Развитие нефтегазовой палеогидрогеологии

Я.А. Ходжакулиев, Л.А. Абукова

В сб.: «Прогнозирование нефтегазоносности недр». М. Недра.1982. с. 92-96

В своих трудах И.М. Губкин обосновал эволюционный характер нефтегазообразования и нефтегазонакопления, придавая исключительно важное значение подземным водам как среде развития этих процессов и подчеркивая важность геолого-исторического подхода к изучению условий нефтегазоносности. В связи с этим выявление закономерностей распространения скоплений нефти и газа в земной коре должно основываться на изучении совокупности гидрогеологических условий и их изменений на протяжении геологической истории развития территорий. В разработку теоретических основ палеогидрогеологического прогнозирования нефтегазоносности большой вклад внесли А.М. Овчинников, А.А. Карцев, Я.А. Ходжа­кулиев, СБ. Вагин, И.К. Гавич, Г.П. Якобсон и другие исследователи.

Накопление исходного ОВ в породах, с которого начинается нефтегазонакопление, происходит в субаквальных условиях в процессе осадконакопления. При этом оно аккумулируется в водной среде. Следовательно, в данном процессе важная роль принадлежит и породам, и седиментационным водам.

Роль инфильтрацдонных вод как аккумулятора ОВ незначительная, так как обогащение их может происходить главным образом за счет ратворения ОВ, содержащегося в водовмещающих породах, и привноса с отжимаемыми (элизионными) водами из водоупорных глинистых толщ по мере роста геостатической нагрузки.

Важная роль подземных вод как среды преобразования ОВ в настоящее время общепризнана. Однако от оценки возможностей непосредственного участия водорастворенных ОВ в процессах нефтегазообразования исследователи все еще воздерживаются. Между тем решение этого вопро­са имеет принципиальное значение, так как признание подземных вод в качестве транспортера и среды, где образуются нефть и газ, формируются их скопления, а также как поставщика, продуцирующего УВ, поможет расширить границы зон нефтегазообразования за счет подземной гидросферы. Один из главных путей к этому мы видим в изучении ОВ горных растворов — одного из направления экспериментальной палеогидрогео­логии.

Исследования показали, что горные растворы содержат в своем составе значительное количество ОВ и формирование органической составляющей подземных вод начинается еще на иловой стадии осадка. Подсчитано [Старикова Н.Д., 1962 г.], что в иловых водах морей и океанов содержит­ся значительное количество растворенного ОВ: 14—44 мг/л в иловых водах внутри континентальных морей (Азовское и Черное), 4-10 мг/л в океане.

В результате специальных исследований, проведенных в платформенной части Туркмении, установлено, что содержание органического углерода в горных растворах палеогеновых глинистых отложений (Наипская площадь) -43,1 — 130,0 мг/л. Горные растворы более древних (аптских, верхне- и среднеюрских) отложений Измаилской, Октябрьской, Майской и других площадей содержат органический углерод в количестве 57,0 -124,0 мг/л. В одной из проб горного раствора из палеогеновых пород определено также содержание нафтеновых кислот, равное 20 мг/л.

В настоящее время количественное изучение состава органических соединений в горных растворах ограничивается единичными определениями. Большой интерес для последующих исследований представляет изучение ОВ, генетически связанного с нефтью, например, ароматических УВ группы бензола. Как указывает Х.Д. Гедберг (1966 г.), обнаружение бензола в остаточных поровых водах тонкозернистых осадков может охарактеризовать отношение последних к возможному нефтеобразованию, послужить шагом к выявлению материнских пород и вод.

Важным этапом палеогидрогеологического прогноза нефтегазоносности является прослеживание эволюционного пути ОВ от накопления до преобразования его в направлении УВ.

Однако количественная оценка накапливающихся во времени ОВ в подземных водах сопряжена с большими методическими трудностями. К тому же этот вопрос еще недостаточно разработан в теоретическом отношении. Вместе с тем к решению этой задачи можно подойти, используя принцип актуализма и перенеся выделяемые по современным данным зависимости содержания OB подземных вод от температуры, давления и солевого состава растворителя в ретроспективном плане. Например, по Каракумскому гидрогеологическому бассейну устанавливается четкая зависимость содержания ОВ в водах от температуры.

Восстановление общих гидрохимических условий на прошлых этапах гидрогеологической истории является задачей палеогидрохимии — важного направления палеогадрогеологической науки в целом. Как известно, с точки зрения гидрохимии благоприятными для аккумуляции растворен­ных ОВ и продуцируемых ими жидких и газообразных УВ являются седиментогенные воды с высокой степенью метаморфизации, со слабой и очень слабой сульфатностью и т.д. Значимость этих гидрохимических параметров определяется непосредственным их влиянием на растворение в подземных водах УВ, на выделение последних из водной среды в свободную фазу при нарушении гидрохимического равновесия, которое неминуе­мо при каждой перестройке тектонического плана на протяжении геологической истории любого бассейна. Кроме того, с позиции палеогидрохимического анализа удается осветить краеугольный вопрос происхождения нефти, а именно подтвердить ее биогенный генезис. Несмотря на попытки отдельных авторов обосновать механизм образования нефти и газа попаданием их в водную среду из мантии, сторонники литогенетической теории образования вод на огромном фактическом материале доказали ошибочность подобных концепций, выдвинув в противовес ей теорию формирования современного состава подземных вод на основе древних солеродных бассейнов. Литогенетическая теория формирования вод, разработанная И.К. Зайцевым, М.Г. Валяшко, А.М. Овчинниковым, А.А. Карцевым и другими, находит свое подтверждение на материалах многих гидрогеологических бассейнов. Полностью подтвердилась она и при изучении палеогидрохимических условий нефегазоносности Каракумского гидрогеологического бассейна, что свидетельствует о большой роли палеогеографических и литолого-фациальный условий накопления осадков для процессов нефтегазообразования.

Таким образом, палеогидрохимический анализ позволяет объективно характеризовать источники образования нефти и газа, контролировать условия эволюционной перестройки ОВ и УВ нефтяного ряда.

При палеогидрогеологическом прогнозе нефтегазоносности весьма важно восстановление палеогазонасыщенности подземных вод. Газовые составляющие подземных вод, по мнению многих исследователей, являются прямыми показателями нефтегазообразования, определяют в первую очередь региональный газохимический фон — геохимическую направлен­ность преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) и мас­штабы эмиграции УВ из нефтегазопроизводящих толщ. Теоретическая платформа реконструкции газового состава подземных вод разработана пока крайне недостаточно. Однако уже первые исследования позволяют сделать вывод о перспективности прогнозирования нефтегазоносности по результатам восстановления газовой составляющей подземных вод на раз­личные периоды гидрогеологической истории.

В основе прогнозирования нефтегазоносности по данным палеогазонасыщенности лежит принцип неразрывного генетического родства всех флюидов пластовой системы: воды, нефти и газа, их соотношения во времени. Возможной становится оценка содержания в подземных водах газов, аккумулированных на том или другом этапе гидрогеологической истории. Наиболее важен подобный анализ на период времени, соответ­ствующий образованию сохранившихся до настоящего времени ловушек.

ОВ, попадая в земные недра, проходит долгий непрерывный путь эволюционного развития. И.М. Губкин (1939 г.) указывал, что вслед за относительно кратковременным периодом биохимической их переработки наступает неизмеримо более длительный геохимический период регионального метаморфизма, протекающего синхронно 'с метаморфизмом окружающих пород.

Интенсивность превращения ОВ в УВ определяется главным образом температурными условиями. Это дает основание рассматривать температуру в качестве главного фактора, обусловливающего начало и процесс нефтегазообразования, а также в большей мере и состав образующих углеводородных соединений. Соотношения в масштабах генерации газообраз­ных и жидких продуктов преобразования ОВ неодинаковы на разных этапах развития: ранние стадии (70°С) характеризуются преимущественно газовым составом выделяющихся продуктов. Температура оказывает большое влияние не только на качественную и количественную характе­ристики процессов генерации нефти и газа в материнских породах и в водах, но и на преобразование состава нефтей в уже сформированных залежах при их геологическом развитии.

Палеотемпературный анализ может рассматриваться как важное звено комплексного прогнозирования нефтегазоносности недр. Определяя эволюционную изменчивость геотермических условий водоносных комп­лексов, палеогеотермический анализ позволяет не только получить све­дения о стадиях превращения ОВ и формах нахождения продуцируемых ими УВ, но и установить положение оптимальной для нефтегазообразования температурной зоны, время формирования залежей нефти и газа.

Согласно учению И.М. Губкина, в формировании залежей нефти и газа одна из ведущих ролей принадлежит миграции УВ в растворенном состоянии. Изучение путей миграции углеводородных флюидов невозможно без развития палеогидродинамики, позволяющей количественно оценить региональные и вертикальные перемещения подземных вод, а вместе с ними нефти, газа и других нефтегазообразующих веществ.

Установлено, что потенциальные возможности нефтегазообразования находятся в прямой зависимости от длительности элизионного этапа развития территории, сопровождающегося общим ее погружением и интенсивным развитием процессов отжатия седиментационных вод и углеводородных флюидов из глинистых отложений в породы-коллекторы. Последующая аккумуляция УВ, продолжающаяся и на начальных стадиях инфильтрационного этапа, приводит к формированию в благоприятных условиях залежей нефти и газа, которые И.М. Губкин называл первичными. При значительных масштабах инфильтрационного этапа, когда резко возрастают скорости горизонтального и вертикального движения подземных вод, на фоне общего интенсивного воздымания территории происходит переформирование углеводородных скоплений, что приводит к образованию вторичных залежей.

Авторы: 

Тематические разделы: