авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Гидрогеологические и геохимические закономерности размещения углеводородов в пределах вала карпинского

-- [ Страница 2 ] --

Глава 4 «Гидрогеологические условия накопления углеводородов» посвящена характеристике гидрогеологических условий вала Карпинского. Пластовые воды принимают непосредственное участие в генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, а также в формировании геохимической среды, окружающей нефтяные и газовые залежи, влияя на состав и свойства углеводородов.

Результаты определений основных параметров пластовых вод выполнены в разные годы в лабораториях треста «Калмнефтегазразведка», ОАО «Калмгаз», Калмыцкого государственного университета и др. Это позволило автору выявить гидрогеохимические, газогидрогеохимические и гидрогеодинамические зональности исследуемых гидрогеологических комплексов, синтезированные в гидрогеологические карты, графики и схемы.

В подразделе 4.1 «Гидродинамические условия нефтегазоносности комплексов» освещена гидродинамическая характеристика комплексов по материалам глубинных замеров пластовых давлений в скважинах и расчетов приведенных напоров пластовых вод Hпр на единую плоскость, значения которых изложены на гидрогеологических картах. На этих картах гидродинамические параметры напоров подтверждают наличие в исследуемых водоносных системах гидродинамических зон (согласно классификации А.А. Карцева, 1982) затрудненного и весьма затрудненного водообмена (напор от плюс 220 м в юрском комплексе до плюс 200 м в апт-неокоме и до плюс 180 м в альбском комплексе). В локальных структурно-пликативных ловушках нефтегазонакопления равномерное распределение повышенных значений напоров свидетельствует о развитии в них зон крайне затрудненного водообмена, что способствует сохранности УВ скоплений.

Гидрогеотермическое поле вала Карпинского характеризуется повышением температур вниз по разрезу (от 60 С до 100 С и более) по парабалическому закону. Наиболее прогретые зоны (или геотермические купола) совпадают с локальными поднятиями. Наиболее высокие плотности теплового потока характерны для мезозойских отложений. Намечается связь плотности теплового потока с нефтегазоносностью структур, выражающаяся в том, что нефтеносные площади на фоне локального повышения температур характеризуются меньшими градиентами теплового потока, чем газоносные; максимальными геотермическими градиентами характеризуются газоконденсатные структуры. Локальные ловушки нефти, газа и в особенности газоконденсата выделяются на общем геотермическом поле соответствующих комплексов температурными положительными аномалиями амплитудой до 3-5 С. Средний градиент пластовых температур составляет

3,8 С/100м (Жингель, 2002 и др.).

В подразделе 4.2 «Закономерности изменения химического состава пластовых вод» исследованы закономерности изменения химического состава пластовых вод. По гидрохимическому облику пластовых вод на территории вала Карпинского выделяются три основные гидрогеологические зоны, соответствующие зональности нефтегазонакопления: юрская, апт-неокомская и альбская.

Юрский водоносный комплекс развит на двух участках, разделенных между собой субширотной полосой их отсутствия. Южный участок приурочен к Терско-Каспийскому прогибу, северный – к Восточно-Манычскому прогибу и валу Карпинского. Полоса отсутствия юрских отложений представляет собой погребенный Прасковейско-Тарумовский вал Ставрополья.

Основной северный бассейн, к которому приурочен вал Карпинского, изучен более детально. Минерализация вод на южном склоне вала Карпинского составляет 100 г/дм3 и возрастает в сводовой части вала, где она достигает 158 г/дм3.

Нарастание минерализации продолжается к северо-востоку и уже на северном склоне она равна 175 г/дм3. Максимальная минерализация юрских вод характерна для бортовой зоны, где она достигает 197 г/дм3.

В ионно-солевом составе основная роль принадлежит хлору и натрию, содержание которых в общих чертах повторяет схему распределения минерализации. Содержание гидрокарбонатов в юрских водах колеблется в пределах 24-561 мг/дм3. Минимальные их концентрации, не превышающие 100-150 мг/дм3, характерны для сводовой части вала Карпинского и его северного склона. Максимальные концентрации наблюдаются на южном склоне вала Карпинского и в Прикумской зоне поднятий. Содержание сульфатов изменяется в широких пределах от 3 до 455 мг/дм3. Максимальные его содержания наблюдаются в зоне солянокупольной тектоники, что объясняется выщелачиванием гидрохимических осадков.

Воды сильно метаморфизованы () и относятся к хлоркальциевому типу, характеризуются средней и низкой сульфатностью (), высокими значениями хлорбромного коэффициента (около 300).

Апт-неокомский водоносный комплекс на территории вала Карпинского содержит пластовые воды, минерализация которых повышается в северном направлении. На Восточно-Артезианской площади минерализация вод равна 126 г/дм3. Гидрохимические максимумы приурочены к северному борту Восточно-Манычского прогиба, осложненному серией сбросов. Такие же величины минерализации апт-неокомских вод фиксируются в сводовой части вала Карпинского (до 130 г/дм3 и выше).

Содержание хлора в пластовых водах изменяется от 35 до 91 г/дм3, в общих чертах повторяя схему минерализации. Содержание сульфатов в аптских водах колеблется от 2 до 268 мг/дм3. Количество гидрокарбонатов колеблется в широких пределах – от 50 до 700 мг/дм3. Минимальные концентрации их наблюдаются в бортовой зоне Прикаспийской впадины, где содержание их не превышает 70-150 мг/дм3 (Долан-Алдынская, Разночиновская, Кирикилинская площади). Количество натрия в аптских водах колеблется от 20 г/дм3 до 52 г/дм3, в общих чертах повторяя схему минерализации вод и содержания хлора.

Альбский водоносный комплекс по закономерностям распределения минерализации вод напоминает схему апт-неокомского комплекса. Как указывалось ранее, вверх по разрезу происходит улучшение коллекторских свойств. Усиление гидродинамики в альбе сглаживает гидрохимические аномалии, и гидрохимическая обстановка приобретает черты единой водонапорной системы.

Минерализация вод альбского комплекса изменяется от 65 до 166 г/дм3. Минимальные ее значения характерны для западной части вала Карпинского (Бузгинский блок), где она составляет 65 г/дм3. Пониженные значения минерализации наблюдаются также в районе Комсомольско-Артезианской группы поднятий (Приманычские районы южного склона вала Карпинского). Здесь минерализация пластовых вод не превышает 80 г/дм3.

К северу от Маныча на южном склоне вала Карпинского выделяется зона повышенной минерализации в районе Камышанско-Каспийской зоны нефтегазонакопления. Здесь наблюдается рост минерализации вод к центральным частям группы локальных поднятий. Так, указанная группа поднятий в целом оконтуривается изоминерой 90 г/дм3, в центральной же части зоны минерализация достигает 110 г/дм3 и выше. В сводовой части вала Карпинского также выделяется гидрохимическая аномальная зона.

Содержание хлора в альбских водах повторяет схему минерализации вод. Количество сульфатов в водах изменяется от 25 до 400 мг/дм3. Пониженная их концентрация, не превышающая 100 мг/дм3, характерна для южного склона вала Карпинского. К северу происходит увеличение сульфатности вод. Содержание гидрокарбонатов в альбских водах изменяется от 50 мг/дм3 до 780 мг/дм3. Минимальные концентрации гидрокарбонатов, не превышающие 150 мг/дм3, характерны для территории севернее сводовой части вала Карпинского и большей части Бузгинского блока. Повышенные количества гидрокарбонатов отмечаются на южном склоне вала Карпинского. Содержание натрия в альбских водах колеблется от 20 до 60 г/дм3, распределение его так же в общих чертах повторяет схему минерализации вод.

На общем фоне распространения высокоминерализованных вод единой гидрогеологической закономерностью для всех гидрогеологических комплексов, к которым относятся основные зоны нефтегазонакопления, является то, что в пределах локальных ловушек минерализация вод увеличивается, однако в непосредственной близости от залежи углеводородов наблюдаются зоны гидрогеохимических инверсий, выражающиеся в снижении минерализации пластовых вод и содержания водорастворенных солей. В результате геохимического взаимодействия углеводородов залежей с солями подстилающих пластовых вод ореола залежей снижается содержание сульфатов и повышается количество гидрокарбонатов.

В подразделе 4.3 «Гидрогеохимические критерии перспектив нефтегазоносности» исследуются гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности. Величина газонасыщенности подземных вод позволяет судить о масштабах накопления и рассеивания углеводородов в нефтегазоносных комплексах при оценке перспектив исследуемой территории (Зингер, 1964; Спевак, 1970 и др.). Изучение газогидрогеохимических особенностей пластовых вод вала Карпинского позволило установить, что преобладающими в составе водорастворенных газов (ВРГ) являются углеводородные газы. С увеличением глубины в составе ВРГ растет содержание углеводородных газов от 200 до 1000 см3/дм3 и более.

В подразделе 4.3.1 «Газонасыщенность пластовых вод» установлено, что общая газонасыщенность пластовых вод юрского комплекса минимальная в сводовой части вала Карпинского и его северном склоне. Воды последнего содержат растворенного газа до 200 см3/дм3. В сводовой части вала воды насыщены газами более 200-500 см3/дм3. Газонасыщенность возрастает в южном направлении и достигает 1000-1680 см3/дм3 в Каспийско-Камышанской зоне нефтегазонакопления.

Упругость растворенных газов (Робщ) минимальная на северном склоне вала Карпинского (до 2,4 МПа). В сводовой части вала упругость возрастает до 4,5 МПа, увеличиваясь в южном направлении с погружением пластов. Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями 9,0-10,0 МПа и более. Упругость растворенных газов в Артезианско-Комсомольской зоне повышается до 14,0 МПа. Это может быть следствием влияния еще не открытых залежей газа и нефти, содержащихся в юрских коллекторах Комсомольско-Артезианской зоны.

Для оценки потенциальных возможностей формирования залежей важнейший интерес представляет коэффициент насыщенности вод (Кн), определяемый отношением упругости растворенного газа (Робщ) к пластовому давлению (Рпл). Коэффициент насыщенности вод юрского комплекса имеет значения до 0,35 в сводовой части вала Карпинского до 0,40 на южном склоне вала Карпинского и до 0,49 на территории Приманычской зоны. В зоне влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод возрастает, достигая значений 0,8 и выше. В связи с этим привлекает внимание значительное увеличение насыщенности (Кн) юрских вод Манычского прогиба до 0,5, продолжающееся в восточном направлении с погружением отложений. Это интерпретируется как опережающее преобладание упругости газа над пластовым давлением в этом районе и увеличение возможностей выделения свободной углеводородной фазы.

На формирование залежей углеводородов в значительной мере оказывает влияние степень насыщенности вод углеводородами, определяемая отношением парциальной упругости углеводородов (Ругл) к общей упругости газа (Робщ). Степень насыщенности юрских вод углеводородами (Ругл/Робщ) увеличивается в южном направлении. В сводовой части вала Карпинского она 0,60-0,65, на южном склоне вала Карпинского достигает 0,85, что свидетельствует об относительном увеличении значения углеводородной фазы с увеличением глубин. Об этом же свидетельствует и увеличение отношения (Ругл/Робщ) в водах Манычского прогиба и с продвижением к востоку, т.е. с увеличением глубин залегания комплексов. Эти данные подтверждают единство геохимических обстановок продуктивных комплексов вала Карпинского.

Общая газонасыщенность пластовых вод аптского комплекса увеличивается в южном направлении, т.е. с увеличением глубины залегания. Воды бортовой зоны содержат растворенных газов около 50 см3/дм3 (Долан-Алдынская пл.). На северном склоне вала Карпинского газонасыщенность аптских вод составляет 576 см3/дм3, на южном склоне она возрастает до 730 см3/дм3. Воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления содержат свыше 2000 см3/дм3 растворенных газов. Изменение газонасыщенности происходит, главным образом, за счет изменения количества углеводородов. Выделяется газовая аномалия, приуроченная к Манычскому прогибу.

Упругость газа минимальна в бортовой зоне, где она составляет 1,7 МПа. Южнее упругость газа возрастает и достигает 6,2 МПа на северном склоне вала Карпинского (Сайгачья пл.). На южном склоне вала Карпинского она имеет одинаковые фоновые значения – до 11,5 МПа. В зонах нефтегазонакопления упругость возрастает до 20,0 и более МПа. Отмечается приуроченность зоны значительной упругости газа к Манычской системе, что наблюдается также и в юрском комплексе.

Коэффициент насыщенности (Кн) аптских вод имеет значения до 0,4. В зонах нефтегазонакопления и в пределах влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод (Кн) значительно возрастает, достигая 0,8-0,9. Так, Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями коэффициента (Ругл/Робщ) свыше 0,6. Привлекает внимание значительное увеличение насыщенности аптских вод Восточно-Манычского прогиба. В сводовой части вала Карпинского насыщенность аптских вод также относительно велика, что указывает на значительную перспективность аптских отложений этого района. Уменьшается насыщенность аптских вод к северу от сводовой части вала Карпинского, и уже в бортовой зоне значения коэффициента (Ругл/Робщ) составляют 0,14.

Общая газонасыщенность пластовых вод альбского комплекса в сводовой части вала Карпинского достигает 1670 см3/дм3. На южном склоне вала Карпинского Камышанская зона газонакопления выделяется полем газонасыщенности вод свыше 2000 см3/дм3 при фоновых значениях до 1000 см3/дм3. На южном склоне Бузгинского блока Ики-Бурульская зона газонакопления характеризуется значениями газонасыщенности свыше 750 см3/дм3, при фоновых значениях газонасыщенности альбских вод Бузгинского блока до 400 см3/дм3. К северу от сводовой части вала Карпинского газонасыщенность альбских вод значительно снижается до 200 см3/дм3.

Упругость растворенного газа альбских вод колеблется в значительных пределах, достигая 15,0 и более МПа. В сводовой части вала Карпинского упругость газа составляет в среднем 8,0-9,0 МПа, и лишь на Тенгутинской площади она возрастает до 18,7 МПа. Это является результатом влияния существующих в этом комплексе залежей углеводородов. На южном склоне вала Карпинского упругость альбских газов составляет 6,0 МПа (Салхинская, Профильная, Придорожная, Каспийская и др. площади). Камышанская же зона нефтегазонакопления выделяется значительно повышенными упругостями газов, превышающими 18,0 МПа (Камышанская, Нарын-Худукская, Ермолинская и другие площади).

Коэффициент насыщенности (Кн) альбских вод в зонах газонакопления имеет значения свыше 0,8 (Промыслово-Цубукская, Камышанская, Ики-Бурульская и Прикумская зоны). Зоны газонакопления выделяются показателями относительной насыщенности углеводородами свыше 0,9.

В целом продуктивные горизонты и зоны нефтегазоносности имеют наибольшие значения газонасыщенности и упругостей подстилающих вод. Относительный дефицит насыщения пластовых вод растворенными газами уменьшается с увеличением степени метаморфизации нефтей в залежи и их газового фактора, а также наличия газоконденсатного фактора (КГФ) залежи.

В подразделе 4.3.2 «Гидрохимические критерии нефтегазоносности» в качестве гидрохимических показателей оценки перспектив нефтегазоносности исследованы минерализация пластовых вод и их солевой состав. Зоны нефтегазонакопления выделяются повышенными значениями минерализации. Так, апт-неокомские воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления южного склона вала Карпинского выделяются увеличенными показателями до 130 г/дм3 при фоновых значениях около 100 г/дм3. Подобные зависимости отмечаются и по другим зонам нефтегазонакопления. Величины локального прироста минерализации и количества растворенных компонентов в водах ловушек могут составлять свыше 30 %. Однако отмечено, что несмотря на повышение минерализации вод с приближением к залежи, вблизи контура залежи отмечается снижение минерализации. Снижение фиксируется на расстоянии не более 200 м. Так, на Улан-Хольском месторождении при фоновых значениях минерализации вод до 100 г/дм3 в пределах структуры минерализация вод повышается до 120 г/дм3, однако у контура залежи происходит падение содержания солей до 85 г/дм3. Подобная зависимость в значениях минерализации наблюдается и на других месторождениях вала Карпинского.

Установлено, что воды зон нефтегазонакопления характеризуются повышенными концентрациями микрокомпонентов йода, брома и бора, превышающими в 1,5-2 раза их фоновые значения. Такие же зависимости наблюдаются и в значениях гидрохимических генетических коэффициентов , и др.

Из показателей нефтегазоносности по своей генетической природе ближе всего стоят к углеводородам залежей растворенные органические вещества пластовых вод (Барс, 1965; Зингер, 1966; Швец, 1967; Смирнова Т.С., 2008 и др.). В условиях исследуемого региона к числу наиболее эффективных показателей относятся бензол, нафтеновые кислоты и фенолы.

Бензол является важнейшим органическим компонентом пластовых вод нефтяных и газовых залежей. В водах вала Карпинского концентрация бензола достигает 5,6 мг/дм3 в зоне ореола углеводородных залежей. В водах непродуктивных горизонтов и зон отмечается отсутствие бензола. Содержание бензола в водах определяется характером залежи: в водах газоконденсатных залежей с высоким конденсатным фактором (КГФ) количество бензола значительно выше (более 1,8 мг/дм3), чем в водах нефтяных залежей (до 0,5 мг/дм3). Ореол влияния газоконденсатных залежей по бензолу наблюдается не более 2000 м, вертикальный ореол влияния достигает 150 м (Камышанские месторождения и др.) (рис. 1).

Содержание нафтеновых кислот в водах невелико и достигает 5,4 мг/дм3. Количественное увеличение содержания кислот в водах происходит лишь вблизи контура нефтяных и газоконденсатных залежей при фоновых значениях 2 мг/дм3. Ореол влияния залежи до 1000 м.

Содержание фенолов в пластовых водах вала Карпинского колеблется от 0,2 до 10,4 мг/дм3, тогда как в Нижнем Поволжье (Зингер, 1966 и др.) содержание фенолов в водах продуктивных горизонтов колеблется от 0,15 до 1 мг/дм3. Фоновые значения фенолов составляют 1,4 мг/дм3, ореол влияния залежи не более 1500 м.

Значения фенолов в водах находятся в зависимости от степени продуктивности вмещающих отложений. Наибольшее количество фенолов отмечается в водах нефтяных и газоконденсатных залежей (10 мг/дм3), наименьшее – в водах газовых залежей (более 0,2 мг/дм3).

Рис. 1. Содержание бензола в пластовых флюидах, составила Смирнова Т.С.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.