Гидрогазобиохимические критерии нефтегазоносности североустюртского бассейна

Е.В. Стадник,  Г.А. Могилевский,

В.К. Сошников, Г.Л. Юрин, Т.А.Попович, С.В. Барышева

Изв.Вузов. Геология и разведка. 1974, № 10

Изучение подземных вод на территории Северного Устюрта прово­дилось в связи с разработкой и постановкой здесь комплекса прямых гео­химических методов поисков залежей нефти и газа. Исследования осу­ществлялись по известным методическим указаниям [1, 6, 7, 8, 14]. Сле­дует отметить, что, несмотря на выполненные ранее работы [5, 6, 9, 11, 12, 13], степень изученности подземных вод территории Северного Устюр­та оставалась недостаточной. Практически не освещен микробиальный состав вод и очень мало проведено глубинных исследований водоносных горизонтов в глубоких скважинах.

Североустюртский нефтегазоносный бассейн занимает огромную тер­риторию, расположенную между горным Мангышлаком, Уралом и его продолжением, акваториями Каспия и Арала. Площадь его составляет около 200 тыо.км2. Границы бассейна достаточно обоснованно проводит­ся по геологическим и гидрогеологическим данным [3, 13]. Основным структурным элементом Североустюртского бассейна является крупная Челкарско-Североустюртская зона прогибов, разделенная поперечными перемычками на отдельные мульды различной величины [2, 4]. В преде­лах Челкарского прогиба выделяется глубокая Кашкаратинская мульда, к югу от нее в Североустюртском прогибе прослеживается Косбулакская мульда и Барсакельмесская впадина, между которыми располагается Актумсукское поднятие. Вдоль бортовых частей прогибов выделяются группы поднятий, валы и локальные структуры.

Платформенный чехол представлен разновозрастными (начиная со среднего палеозоя до верхнего триаса — лейаса в основании) образова­ниями. Мощность осадочного покрова растет (до 8—10 км и более) к осевым зонам впадин при одновременном увеличении полноты разреза.

В разрезе осадочного чехла выделяется ряд относительно обособ­ленных водоносных комплексов: покровный, олигоцен-миоценовый, пале­огеновый (эоценовый), меловой, юрский и палеозойско-триасовый. Реги­ональными водоупорами являются глинистые карбонаты верхнего мела и верхней юры. Водовмещающими породами служат преимущественно пески, алевриты и песчаники, редко трещиноватые известняки.

Промышленная газоносность выявлена в отложениях эоцена на Чумышты-Чагырлинской, Базайской, Кзылойской и Чикудукской площа­дях. Многопластовое нефтяное месторождение открыто в юрских коллек­торах на Арстановском поднятии, а на Куанышской площади в этих же отложениях известно газоконденсатное месторождение. Газы месторож­дений эоценовых и юрских отложений достаточно четко различаются между собой: в залежах эоцена встречены сухие метановые газы, газы юры в значительной мере обогащены тяжелыми углеводородами.

Основные области современной инфильтрации подземных вод пла­стовой системы бассейна, как это показывают имеющиеся данные (рис. 1), расположены в пределах южного окончания складчатого Урала и Примугоджарско-Чушкакульской зоны поднятий. Разгрузка подземных вод бассейна осуществляется в пределах Аральского моря и Арало-Куландинской зоны дислокаций. В наиболее глубоких частях бассейна — в недрах Барсакельмесской, Самской, Косбулакской и, возможно, Кашкаратинской депрессий — водоносные комплексы юрских и нижележа­щих отложений образуют пластовые системы эллизиоиного типа. Отток эллизионных вод здесь происходит из погруженных зон впадин к пери­ферийным их частям. Скорость движения подземных вод в окраинных зонах бассейна, подверженных инфильтрационному режиму, в среднем со­ставляет для эоценовых горизонтов до 1 .м/год и нижнемеловых—до 2 м/год и более.

Рис.  1.  Схема гидроизопьез нижнемелового водоносного комплекса Североустюртского бассейна:

1 — скважины и источники, по которым определялся статический уро­вень: числитель—номер скважины,  знаменатель—величина  приве­денного уровня; 2 — изопьезы приведенных статических уровней. Зоны с различными значениями статических уровней  (м): 3—+200 и более; 4 — от +200 до +100; 5— от +100 до +50; 6 - +50 и ниже; 7 — направление потока подземных вод; 8 — тектонические наруше­ния; 5 — области выхода меловых отложений па дневную поверх­ность; 10—контуры основных впадин и поднятий; 11 — контуры структур первого порядка (/ — Челкарский прогиб). Мульды: А — Кургантузская, Б — Кашкаратинская; II — Североустюртская впади­на; В — Косбулакская депрессия; Г — Мынсуалмасская тектоническая ступень; Д— Актумсукское .поднятие; Е—Самская депрессия; Ж — Култу'кская депрессия; 3 — Арстановская группа поднятий; К—Кызанский выступ; Л — Южно-Бузачинский прогиб; М — Банчагырский выступ; Н — Барсакельмесская впадина.

Проведенный анализ имеющихся материалов по гидрохимии подземных вод показывает, что в отложениях осадочного чехла большей части бассейна встречены преимущественно воды хлоркальциевого типа раз­личной минерализации. Исключение составляют зоны активного водообмена (водоносные горизонты покровного, миоценового и олигоценового комплексов, площади Примугоджарско-Чушкакульской зоны и северной половины Челкарского прогиба), где известны воды сульфатно-гидрокарбонатно-натриевого и хлормагниевого типов. При движении вод на юг и юго-восток, в сторону погруженных частей Челкарского и Северо­устюртского прогибов, происходит изменение типов вод па хлоркальциевый. В этом же направлении на площади развития водоносных комплек­сов возрастают общая минерализация (от 1—10 до 100—200 г/л и бо­лее), содержание брома (от 1—2 до 200—300 мг/л и более), йода (от долей до .200 мг/л и более) и аммония (от долей до 50 мг/л и более). Одновременно изменяется характер солевого состава вод: возрастает роль хлоридов кальция, уменьшаются концентрации гидрокарбонатов и сульфатов (рис. 2).

Рис. 2. Схема гидрохимической зональности нижемеловых отложений Североустюртского бассейна:

/.— скважина, в которой проводились исследования: цифра перед дробью — общая минерализация, г/л, в числителе — йод, мг/л, в зна­менателе—бром, мг/л, за дробью—величина отношения rNa/rCl; 2— воды преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевого ти­па с минерализацией менее 25 г/л; 3 — воды хлоркальцисвого типа с минерализацией более 25 г/л; 4 — границы гидрохимических зон; 5 — линия выклинивания гидрохимических осадков кунгура; 6 —тек­тонические нарушения; 7—-нефтяные месторождения; 8 — газовые месторождения; 9 — контуры основных впадин и поднятий; 10—кон­туры структур первого порядка (названия структур те же, что и на рис. 1)

Однако градиент изменения гидрохимических показателей для раз­ных водоносных комплексов неодинаков. Так, если опресняющее влия­ние областей современной инфильтрации для водоносных комплексов юрских и палеогеновых отложений ощущается лишь на сравнительно ко­ротком расстоянии от Примугоджарско-Чушкакульской зоны, то для ме­ловых горизонтов, особенно для альб-сеноманского, промыв прослежи­вается на значительной площади. Практически на всей территории Челкарского прогиба (рис. 2) меловые отложения содержат пресные или слабоминерализованные воды сульфатно- и гидрокарбонатно-натриепого типов, обогащенные (до 1 —165 г/л) сульфатами. Воды юрских и нижеле­жащих отложений в пределах почти всей территории Североустюртско­го бассейна представлены высокометаморфизованными бессульфатными рассолами. Примерно такого же состава, однако с меньшей минерализа­цией, встречены воды в эоценовых горизонтах.

В разрезе большей части площадей Северного Устюрта отмечается гидрогеохимическая азональность [12]. Она прослеживается в солевом и газовом составе подземных вод. Так, с увеличением стратиграфичес­кой глубины от покровных отложений к миоценовому водоносному комплексу и далее к эоценовому происходит закономерное увеличение минерализации, степени метаморфизма вод, а также изменение типа вод от сульфатно- и гидрокарбонатно-натриевого через хлормагниевый к хлоркальциевому в водах эоценовых отложений. В этом же направлении возрастает концентрация брома, йода и аммония, растет газонасыщен­ность вод, упругость газов. Воды меловых отложений резко отличаются от вышележащих горизонтов эоцена. Это сульфатно- и гидрокарбонатно-натриевые и хлормагниевые воды, которые имеют разную минерали­зацию и насыщены сульфатами. В водах меловых горизонтов наблюдает­ся также уменьшение содержания брома, йода и аммония. Газонасыщенность вод здесь резко снижается, состав газов становится азотным. Воды нижележащих юрских отложений отличаются высокой минерализацией, бессульфатностью и в значительной степени обогащены микрокомпонентами. Газы здесь исключительно углеводородного состава.

Рис. 3. Температурные кривые в глубоких скважи­нах Северного Устюрта

Распределение температур в разрезе пород осадочного чехла бассейна (рис. 3) позволяет отметить, что температуры, при которых протекали интенсивные процессы генерации углеводородов, имели место в погруженных частях Барсакельмссской, Самской и Косбулакской впадин. Эти наиболее погруженные области бассейна, заполненные мощными толщами осадочных отложении мезозойско-кайнозойского возраста, мо­гут рассматриваться как своеобразные «природные реакторы», обеспечивающие наиболее полное превращение органического вещества в нефть и углеводородный газ. С этими «природными реакторами», в которые вхо­дят преимущественно юрские и нижележащие комплексы пород, связаны главные фазы нефтегазообразования (по II. Б. Вассоовичу). В отложе­ниях эоценового возраста, залегающих в обстановке более низких темпе­ратур, процессы превращения органического вещества протекают по газовому ряду.

На схематических картах-срезах, построенных для глубин 500. 1500 и 2500 м, четко прослеживается нарастание температур с севера и юга к нейтральной части Сезероустюртского прогиба. На срезе 500 м темпе­ратура изменяется от 28 до 43°С. Наиболее охлажденные зоны на этой глубине расположены в пределах северных и северо-западных частей Челкарского прогиба, а наиболее прогретые фиксируются в недрах Барсакельмесской впадины и, предположительно, Самской и Култукской депрессии. На температурных срезах 1500 и 2500 м появляется еще одна прогретая зона, приуроченная к наиболее прогнутой части Косбулакской депрессии.

Полученные данные по газовой составляющей подземных вод свиде­тельствуют о широко развитой геохимической зональности, наблюдаемой па территории Севсроустюртского бассейна как в вертикальном разрезе, так и по площади развития водоносных комплексов. В водах верхних водоносных комплексов, начиная от олигоценового, в пределах бассейна, практически на всей его территории, растворены газы исключительно азотного состава, с низкими концентрациями углеводородов и содержа­щие в своем составе кислород. Газонасыщенность вод чрезвычайно низ­кая, не превышающая единиц кубических сантиметров на метр. Исклю­чение здесь составляют водоносные горизонты нижних частей олигоцена в погруженных зонах территории, где состав газов становится более метановым. Так, при изучении водоносного горизонта олигоценовых от­ложений в скв. 1—II (интервал 160—162 м) на Аккулковском поднятии в составе газов концентрация азота составила 83,27%, метана— 15,03% и углекислого газа — 1,88%. Газовый фактор равнялся 55 см3/л, а упру­гость газов не превышала 3 кгс/см2.

Вниз по разрезу в водах эоценовых отложений практически повсе­местно растворены «сухие» метановые газы с концентрацией метана бо­лее 94—96% и небольшим количеством тяжелых углеводородов (обычно менее 0,2—0,4%). Газонасыщенность пластовых вод эоцена, за исключе­нием окраинных частей бассейна (северные районы Челкарского прогиба, где газовый фактор не превышает 60—80 см3/л), довольно высокая, в среднем 500—700 см3/л. Однако воды в погруженных частях несколько недонасыщены, величина РГВ здесь составляет 0,7—0,8. И лишь в пре­делах гипсометрически приподнятых зон юго-восточного борта Челкарского прогиба воды эоценовых отложений характеризуются предельной газонасыщенностью.

Воды меловых водоносных горизонтов в пределах всей территории Челкарского прогиба содержащие газы азотного состава, отличаются низкой газонасыщенностью (не более 40—60 см3/л) и упругостью газов (не более 2—4 кг/см2). Намечается определенная тенденция уменьшения содержаний азота при одновременном возрастании метана от Примугоджарско-Чушкакульской полосы в направлении Североустюрской впади­ны и п-ова Куланды.

Воды юрских и нижележащих отложений резко отличаются от вод нижнемеловых горизонтов. Они практически повсюду в пределах бассей­на насыщены метановыми газами с повышенными концентрациями тяже­лых углеводородов. Концентрация последних резко нарастает (до 8— 10% и более) на территории Южно-Эмбенского поднятия и погруженных, частях Североустюртской впадины. К этим же районам приурочены мак­симальные величины газонасыщенности вод (часто более 1000 ог3/л) и упругости газов (более 200 кгс/см2).

По площади развития водоносных комплексов газы азотного состава распространены в зонах, приближенных к областям современной ин­фильтрации, по мере удаления от которых состав газа пластовых изме­няется на мстаново-азотный и азотно-метановый и далее к погруженным частям бассейна — на метановый. В этом же направлении в составе газа растут концентрации углеводородов при одновременном уменьшении азота, увеличиваются также количества гелия. Параллельно с этим воз­растают величины газонасыщенности пластовых вод, упругости газов и коэффициенты насыщения вод газами. Однако градиенты усиления отдельных газовых показателей в направлении от Примугоджарско-Чушкакульскон зоны к наиболее погруженным частям бассейна для разных водоносных комплексов различны (рис. 4, 5). Этот параметр, как уже отмечалось выше, коррелируется с характером изменения гидрохимиче­ских показателей.

Рис. 4. Схема газовой зональности подземных вод нижнемеловых отложений Североустюртского бассейна:

1— скважина, в которой проводилось исследование воднорастворенных газов, цифра перед дробью — номер скважины, в числителе — газонасыщенность, см3/л, в знаменателе—общая упругость газа, кгс/см2, за дробью — величина отношения РГВ Зоны различного газового состава: 2-— азотные газы с газонасыщенностью вод до 150 см3/л и упругостью до 10 кгс/см2, 3 — углеводородные газы с газонасыщенностью вод от 150 до 1000 см3/л и упругостью от 10 до 150 кгс/см- и более; 4—углеводородные газы с газонасыщенностью 1500 см3/л и упругостью 200 кгс/см2; 5 — границы различных газо­вых зон; 6 — состав воднорастворенных газов (содержание компо­нентов дастся в объемных процентах по часовой стрелке: азот —N2, углеводороды —СН4+ТУ, углекислота — СО2; 7—величина отноше­ния Не/Аг; 8 — линия выклинивания гидрохимических осадков кунгура; 9 — тектонические нарушения; 10— нефтяные месторождения; 11 — газовые месторождения; 12 — контуры основных впадин и под­нятий; 13— контуры структур первого порядка (названия структур те же, что и на рис. 1)

Рис. 5. Схема газовой зональности подземных вод горских отложений Североустюртского бассейна (условные знаки  см.  на рис. 4)

Специальными исследованиями установлено присутствие растворен­ного в водах кислорода, его количество варьирует от нулевых концентра­ций до 0,063 см3/л. Максимальные концентрации отмечены в подах верх­них гидрогеологически раскрытых областей Североустюртского бассейна, а также в водах альб-сеноманского горизонта на площадях Челкарскогс прогиба. Свободный кислород отсутствует в водах эоценовых и юрских отложений и в погруженных зонах региона. Характерным является рас­пределение кислорода в водах Базайского поднятия. Здесь в верхних приповерхностных горизонтах миоцена отмечено содержание кислорода до 0,02—0,03 см3/л. В водах эоценовых гидрогеологически закрытых толщ, залегающих ниже кислород отсутствует. Далее вниз по разрезу вместе с увеличением раскрытости недр снова появляется кислород, его содер­жание в водах альб-сеиоманского горизонта па глубинах 1000—1100 м достигает 0,024 см3/л. Это еще один факт, свидетельствующий о сущест­вовании в вертикальном разрезе Северного Устюрта гидрогеохимической азональности.

Суммарное количество газов, растворенных в подземных водах Североустюртского бассейна, рассчитанное по фактическим данным, составляет 20 трлн. м3, из которых на долю углеводородов приходится 19,4 трлн. м3. Воднорастворенные газы юрского комплекса содержат около 2/з всей суммы газов. Баланс воднорастворенных газов пластовой системы бас­сейна позволяет оценить прогнозные запасы газа в 2 трлн. м3.

Гидрогеологические особенности пластовой системы бассейна, характер органического вещества и микробиологического состава разреза по­зволяют считать газовые залежи эоцена сингенетичными по отношению к вмещающим отложениям. В их формировании и размещении доминиру­ющая роль принадлежит гидрогеологическому фактору. Газовые залежи эоценовых отложений являются молодыми, формирующимися и в настоя­щее время, Так, расчеты, выполненные по Базайскому месторождению, показывают, что для образования его запасов за счет газов подземных вод потребовалось не более 2 млн. лет.

Определения изотопного состава углерода свободных и воднорастворенных эоценовых газов показали обогащение углеводородной части углеводородов легким изотопом, что резко отличает их от газов водоносных отложений юрского возраста. Средняя величина тяжелого изотопа δC13 в газах эоценовых горизонтов составляет 6,72%. В газах юрских отложений эта величина равна 3,83% (определения Ф.А. Алексеева и В.С. Лебедева).

Исследования различных видов микрофлоры (бактерии, окисляющие газообразные и жидкие углеводороды, метаногенерирующие, десульфирующие, окисляющие ароматические углеводороды), содержащейся в подземных водах бассейна, позволили наметить определенные закономер­ности в их развитии, как в вертикальном разрезе, так и по площади во­доносных комплексов. Эти данные расширяют поисковое значение мик­робиологических показателей, а также уточняют ряд вопросов, касающихся возникновения и преобразования углеводородных газов.

Современные процессы образования метана за счет разложения ор­ганических веществ в подземных водах Северного Устюрта протекают главным образом в толще четвертичных и неогеновых отложений. С уве­личением глубины и возраста отложений процессы распада органических соединений с выделением метана, которые, вероятно, протекали в минув­шие геологические эпохи, в настоящее время уже не имеют существенно­го значения. Образование метана за счет бактериальной деятельности в водах эоцена и в более глубоких горизонтах, возможно, происходит пу­тем синтеза его из неорганических соединений — углекислоты и водоро­да. Отмечена взаимосвязь между развитием сульфатредуцирующих и углеводородокисляющих бактерий, что позволяет использовать сульфатредуцирующие бактерии в качестве дополнительного индикатора при по­исковых работах па нефть и газ. В исследованном разрезе в интервале от 3—5 до 1100—1200 м отмечается равномерное уменьшение интенсив­ности развития практически всех изученных видов бактерий.

На основе комплексного изучения подземных вод пластовой системы Североустюртского бассейна проведена дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности по разрезу и по простиранию водоносных (нефтегазоносных) комплексов.

Воды верхнепалеозойско-триасового и юрского комплексов, предста­вленные преимущественно хлоркальциевыми рассолами, насыщенными газами метанового состава с повышенными концентрациями тяжелых уг­леводородов, залегают почти повсеместно в пределах бассейна и усло­виях высокой гидрогеологической закрытости недр. В составе вод отмечены повышенные концентрации аммония и бензола. Эти данные позво­ляют верхнепалеозойско-триасовые и юрские отложения подавляющей части территории Севсроустюртского бассейна отнести к разряду высокоперспективных в отношении нефти и газа. Неперспективными следует считать лишь северные площади Челкарского прогиба (Жумагул, Верден-Луговая, Сорбулак и др.).

Воды меловых отложений на большей площади северной части бас­сейна содержат слабоминерализованные поды преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевого типов. Незначительная по сравне­нию с пластовыми давлениями упругость растворенных газов, низкий га­зовый фактор и их преобладающий азотный состав позволяют считать, что при современной гидрогеологической обстановке здесь полностью от­сутствуют условия для образования скоплений углеводородов. Об этом свидетельствуют также факты обнаружения в подземных водах отложений свободного кислорода. В данной части разреза резко возрастают концентрации сульфатов и уменьшаются — аммония. Геохимическая зо­нальность пластовых вод и газов указывает на существование в меловых отложениях всей территории Челкарского прогиба обстановки разруше­ния углеводородных скоплений, крайне неблагоприятной для их сохране­ния. Здесь водоносные горизонты меловых отложений залегают в условиях свободного водообмена и относятся к разряду бесперспективных. Улучшение гидрогеохимической обстановки прослеживается в направле­нии закрытых районов Североустюртской впадины, где не исключается возможность обнаружения вторичных залежей нефти и газа. К этой ча­сти территории последовательно нарастает общая минерализация вод, уменьшается сульфатность, возрастают газонасыщенность вод и упру­гость газов (рис. 2, 4).

Воды, эоценового комплекса, залегая на большей части территории бассейна в условиях затрудненного водообмена, значительно насыщены «сухими» метановыми газами и представляют собой благоприятную сре­ду для формирования и сохранения залежей углеводородов. Северная граница перспективных земель может быть уверенно проведена по результатам гидрогеологических исследований. Районы преимущественного распространения азотных слабоминерализованных вод гидрокарбонатно-и сульфатно-натриевого состава относятся к бесперспективным землям. В категории малоперспективных районов попадают площади, тяготею­щие к Кургантузской и, видимо, Аррадунгской мульдам (Жумагульская, Айшуаская, Берден-Лутовая, Юбилейная, Сорбулакская и др.). К числу высокоперспективных следует отнести территорию, расположенную меж­ду Кзылойским и Чумышты-Чагырлинским газовыми месторождениями (Чикудукское поднятие, структуры группы Аврова и др.). Следует также обратить внимание на районы, примыкающие с востока и юго-востока к Аккулковско-Базайской группе поднятий. К высокоперспектнвным зем­лям относятся все площади, расположенные южнее линии Аккулковка— Кзылой, т. е. гидрогеологически закрытые районы Североустюртской впадины.

При этом следует помнить, что в пределах отдельных относительно приподнятых структур, расположенных в перспективной зоне, залежи формироваться не будут. Это может случиться, как уже отмечалось, на участках узких вытянутых поднятий, где активный гидродинамический режим приводит к значительному смещению или полному вымыванию залежей. С другой стороны, можно полагать, что в эоцене, кроме извест­ного продуктивного горизонта в кумских отложениях, могут оказаться газоносными и другие горизонты, например горизонт песков, залегающий на Базайском месторождении ниже основного продуктивного или вы­ше — в основании белоглинской серии.

Характер газовой составляющей пластовых вод и выявленной газо­носности, а также данные, изложенные ранее [11, 12], позволяют пред­полагать, что отложения эоцена в пределах всего бассейна перспектив­ны преимущественно на газовые и, возможно, газоконденсатные залежи. Отложения покровного, миоценового и олигоценового комплексов повсеместно содержат пресные или слабоминерализованные воды гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевого типов, насыщенные азотными газа­ми. Воды комплекса залегают в условиях интенсивного водообмена и характеризуют обстановку разрушения углеводородных скоплений. Во­ды содержат свободный кислород, а также жизнедеятельную микрофло­ру, ассимилирующую углеводороды. В нефтегазоносном отношении отло­жения на площади всей территории Северного Устюрта относятся к раз­ряду бесперспективных.

Результаты гидрогазобиохимических исследований водоносных гори­зонтов, полученные но неглубоким скважинам водоснабжения и колод­цам, свидетельствуют о возможности отображения газовых залежей эоценовых отложений в приповерхностных областях. Серия схематичес­ких карт, построенная с применением статистических способов обработки материалов по различным группам показателей (гидрохимическим, газо­вым и микробиологическим), позволила выявить гидрогазобиохимические аномалии на площадях газовых месторождений — Базайском, Кзыдойском и Чумышты-Чагырлинском, а также на перспективных участ­ках— Коскатынском, Южно-Аккулковском и некоторых площадей юж­ного борта Косбулакской мульды. Наиболее отчетливо газовые площади в приповерхностных пластах отразились по способу равнозначных гра­даций, суммирующих результаты нескольких видов различных показателен (общая минерализация, содержания йода, брома, сульфатов, гидрокарбонатов, метана, тяжелых углеводородов, бактерий, окисляющих ме­тан и тяжелые углеводороды). Аномалии по отдельным видам показате­лей являются менее выразительными и большими по площади. Бактери­альные аномалии, полученные по способу флакон-инъекций, удовлетво­рительно согласуются с аномалиями, установленными с применением обычного посева. Испытание указанного способа в условиях, характер­ных для районов Средней Азии, показало возможность осуществления всех операций непосредственно в полевых условиях. В связи с этим спо­соб флакон-инъекции позволяет практически полностью устранить ста­дию хранения проб.

К числу площадей, рекомендуемых для постановки дальнейших гео­логопоисковых работ, относятся Коскатынское поднятие, Южно-Аккуловская площадь и аномальные участки в южной прибортовой зоне Косбулакской депрессии. Эти аномальные зоны, по всей вероятности, обус­ловлены существующими здесь газовыми залежами в эоценовых отложе­ниях. Для оценки поисковых возможностей гидрогазобиохимического ме­тода в части отображения глубоко погруженных нефтяных и нефтегазо­вых залежей юрских и нижележащих отложении необходима постановка эталонных гидрогазобиохимическнх исследований на Арстановском и Куанышском месторождениях. Качество и детальность гидрогазобиохимической съемки на территории Северного Устюрта, и особенно в зонах с низкой плотностью водопунктов, могут быть значительно повышены за счет применения станка для бурения неглубоких скважин (например, УГБ-50). При этом многие причины загрязнения вод будут устранены, а при достаточно равномерном расположении скважин на площади впол­не возможны оконтуривание участков аномалий и более обоснованная оценка перспектив их нефтегазоносности.

Исходя из выполненного комплекса работ, намечается следующая схема применения гидрогазобиохимических исследований в нефтегазопоисковых целях для условий Северного Устюрта и подобных ему регио­нов.

1.  На основе данных комплексного изучения водоносных горизонтов различного назначения с учетом геологических особенностей производит­ся оценка перспектив нефтегазоносности территории в целом, выделяют­ся нефтегазоносные толщи и перспективные районы, определяются прог­нозные запасы нефти и газа.

В пределах перспективной территории проводится приповерхност­ная и гидрогазобиохимическая съемка по скважинам водоснабжения, ко­лодцам и источникам; в районах, где плотность водопунктов незначительная, проводится дополнительно мелкое бурение с вскрытием и опро­бованием первого водоносного горизонта (глубины не более 20—30 м).

3. В пределах высококонтрастных гидрогазобиохимических анома­лий, выявленных по результатам приповерхностных съемок, заклады­вается глубокая скважина для вскрытия залежи газа в эоценовых отло­жениях. Геолого-гидрогеологические условия, которые характерны для залегания эоценовых залежей на территории Северного Устюрта, позво­ляют применить здесь рациональные ускоренные методы разведки [10]. Суть этих методов сводится к бурению первой скважины в сводовой части структуры, где при получении притока газа следующая скважина бу­рится за предполагаемым контуром газоносности. В дальнейшем по дан­ным изучения газовой и водоносной частей рассчитывается ГВК, уста­навливается площадь газоносности и оцениваются её запасы по категории С1. В случае, если газовая залежь первой скважины не вскрыта и при опробовании будет получена пластовая вода, производится полный комплекс гидрогазобиохимических исследований. На основании получен­ных результатов решается вопрос, находится ли данная скважина в кон­туре газоносности или характеризует естественный фон.

Недостаточное количество материалов не позволяет пока дать одно­значные рекомендации по применению гидрогазобиохимических данных при поисках погруженных залежей нефти и газа юрских и нижележащих отложений. Очевидно, здесь для опоискования возможных залежей сле­дует проводить структурно-геохимическое бурение со вскрытием отло­жений доэоценового возраста. Для решения этих вопросов необходимы дополнительные опытно-методические работы.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Алексеев Ф.А. и др. Основы прямых геохимических методов поисков нефтяных и газовых месторождении. ОНТИ, 1967.
  2. Бакиров А.А.,- БыковР.П., Гаврилов В.П. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности палеозоя Северного Устюрта. «Сов. геол.», 1968, № 2.
  3. Брод И.О. и др. Нефтегазоносные бассейны земного шара. «Недра», 1966.
  4. Булекбаев 3.Е. и др. Геологическое строение и  газонефтеносность Северного Приаралья и Северного Устюрта. «Наука», 1970.
  5. Дальян И.Б., Стадник Е.В., Садыков Ж.С. Гидрогеохимические условиия новых газоносных структур северо-западного Приаралья. «Тр. Ин-та гидрогеол. и гидрохим.», 1969, т. 3.
  6. Корценштейн В.Н. Гидрогеология нефтегазовых месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака и сопредельных районов Устюрта. «Недра», 1972.
  7. Могилевский Г. А. Совместная интерпретация данных газовых и микробиологических исследований. В сб.: «Прямые методы поисков нефти и газа». «Недра», 1964.
  8. Могилевский Г. А. Основные вопросы микробиологического метода поисков нефти и газа. «Тр. ВНИИЯГГ», 1968, вып. 4.
  9. Оруджева Д.С, Силич А.М. Гидродинамические особенности Устюрта в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности. «Нефтегаз. геол. и геофиз.», 1972, № 6.
  10. Савченко В.П., Козлов А.А., Черский Н.В.  Новые методы промышленной разведки и оценки запасов газовых месторождений. ГОСИНТИ, 1959.
  11. СтадникЕ В. Гидрогеологические предпосылки газонефтеносности северо-западного Приаралья. «Геол. нефти и газа», 1969, № 4.
  12. Стадник ЕВ. Геохимическая зональность газов водонапорной системы Северного Устюрта. «Геол. нефти и газа», 1970, № 12.
  13. Стадник Е.В. Особенности гидрогеологии Сеперо-Устюртского бассейна в связи с нефтеносностью. «Геол. нефти и газа», 1972, № 3.
  14. Суббота М.И. и др. Методы  обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопонсковых целях. «Недра», 1972.

Авторы: 

Тематические разделы: