

2,52

0,17

0,68

Кануковская, 101

P1

2752–2744

1720

79,25

3,97

1,51

0,69

1,17

8,71

2,78

0,25

Чкаловская, 1

P1

4660–4673

4500

83,09

4,90

2,13

1,02

8,24

0,62

Чкаловская, 1

P1

4600–4638

3700

78,3

3,72

1,83

0,97

0,62

6,96

1,28

0,84

Каракульская, 1

C1

4158–4268

   

35,3

   

2,29

62,98

Сухотинская, 1

P1

2584–2596

59,48

5,93

3,92

1,36

0,38

26,33

2,49

Сухотинская, 2

P1

3732–3770

64,60

3,62

1,68

0,51

0,22

26,39

0,47

Смушковская, 3

С2

2878–2834

83,15

1,91

0,19

0,04

Сл.

13,83

1,88

Смушковская, 3

С2

2950–3016

82,09

5,66

0,25

0,11

Сл.

7,69

4,2

Ашунская, 1

С

3013–3620

30,96

0,48

3,17

62,91

0,16

Ашунская, 1

C

3013–3300

5240

15,7

0,05

1,09

93,10

Ашунская, 2

C

3720–3741

3900

4,86

0,04

0,84

90,77

0,1

0,43

Южно-Астраханская, 10

С2

4448–4423

2680

95,42

0,39

0,13

0,39

0,13

1,58

1,08

1,01

0,48

Южно-Плодовитенская, 3

С2

4920–4890

1526

93,08

0,58

0,02

3,48

0,64

0,09

0,59

Южно-Плодовитенская, 3

С2

4500–4480

2300

87,09

0,75

0,03

0,01

6,43

4,52

0,09

1,0

Краснохудукская, 1

C1

4364–4324

16760

28,84

4,1

0,19

0,81

Сл.

10,66

54,21

0,91

1,0

Краснохудукская, 1

C1

3590–3630

16638

13,67

0,01

0,01

0,01

Сл.

2,08

83,95

0,1

0,98