Раздельный прогноз нефтегазоносности локальных структур по органо-газогидрохимическим показателям (на примере бухаро-хивинской нефтегазоносной области)

В.А.Кудряков, Г.Н.Авазов, С.Н.Халдаров

В сб. науч. тр. ИГиРГИ. «Проблемы нефтегазопоисковой гидрогеологии». М., 1989, с.54-58.

Раздельный прогноз на нефть и газ в локальных структурах для территории Узбекистана особенно актуален в связи с недостаточной обеспеченностью местным сырьем нефтеперерабатывающих заводов республики. Однако, используя большинство геохимических показателей нефтегазоносности (наличие нефтематеринских пород, содержание и степень преобразованности органического вещества (ОВ), рассеянного в горных породах, изменения фазового состояния УВ в залежах, связанные с термобарическими условиями и миграционными процессами и др.), не всегда возможно довести уровень прогноза до выделения первоочередных объектов на раздельный поиск нефти и газа и обоснования мест заложения поисковых скважин. В то же время исследования М.Е.Апьтовского, Е.А.Барс, В.Н.Корценштейна, А.А.Карцева, Л.М.Зорькина и других ученых показали, что распространение водорастворенных газов и ОВ в литосфере контролируется как происходящими процессами нефтегазообразования и нефтегазонакопления, так и взаимодействием залежей УВ с подземными водами.

В результате проведенного авторами изучения нефтегазоносных областей Узбекистана установлено, что влияние скоплений нефти и газа наиболее отчетливо проявляется в увеличении газосодержания и газонасыщенности пластовых вод при преимущественно углеводородном составе водорастворенного газа, а также в повышении концентрации аквабитумоидов и их отдельных компонентов (летучих фенолов, нафтеновых кислот, бензола и др.) с приближением к залежам нефти и газа. Масштабы (радиусы) ореольного эффекта оказались различными для исследованных органо-газогидрохимических параметров и зависящими от гидрогеологических условий продуктивных комплексов и фазового состояния УВ в залежах. По величине газонасыщенности подземных вод эти масштабы изменяются: либо совпадают с контуром газовых залежей (сеноманские отложения Газлинского месторождения), либо простираются до 1200 м по площади и 25 м по разрезу (верхнеюрские породы Шуртанского месторождения). Фоновое значение коэффициента газонасыщенности подземных вод, равное для юрских толщ Западного Узбекистана 0,75, прослеживается на удалении от газовых скоплений до 1000 м по площади и 50 м по разрезу. Ореольный эффект от нефтяных залежей в палеогеновых отложениях Ферганской впадины, зафиксированный по изменению параметров водорастворенного ОВ, проявляется на удалении до первых сотен метров по площади и первых десятков метров по разрезу.

Учитывая, что главным целевым объектом опоискования на нефть и газ в УзССР служат верхнеюрские карбонатные породы Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области, авторы сопоставили данные по изучению водорастворенных газов и ОВ с материалами поисково-разведочных работ по этому объекту. По подтверждаемости первых результатов вторыми все изученные локальные структуры удалось разделить на две группы.

В первую, для которой результатами «голосования» по органо-газогидрогеохимическим  показателям доказано наличие или отсутствие скоплений УВ, вошли  нефтяные и газовые месторождения (Курук, Расылкудук и др.), площади с нефтегазопроявлениями (Арабхона, Ходжакули и др.) и непродуктивные структуры (Хидиркудук, Восточный Карим и др.).

Во второй группе отрицательным результатам опоискования по первым скважинам противоречили данные, свидетельствующие об обогащенности пластовых вод углеводородными газами и органическими веществами. Так, например, на площадях Рифовая и Восточный Джарчи газосодержание пластовых вод достигает 1,6 м33, а на отдельных интервалах опробования даже превышает предельное. Одновременно в пробах вод прослежена повышенная концентрация летучих фенолов (до 4,40 мг/л), нафтеновых кислот (до 1,70 мг/л) и бензола (до 0,64 мг/л). Поскольку такие величины параметров типичны для приконтурных вод нефтяных и газовых залежей в верхнеюрских карбонатных отложениях Западного Узбекистана, было рекомендовано провести доопоискование указанных площадей с уточнением мест заложения дополнительных поисковых скважин геофизическими методами. На площади Северный Камаши, относящейся ко второй группе, с учетом данных сейсморазведки и бурения обосновано место заложения дополнительной поисковой скважины.

Рис.1. Прогноз нефтегазоносности локальных структур Западного Узбекистана по органогазогидрохимическим показателям

Залежи: а – нефтяные, б – нефтегазовые; в – нефтепроявления; г – непродуктивные площади; д – площади, рекомендуемые для опоискования; е – числитель – номер месторождения и площади, знаменатель – величина результатов «голосования»: 1 – Аладагир, 2 – Кухнагумбас, 3 – Атбакор, 4 – Кимерек, 5 – Северный Ходжи, 6 – Галасия, 7 – Куюмазар, 8 – Свердлово, 9 – Чукуркуль, 10 – Базарбай, 11 – Чандыр, 12 – Западный Алат, 13 – Западный Шады, 14 – Узуншор, 15 – Хаузак, 16 – Арабхона, 17 – Рифовая, 18 – Умид, 19 – Уртабулак, 20 – Восточный Джарчи, 21 – Кенджа, 22 – Матонат, 23 – Кокчи, 24 – Караиз, 25 – Карнабчуль, 26 – Акджар, 27 – Западный Юлдузкак, 28 – Западный Карачукур, 29 – Чембар, 30 – Шуртепе, 31 – Кызылрабат, 32 – Байбулак, 33 –Акчинская, 34 – Актепе, 35 – Северный Мубарек, 36 – Дарбаза, 37 – Ходжакули, 38 – Памук, 39 – Западный Култак, 40 – Айзават, 41 – Гирсан, 42 – Нишан, 43 – Майманак, 44 – Северны Камаши, 45 – Карактай, 46 – Ташлы, 47 – Гордан, 48 – Сарыча, 49 – Муллакуват, 50 – Джамбулак, 51 – Шорбулак, 52 – Шуртан, 53 – Куруксай, 54 – Кызылча, 55 – Караиль, 56 – Кошкудук, 57 - Адамташ

Для разработки рекомендаций по направленному поиску нефти в верхнеюрских карбонатных породах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области была проанализирована связь органогазогидрохимических параметров с наличием нефти. Такая зависимость установлена по углероду битумной фракции (фон 7,5 мг/л, достоверность 61%), летучим фенолам (соответственно 1 мг/л и 70%), бензолу (0,38 мг/л и 55%) и нафтеновым кислотам (1,68 мг/л и 45%). Изучались расчетные величины результатов «голосования» и было установлено, что 75% нефтеносных объектов характеризуются параметром более 0,5, а 84% ненефтеносных - менее 0,5. Это свидетельствует о нефтепоисковом значении рассмотренных величин (рис.1).

В группу локальных структур с неустановленной нефтеносностью, но с параметром результатов «голосования» более 0,5, помимо ранее отмеченных Рифовой, Восточного Джарчи и Северного Камаши, вошли площади Западный Шады, Акчинская, Муллакуват. Все они рекомендованы для доопоискования на нефтяные залежи. Однако внедрение разработанных рекомендаций осложняется некоторыми обстоятельствами. Во-первых, решающими для обоснования мест заложения дополнительных поисковых скважин служат материалы сейсморазведочных работ, проведение которых на ряде структур, расположенных в зоне земледелия, затруднено. Во-вторых, наличие по большинству рекомендованных локальных поднятий данных только об одной скважине не позволяет довести уровень прогноза нефтеносности до обоснования мест заложения дополнительных поисковых скважин. В-третьих, изученные органогазогидрохимические показатели могут быть использованы для прогноза нефтеносности и без оценки промышленного значения ожидаемого нефтяного скопления. Поэтому повышение разрешающей способности методов нефтегазопоисковой гидрогеологии - главная задача дальнейших исследований по локальному прогнозу нефтегазоносности.

Авторы: 

Тематические разделы: