Гидрогеологические и геотермические закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточной части волго-уральской антеклизы
На правах рукописи
Логинова Марина Павловна
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ
ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ
ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
Специальность 25.00.12
Геология, поиск и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Саратов – 2007
| Научный руководитель: | доктор геолого-минералогических наук, профессор Маврин Константин Алексеевич |
| Официальные оппоненты: | доктор геолого-минералогических наук, заслуженный геолог РФ Навроцкий Олег Константинович, доктор геолого-минералогических наук, профессор Анисимов Леонид Алексеевич |
| Ведущая организация: | Филиал «Саратовская геофизическая экспедиция» ФГУП «НВ НИИГГ» |
Работа выполнена в ГОУ ВПО «Саратовский государственный
университет имени Н.Г.Чернышевского»
Защита диссертации состоится «26» октября 2007 г. в 14-00 часов
на заседании Диссертационного Совета (Д.212.243.08) геологического
факультета Саратовского государственного университета по адресу: 410012, г.Саратов, ул.Астраханская, 83, ауд. 53, 1 учебного корпуса СГУ.
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Саратовского
государственного университета.
Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим
направлять Ученому секретарю Диссертационного Совета по указанному
адресу.
Автореферат разослан «20» сентября 2007 г.
Ученый секретарь диссертационного совета
доктор геолого-минералогических наук,
профессор О.П.Гончаренко
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (НГП), являясь одним из старейших нефтегазодобывающих регионов, продолжает играть важную роль в формировании минерально-сырьевой базы России. В настоящее время рассматриваемый регион переживает период падающей добычи как по нефти, так и по газу. Это связано со значительной выработанностью ранее открытых месторождений. Восполнить падение добычи нефти и газа невозможно без открытия новых месторождений, даже при использовании новейших методик интенсификации отдачи продуктивных пластов, капитального ремонта скважин и других технологических приемов. Несмотря на высокую степень разведанности запасов на рассматриваемой территории юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, входящей в состав Волго-Уральской НГП, сохраняются значительные резервы для продолжения поисково-разведочных работ и открытия новых скоплений углеводородов (УВ). При этом основной задачей геологоразведочных работ на ближайшую перспективу является не только поиск новых залежей, содержащих углеводородное сырье, но и раздельный прогноз фазового состояния УВ и оценка их качественных характеристик.
В сложившихся условиях высокой степени изученности рассматриваемой территории актуальным является комплексный подход при геологическом изучении, выборе направлений поисково-разведочных работ и оценке их рентабельности. Результаты комплексных исследований позволяют выделить рациональный набор показателей размещения залежей углеводородов, различных по фазовому состоянию, а также по физико-химическим свойствам. Использование гидрогеологических и геотермических показателей нефтегазоносности при региональных исследованиях остается неоправданно минимальным.
Цель и задачи работы. Основной целью настоящей диссертационной работы являлось изучение и анализ гидрогеологических (гидрогеохимических, гидрогеодинамических) и геотермических показателей палеозойских нефтегазоводоносных комплексов для выявления общих закономерностей в размещении различных по фазовому состоянию и качественным характеристикам скоплений УВ, раздельного прогноза нефтегазоносности и районирования территории. Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:
1. Изучить общегидрогеохимические показатели (в том числе водорастворенное органическое вещество и газы) продуктивных комплексов для выявления закономерностей в размещении различных по физико-химическим свойствам и фазовому состоянию залежей УВ.
2. Проанализировать геотермические характеристики комплексов с целью определения глубинных и площадных границ размещения скоплений углеводородов, различных по фазовому состоянию.
3. Выявить особенности гидрогеодинамических условий, для оценки степени гидрогеологической «закрытости» недр и сохранности залежей УВ.
4. Осуществить комплексный анализ гидрогеологических и геотермических показателей с целью районирования изучаемой территории и раздельного прогноза нефтегазоносности изучаемых комплексов.
Объект исследований – комплекс палеозойских отложений в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, территориально включающей восточную часть Самарской, северо-восточную часть Саратовской, западную и центральную части Оренбургской областей.
Предмет исследований – гидрогеологические (гидрогеохимические, гидрогеодинамические) и геотермические показатели нефтегазоносности эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов.
Фактический материал и методы исследований. Диссертация основана на анализе, систематизации, научном обобщении фактического материала, собственных исследований, опубликованной литературы и фондовых источников ФГУ «ТФИ по Приволжскому федеральному округу», ФГУП «Нижнее-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» и др. В работе использованы гидрогеологические и геотермические данные более чем по 300 месторождениям в пределах изучаемой территории, информация по которым была проанализирована и сформирована в электронный банк данных. Исследования проводились при активном использовании компьютерных программ и методик.
На защиту выносятся следующие основные положения.
1. Спрогнозировано фазовое состояние залежей УВ, их физико-химические свойства и оценены условия сохранности на основе гидрогеологических (гидрогеохимических и гидрогеодинамических) показателей пластовых вод эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов.
2. Установлены геотермические и глубинные границы, определяющие особенности размещения скоплений УВ различного фазового состояния по площади развития изучаемых комплексов и вертикальному разрезу.
3. Дан раздельный прогноз фазового состояния залежей УВ и проведено районирование изучаемой территории по комплексу гидрогеологических и геотермических данных.
Научная новизна:
- выполнены комплексные региональные исследования гидрогеохимических, геотермических и гидрогеодинамических параметров для основных продуктивных эйфельско-нижнефранского, визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов в пределах Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа, позволившие провести нефтегазогеологическое районирование изучаемой территории;
- выявлены гидрогеологические и геотермические закономерности в размещении и сохранении залежей углеводородов, различных по фазовому состоянию и качественным характеристикам;
- составлены схематические карты взаимосвязи между степенью метаморфизации пластовых вод и удельными плотностями нефтей, схематические карты геоизотерм, уточнены схематические карты приведенных напоров;
- проанализирован характер зависимости между коэффициентом метаморфизации подземных вод (Км) и плотностью нефтей, а также (Км) и содержанием серы, (Км) и содержанием парафинов в нефтях; определены коэффициенты корреляции.
- разработаны методические основы раздельного прогноза залежей углеводородов по комплексу гидрогеологических и геотермических показателей.
Практическая ценность работы. По результатам комплексного анализа гидрогеологических и геотермических показателей произведено районирование территории для различных по составу, мощности и глубинам залегания нефтегазоводоносных комплексов. Это позволяет осуществлять раздельный прогноз углеводородов и их качественных характеристик, а также определять приоритетные направления поисково-разведочных работ на рассматриваемой и аналогичных по геологическому строению территориях.
Апробация работы, публикации. Основные положения и выводы выполненных исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях: Всероссийской научной конференции «Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков, посвященной памяти профессора В.В.Тикшаева» (Саратов, 2000); научно-практической конференции «Нефтегазовая отрасль: тенденции и перспективы развития» (Саратов, 2000), научной конференции «Геологические науки – 2007» (Саратов, 2007), Шестой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2007). По теме диссертации опубликованы 10 научных и учебно-методических работ. Результаты проведенных исследований используются в учебном процессе при освоении студентами курсов «Гидрогеология нефти и газа», «Гидрогеология, геокриология и инженерная геология».
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 5 глав, введения, заключения и списка литературы. Общий объем диссертации – 171 страница, в том числе 27 рисунков, 4 таблицы; библиографический список содержит 123 наименования.
Автор выражает глубокую благодарность и признательность сотрудникам ФГУП «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики» Е.В.Постновой, О.И.Меркулову, Н.В.Клычеву, Л.И.Сизинцевой, И.А.Фокиной, преподавателям и сотрудникам геологического факультета Саратовского госуниверситета А.Т.Колотухину, Е.Н.Волковой, Л.А.Коробовой, Е.К.Толмачевой, В.В.Дмитриевой за ценные советы, консультации и практическую помощь при подготовке диссертационной работы. Особую благодарность автор выражает научному руководителю – заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых СГУ им.Н.Г.Чернышевского доктору геолого-минералогических наук, профессору К.А.Маврину.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во «Введении» сформулированы актуальность проблемы, цель и задачи исследований, положения, выносимые на защиту, научная новизна и практическая значимость работы.
В первой главе (1) приводится общая характеристика геологического строения юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы. В разделе «Литолого-стратиграфическая характеристика разреза» (§ 1.1.) произведено расчленение палеозойского осадочного чехла в соответствии с новой общей стратиграфической шкалой и учетом Стратиграфического кодекса Межведомственного стратиграфического комитета. Более подробно освещаются стратиграфическая полнота, особенности литологического состава и характер развития по площади эйфельско-нижнефранского, визейского карбонатно-терригенных, верейско-мелекесского терригенно-карбонатного и среднекаменноугольно-нижнепермского сульфатно-карбонатно-галогенного комплексов, являющихся предметом исследования данной диссертационной работы.
В разделе «Тектоническое строение» (§ 1.2.) дана характеристика основных структурных элементов: южного окончания Южно-Татарского свода, Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа.
В региональном плане поверхности кристаллического фундамента и палеозойского осадочного чехла на изучаемой территории устойчиво погружаются в южном и юго-восточном направлениях. Крупные тектонические элементы первого порядка, в основном, находят отражение как в фундаменте, так и по всем маркирующим горизонтам палеозоя. Основными особенностями тектонического строения описываемой территории являются сходное, сильно нарушенное строение фундамента и перекрывающего комплекса девонских отложений, затухание разломной тектоники в вышележащих комплексах и выполаживание структур вверх по разрезу.
Во второй главе (2) последовательно приводятся существующие представления о гидрогеохимических показателях нефтегазоносности, включая общегидрогеохимические показатели и показатели по водорастворенному органическому веществу и газам; дается гидрогеохимическая характеристика выделяемых нефтегазоносных комплексов и раздельный прогноз нефтегазоносности по гидрогеохимическим показателям.
«Существующие представления о гидрогеохимических показателях нефтегазоносности» (§ 2.1). Проблемам нефтегазовой гидрогеохимии посвящены работы многих исследователей (Сулин, 1948; Гуревич, 1956; Кротова, 1960, 1967; Карцев, 1972; Барс, Зайдельсон, 1973; Питьева, 1978 и др.). В качестве показателей нефтегазоносности используют общую минерализацию пластовых вод, гидрогеохимические типы, коэффициент метаморфизации, присутствие различных микроэлементов и др.
Характерным типом пластовых вод, связанных с залежами углеводородов в палеозойском комплексе пород являются высокоминерализованные и метаморфизованные хлоридно-кальциевые рассолы. В нефтегазоносных бассейнах наиболее общим показателем, характеризующим геохимическую среду, степень метаморфизации вод и возможную связь с ними различных залежей УВ, является коэффициент метаморфизации (Км), представляющий отношение rNa/rCl в подземных водах.
По величине коэффициента Км определяется перспективность территорий и комплексов пород в нефтегазоносном отношении (Швай, 1973; Новосилецкий, Савка, Шарун, 1977).
Палеозойский комплекс пород, характеризующийся распространением вод хлоркальциевого типа с коэффициентом Км от 0,6 до 1,0 является наиболее перспективным (благоприятным) для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей, и, по-видимому, для генерации в больших масштабах углеводородных, преимущественно, высокомолекулярных нефтяных и конденсатных соединений. Максимальное количество открытых залежей УВ палеозойского комплекса связано с пластовыми водами, имеющими такие значения коэффициента метаморфизации.
При низкой степени метаморфизации пластовых вод хлоркальциевого типа с коэффициентом Км от 0,85 до 1,0 в зависимости от количества и состава захороненного ОВ, а также гидрогеодинамических условий встречаются газовые и нефтяные залежи. Нефть в основном имеет плотность от 0,84 до 1,0142 г/см3, а в растворенных газах, как правило, преобладает метан. В газовых залежах обычно отсутствуют конденсирующиеся УВ.
В области распространения вод средней метаморфизации с коэффициентом Км от 0,85 до 0,60 содержатся нефтяные и газоконденсатные скопления. Нефти в основном легкие с плотностью 0,79-0,83 г/см3, а в растворенных газах обычно преобладают гомологи метана. Для газоконденсатных залежей характерно высокое содержание конденсата.
При значениях коэффициента Км от 0,6 до 0,4 также выявлены нефтяные и газовые залежи. Нефть обычно легкая (0,80-0,86 г/см3), значительно недонасыщенная газом, а попутный газ, как правило, содержит большое количество гомологов метана. В зоне развития подземных вод с высокой степенью метаморфизации возможно одновременное размещение нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей.
Весьма важным показателем нефтегазоносности являются показатели газовой группы: общая газонасыщенность, общая упругость газов, коэффициент насыщения воды газом (Рг/Рв), содержание в водорастворенном газе метана, тяжелых углеводородов (ТУ) и др.
Теоретические основы и принципы районирования водонапорных систем по данным изучения газов подземных вод рассмотрены в работах А.С.Зингера (1966), Л.М.Зорькина (1973), В.П.Савченко, Е.В.Стадника, Ю.И.Яковлева (1974), В.Н.Корценштейна (1963, 1976) и др. В зависимости от общих гидрогеохимических условий бассейнов и особенностей их геолого-гидрогеологического развития выделяют три основные гидрогеохимические обстановки формирования, сохранения и разрушения залежей: обстановки фазового равновесия, смещенного равновесия и отсутствия фазового равновесия.
Для газогеохимической обстановки фазового равновесия Рг/Рв > или равно 1. Такие условия характерны для в северной бортовой зоны Прикаспийской и южных районов Бузулукской впадин (Зорькин и др., 1973).
Обстановка смещенного фазового равновесия между залежами и подземными водами отличается превышением гидростатических давлений, а также давлений газов в залежах над упругостью растворенных газов (Рг/Рв <1). Залежи углеводородов при этом разрушаются. В условиях значительного смещения фазового равновесия процессы разрушения углеводородных газов резко превалируют над их генерацией. Площади перспективны преимущественно на нефть.
Газогеохимическая обстановка смещенного фазового равновесия характерна для значительной части Русской платформы. В Волго-Уральской НГП сюда включаются большинство районов, с выявленной нефтегазоносностью, Волгоградско-Саратовского Поволжья, Самарской и Оренбургской областей.
«Гидрогеохимическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов» (§ 2.2). Эйфельско-нижнефранский комплекс включает отложения эйфельского, живетского и нижнефранского возраста. Его можно рассматривать как первый регионально выдержанный в пределах изучаемой территории нефтегазоводоносный комплекс. Глубины залегания комплекса изменяются в широких пределах от 1800 м до 5500 м при общем региональном наклоне пород на юг.
Пластовые воды комплекса принадлежат к крепким рассолам хлориднокальциевого типа. Воды этих отложений имеют минерализацию от 231 до 293 г/л; удельный вес - 1,18-1,195 г/см3. Воды с высокой минерализацией и метаморфизацией приурочены к центральной части Бузулукской впадины, меньшими значениями минерализации воды характеризуются на севере и юге изучаемой территории. На севере территории воды содержат (в мг/л): брома – 130-2300, бора - 10-100, йода – 1-15, лития – 8-40, стронция 126- 1600; значения Км составляют 0,6-0,85 (Логинова, Клычев, 2007). В центральной части Бузулукской впадины коэффициент Км составляет 0,5-0,7. Воды содержат небольшое количество сульфат-иона (от нуля до 200 мг/л), много брома (1200-2000 мг/л), первая соленость составляет 58,8-39,9% (Логинова, Маврин, Смирнов, 2006). В южном направлении метаморфизация вод снижается, Км изменяется от 0,6 до 0,85.
Газонасыщенность пластовых вод терригенных отложений девона изменяется в широких пределах – от 180 до 1500 см3/л, составляя в среднем 300– 400 см3/л. Отмечается общая тенденция к увеличению газонасыщенности в южном направлении. В этом же направлении возрастает содержание метана, максимальные концентрации которого (до 80–90%) установлены в южной бортовой зоне Бузулукской впадины. Для состава водорастворенного газа характерно повышенное содержание гелия (часто более 1%) и полное отсутствие или крайне низкое содержание сероводорода. В подавляющем большинстве водорастворенные газы комплекса принадлежат к азотно-метановому типу с содержанием метана в среднем до 75 %.
Отличается характер газонасыщения и состав водорастворенного газа в южной и юго-западной частях Бузулукской впадины. Газовый фактор пластовых вод возрастает от 600 до 1840 см3/л, а степень газонасыщенности (или Рг/Рв) вод составляет от 0,45-0,8 до 1. Содержание углеводородов в газе колеблется от 54 до 97% по объему, в том числе содержание ТУ, представленных С2Н6 – С6Н14 изменяется от 0,91 до 8,28% по объему. Газ характеризуется как метановый и азотно-метановый (Клычев, 1999).
В состав визейского комплекса входят породы бобриковского, тульского и алексинского горизонтов. На рассматриваемой территории комплекс залегает на глубинах от 1200 до 4500 м и более, при общем региональном наклоне на юго-восток.
Минерализация вод комплекса изменяется с севера на юг от 226 до 280 г/л. Содержание брома изменяется от 150 до 600 мг/л, преимущественное распространение имеют воды с содержанием брома от 200 до 400 мг/л. Км имеет значения 0,99-0,7 (Логинова, Клычев, 2007). Увеличение степени метаморфизации вод происходит в южном и юго-западном направлениях.
В отложениях нижнего карбона обнаруживается тесная взаимосвязь химического состава вод и растворенных в них газов. Менее метаморфизованным водам с повышенным содержанием сульфатов соответствуют газы азотного и метаново-азотного состава с высоким содержанием СО2 и Н2S. Концентрация гелия в пластовых водах комплекса колеблется от 0,2 до 0,6 %. Водорастворенные газы комплекса на юге территории почти повсеместно относятся к азотно-метановому и метановому типам. Суммарное содержание УВ в газе изменяется от 61,4 до 93,3% по объему, в том числе содержание ТУ составляют 0,3-13,8%. Газовые факторы в основном высокие - 750-3300 см3/л, а газонасыщенность вод составляет 500-750 см3/л. Рг/Рв изменяется от 0,4-0,5 на севере и в центральной части территории до 0,9 - 1,29 - в пределах всей южной окраины. Северная граница зоны предельной газонасыщенности вод не выходит за пределы линии Оренбург – Саратов (Якобсон, Булычев, Самсонов, 1981).
Верейско-мелекесский комплекс представлен породами мелекесского и верейского горизонтов. Комплекс залегает на глубинах от 700 м до 4000 м при региональном погружении на юг и юго-восток. Он отличается различной стратиграфической полнотой и литологическим составом в пределах изучаемой территории: в западных и центральных частях верейско-мелекесские отложения имеют преимущественно терригенный и карбонатно-терригенный состав, на востоке и юго-востоке они представлены в основном карбонатными разностями.
Пластовые воды верейско-мелекесского комплекса сходны по типу, составу, содержанию микроэлементов с водами визейского комплекса, хотя минерализация вод снижается (Логинова, Маврин, Смирнов, 2006). Они представлены хлоридно-натриево-кальциевыми рассолами с минерализацией от 70 до 170 г/л. Минерализация увеличивается в юго-восточном направлении с ростом глубины залегания водовмещающих пород. Значения Км изменяются с северо-востока на юго-запад и юго-восток от 1,0 до 0,7 и менее, отражая низкую и среднюю степень метаморфизации вод. Изменение степени метаморфизации вод происходит более резко в юго-восточном направлении.
Описываемый комплекс слабо охарактеризован пробами пластовых вод. По аналогии с нижележащим нефтегазоводоносным комплексом характер насыщения вод газами, их состав сохраняют ту же направленность. В пределах изучаемой территории распространены газы углеводородно-азотного (сумма УВ 25-50 объем.%) и азотно-углеводородного (50-75% объем.%) состава. Общая газонасыщенность вод от нескольких десятков см3/л до 200-300, реже до 400 см3/л. Рг/Рв менее 0,5 (в большинстве случаев 0,1-0,3).
Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс представлен сульфатно-карбонатными породами каширского горизонта, верхнемосковского подъяруса среднего карбона, верхнего карбона и нижней перми (до подошвы галогенной толщи кунгурского яруса). Комплекс залегает на глубинах от 200 - 300 м до 3500 м при общем региональном наклоне на юго-восток.
В гидрогеохимическом отношении воды комплекса - это крепкие рассолы с минерализацией от 200 до 299 г/л, различной степени метаморфизации и повышенной сульфатности. Значения Км изменяются с севера на юг от 1,0 до 0,4 и менее. Для вод комплекса характерны хлориды щелочных металлов (от 31-71% до 91,0-96,7%), сульфаты (от 150-550 мг/л до 1990-9400 мг/л), бром (от 113-125 мг/л до 700-3380 мг/л), йод (от 2-4 мг/л до 17,4-42,3 мг/л), бор (457-1874 мг/л), магний (6,75-31,03 мг/л) и др.
Воды каменноугольных отложений характеризуются метаново-азотным составом газов, содержат 33,8% метана и только 2,2% ТУ. Газовый фактор невысокий – 100-200 см3/л.
Воды нижнепермских отложений, сохраняя метаново-азотный состав газов, содержат азота до 36% в центральной части Бузулукской впадины. Газовый фактор колеблется от 319 до 950 см3/л. Концентрации гелия низкие. На юге территории водорастворенные газы относятся к метановому и азотно-метановому типам, содержат повышенные концентрации ТУ, составляющие 2,4-12,5% по объему. Газоводяные факторы высокие и изменяются от 300 до 1000-2000 см3/л. Газонасыщенность вод высокая и составляет в среднем 600 –700 см3/л.
«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеохимическим показателям» (§ 2.3). Для качественной оценки перспектив нефтегазоносности исследуемой территории были построены схематические карты взаимосвязи степени метаморфизации пластовых вод (Км) и удельных плотностей нефтей для изучаемых комплексов, отражающие характер зависимости между Км, фазовым состоянием и качественными характеристиками залежей углеводородов. Для количественной оценки взаимосвязи между Км и физико-химическим составом флюидов были построены графики зависимости плотности нефтей, их сернистости и парафинистости от Км, а также рассчитаны коэффициенты корреляции.
Эйфельско-нижнефранский комплекс. Зонам средней метаморфизации подземных вод соответствуют нефти повышенной удельной плотности (более 0,85 г/см3). В зоне высокометаморфизованных вод отмечаются преимущественно залежи легких нефтей (0,8–0,84 г/см3). Все нефти характеризуются как сернистые, малосмолистые, малопарафинистые, с высоким содержанием легких фракций. В южной части рассматриваемой территории при средних значениях метаморфизации вод выявлены нефтегазоконденсатные и газоконденсатные скопления. Коэффициенты корреляции между Км и плотностью нефтей, содержанием серы, содержанием парафинов, составляющие соответственно 0,53; 0,53; 0,245, оказались весьма низкими.
Визейский комплекс содержит преимущественно нефтяные залежи с незначительными газовыми факторами. В гидрогеохимических зонах с низкой и средней степенью метаморфизации вод размещаются только тяжелые и средние по плотности нефти, с пониженным содержанием легких фракций. Для южной части рассматриваемой территории, с более высокой метаморфизацией вод, характерно распространение средних и легких нефтей, с более высоким содержанием легких фракций. Все нефти характеризуются высокими содержаниями серы и парафинов. Нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи наиболее вероятны только на крайнем юге южной гидрогеохимической зоны. Коэффициенты корреляции между Км и плотностью нефтей, содержанием серы, содержанием парафинов составляют соответственно 0,78; 0,54; 0,28.
В составе верейско-мелекесского комплекса выявлены только нефтяные залежи. Нефти средние и тяжелые по плотности, с повышенным содержанием серы, парафинистые, смолистые, с низкими значениями газового фактора, что вполне согласуется с низкой степенью метаморфизации вод комплекса. Коэффициент корреляции между Км и плотностью нефтей составляет 0,77.
В среднекаменноугольно-нижнепермском комплексе зависимость между Км пластовых вод и фазовым состоянием выявленных в нем углеводородных скоплений не столь четкая, как в нижележащих комплексах. При этом прослеживается взаимосвязь между Км пластовых вод и изменением плотности нефтей. Так, для юга Южно-Татарского свода, северной половины Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского поднятия характерно размещение газовых, нефтяных и газонефтяных залежей, (Км 0,85-1). Нефти здесь тяжелые и средние по плотности, часто не имеющие промышленного значения, с высоким содержанием серы, парафинов и смол, с незначительным газовым фактором и содержанием легких фракций. В составе газовых залежей и в нефтерастворенном газе часто присутствует азот. Для южной половины Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского поднятия, севера Соль-Илецкого выступа, наряду с нефтяными и газонефтяными характерно размещение нефтегазоконденсатных залежей, (Км 0,8-0,2). Здесь нефти средние и легкие по плотности, с повышенным газовым фактором, содержащие серу, незначительное количество парафинов, смол и легкие фракции (до 70%). Южное окончание Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа благоприятны для размещения нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей. В газе также отмечается повышенное содержание азота. Коэффициенты корреляции между Км и плотностью нефтей, Км и содержанием серы; Км и содержанием парафинов составляют соответственно 0,69; 0,62; 0,77.
Газовые и нефтегазовые залежи широко развиты в разрезе комплекса. Вероятно, это связано с вторичным перераспределением углеводородов в течение геологической истории изучаемой территории. Многочисленными исследованиями установлено, что большинство газовых месторождений, расположенных на небольших глубинах, генетически не связаны с вмещающими их отложениями. Общая же картина в распределении залежей нефти, различной по плотности, и размещение нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей в составе комплекса подтверждает первое защищаемое положение.
В третьей главе (3), состоящей из четырех разделов, на основе существующих представлений о геотермических показателях нефтегазоносности, региональных геотермических условиях палеозойских отложений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ), геотермической характеристики выделяемых комплексов осуществлен раздельный прогноз нефтегазоносности по геотермическим показателям.
«Существующие представления о геотермических показателях нефтегазоносности» (§ 3.1.). Результаты геотермических исследований широко используются для установления региональных условий нефтегазообразования, нефтегазонакопления и размещения залежей УВ. В качестве геотермических показателей обычно принимаются величины температур, геотермических ступеней и градиентов, плотности теплового потока.
Работы, проведенные Высоцким И.В., Олениным В.Б. (1964); С.Г.Неручевым (1969), В.Ф.Ерофеевым (1971, 1973); Наливкиным В.Д., др. (1971); В.А.Кротовой (1975); Польстер Л.А., др. (1976); Висковским Ю.А., др. (1976) для различных регионов подтвердили закономерность, установленную К.К.Ландес, в размещении залежей нефти и газа в вертикальном разрезе бассейнов в зависимости от температурных условий (Зорькин, Суббота, Стадник, 1982). Исследованиями, проведенными в различных НГБ древних и молодых платформ (Урало-Поволжье, Днепровско-Донецкая впадина, Предкавказье и др.) установлено, что зоны преимущественного нефтенакопления и размещения залежей нефти приурочены к областям умеренных температур (400-1000С), нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых залежей – к областям повышенных температур (1100-1300С и более). Изменение температурного режима в пределах НГБ обычно приводит к качественной и количественной смене состояния УВ. С возрастанием температуры от окраинных частей бассейна в сторону центральных (с ростом глубины залегания пород) отмечается увеличение содержания растворенных газов в нефтях и подземных водах.
«Региональные геотермические условия отложений палеозоя» (§ 3.2.). Температура на поверхности кристаллического фундамента изменяется в широких пределах. На Татарском своде и других участках Волго-Уральской антеклизы, где фундамент залегает на глубинах от 800 м до 2000 м, температура на его поверхности не превышает 20-350С. По мере погружения поверхности фундамента в восточном и южном направлениях до 9000 - 10000 м и более (Предуральский прогиб, Прикаспийская мегавпадина), по расчетным данным температура возрастает до 150-1700С, а возможно и выше.
На глубине 500 м температуры пород составляют 12-180С на севере изучаемой территории, увеличиваясь на юг и юго-восток в Бузулукской впадине, Соль-Илецком выступе и Предуральском прогибе до 200С. На западе территории преобладают температуры 16,00-18,00С с отклонением от 12,50 до 23,00С.
На глубине 1000 м в пределах Южно-Татарского свода преобладают температуры 22,00С при экстремальных значениях 200-310С. В западной части территории температуры составляют 22,00–25,00С при отклонениях 19,00- 31,00С; на востоке - 21,00-23,00С, при отклонениях от 18,00С до 26,50С;
На глубинах 2000 м и более происходит перестройка геотемпературного режима. На востоке и в центральной части территории выделяется обширное низкотемпературное поле. Температурный режим изменяется от 300С до 450- 500С. Самые низкие температуры (300С) характерны для Восточно-Оренбургского валообразного поднятия. В пределах Бузулукской впадины от ее центральных частей в западном направлении отмечается увеличение температуры от 350С до 450С. На юге Восточно-Оренбургского поднятия и Соль-Илецком выступе температуры увеличиваются от 300С до 500С.
Таким образом, региональное геотермическое поле как на фиксированных глубинах (500-2000 м), так и на отдельных стратиграфических уровнях и поверхности фундамента, дифференцировано.
«Геотермическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов» (§ 3.3.). Эйфельско-нижнефранский комплекс. Температуры в региональном плане возрастают с севера на юг от Южно-Татарского свода в направлении бортовой зоны Прикаспийской мегавпадины. Интервал изменения составляет от 400С до 1200С и более. С запада на восток температуры увеличиваются от 600С до 700С. Комплекс характеризуется сложным характером распределения современных температур в Бузулукской впадине, что, вероятно, является отражением блокового строения и соответствующей ориентировки разрывных нарушений в фундаменте и перекрывающих отложениях нижнего девона. Менее сложным геотермическим режимом характеризуется Восточно-Оренбургское поднятие, для которого характерны более низкие температурные условия по сравнению с теми же широтами в Бузулукской впадине (Логинова, 2007).
Температуры в визейском комплексе изменяются с севера на юг от 220-240С на юге Южно-Татарского свода до 1080С на юге Бузулукской впадины. С запада на восток температуры возрастают от 400С до 700С. В пределах Восточно-Оренбургского поднятия температуры изменяются от 290С до 550С. Соль-Илецкий выступ характеризуется последующим увеличением температур в южном направлении в среднем от 500С до 800С и более.
Сравнивая между собой температурные условия эйфельско-нижнефранского и визейского комплексов, следует отметить, что первый, в пределах юга Бузулукской впадины и в центральной ее части характеризуется более напряженным температурным режимом (900-1100С). В визейском комплексе зона 900-1100С развита в узкой полосе на юге Бузулукской впадины. Аномалии пониженных и повышенных температур более четко выражены в эйфельско-нижнефранском комплексе; в визейском комплексе они, в основном, находят отражение, но становятся более сглаженными.
В верейско-мелекесском комплексе температуры изменяются от 300С на юге Южно-Татарского свода и западе Бузулукской впадины до 700-800С на юге впадины и Соль-Илецкого выступа. В северной части Соль-Илецкого выступа выделяется низкотемпературный участок, который является отражением аномалии, выявленной в нижележащем комплексе. Температурный режим верейско-мелекесского комплекса характеризуется меньшими значениями пластовых температур по сравнению с визейским.
Температуры среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса в целом изменяются от 200С на севере и северо-западе, до 600-700С – на юге изучаемой территории. В северной части выделяются многочисленные низкотемпературные участки. Температуры 300-400С являются преобладающими для центральной части территории, на юге они возрастают до 500-700С – в Бузулукской впадине, и не превышают 600С – на юге Соль-Илецкого выступа. Низкотемпературная аномалия в пределах Соль-Илецкого выступа сохраняет свои размеры и ориентировку.
«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по геотермическим показателям» (§ 3.4.). Характеристика современного геотермического режима изучаемых комплексов позволяет осуществлять прогноз в размещении залежей УВ, различных по составу флюида.
Большая часть эйфельско-нижнефранского комплекса благоприятна для размещения, в основном, нефтяных залежей. Для южной и частично центральной частей Бузулукской впадины характерно одновременное присутствие нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей. Южная бортовая зона впадины – это зона газоконденсатных скоплений.
Для визейского комплекса также в основном характерны нефтяные залежи. Лишь на крайнем юге Бузулукской впадины выделяются поочередно узкие зоны размещения нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей, и, преимущественно, газоконденсатных.
Температурный режим верейско-мелекесского комплекса определяет размещение нефтяных залежей по всей мощности и площади его развития.
Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс характеризуется наибольшим разнообразием залежей углеводородов. Для температурного режима, не превышающего 300С, характерно одновременное размещение газовых, нефтяных и нефтегазовых залежей. Для температурного интервала 300-600С характерно присутствие нефтяных и нефтегазоконденсатных скоплений УВ. Температурные условия, превышающие 600С (600-900С) обусловливают размещение нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей.
Размещение нефтяных залежей в эйфельско-нижнефранском, визейском и верейско-мелекесском комплексах определяется близким температурным режимом, в основном, не превышающим значений 1000С. Глубинная граница 3500 м и температуры более 900С являются определяющими для появления нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей в разрезах эйфельско-нижнефранского и визейского комплексов (Логинова, 2007). На глубине 2000 м (400 - 600С) во всех изучаемых комплексах размещаются преимущественно нефтяные залежи. Глубинная граница 1000 м и температурный интервал 150 - 300С являются определяющими для размещения вторичных газовых залежей в среднекаменноугольно-нижнепермском комплексе. Приведенный выше материал доказывает второе защищаемое положение.
В четвертой главе (4), состоящей из трех разделов, рассмотрены существующие представления о гидрогеодинамических показателях, гидрогеодинамические характеристики выделяемых комплексов, сделан вывод о возможности использования гидрогеодинамических условий для оценки степени гидрогеологической «закрытости» недр и сохранности залежей УВ.
«Существующие представления о гидрогеодинамических показателях» (§ 4.1.). К гидрогеодинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена, гидрогеологическая «закрытость» недр, величины пьезометрических напоров, скорости движения подземных вод, распределение пьезомаксимумов и пьезоминимумов и др.
Гидрогеодинамические показателей нефтегазоносности недр рассмотрены в работах В.А.Кротовой (1960), А.А.Карцева (1963), М.И.Зайдельсона (1969), М.И.Субботы, В.Ф.Клейменова, О.И.Лариковой (1971); Л.Г.Каретникова, Г.Ю.Валукониса (1972), В.В.Колодия (1983) и др.
В практике гидрогеологических исследований для построения карт пьезометрической поверхности используются приведенные напоры (давления), методика вычисления которых предложена А.И.Силиным-Бекчуриным (1949). Эта методика в нефтегазопромысловой гидрогеологии и до настоящего времени остается наиболее действенной. Хотя позднее ряд методических приемов расчета напоров были предложены и другими исследователями (Корценштейн, 1963; Якобсон, Качалов, 1965; Шестаков, 1969, др.).
На базе региональных гидрогеологических исследований сложились основные представления относительно источников создания напора в пластовой системе. Одним из источников напора в бассейне является инфильтрация вод с поверхности. В возникновении другого (элизионного) - играют роль процессы отжатия вод в пределах прогибающихся частей бассейна в результате уплотнения пород. Решающей причиной движения пластовых вод является перепад напоров (давлений). Он возникает как при погружении, сопровождающемся вытеснением межслоевых вод из глинистых толщ в коллекторы под действием геостатической нагрузки, так и в результате повышения напора за счет инфильтрации в областях выходов водоносных комплексов на поверхность. Возникшее в том и другом случае давление передается всей водонапорной системе комплекса. Это перераспределение напоров и обуславливает движение (фильтрацию) подземных вод в водоносных комплексах, их разгрузку по тектоническим нарушениям, а иногда и через водоупоры (Ходжакулиев, 1966; Кудряков, 1974;)
Важными гидрогеодинамическими показателями нефтегазоносности недр являются пьезометрические аномалии, которые выражаются в локальных понижениях и повышениях напоров подземных вод (пьезоминимумы и пьезомаксимумы). К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены области локализации нефти и газа. Роль пьезоминимумов в формировании скоплений УВ и их поисковое значение установлены в ряде нефтегазоносных бассейнов. Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции Кротовой В.А. (1962, 1967), В.А.Кудряковым (1985) и др. также показана связь размещения залежей нефти и газа с глубинными гидрогеодинамическими аномалиями.
Основные зоны создания напора и инфильтрационного питания палеозойских комплексов Волго-Уральского артезианского бассейна связаны с системой внутренних положительных тектонических элементов Русской плиты — Воронежской антеклизой, Токмовским и Татарским сводами. Падение пьезометрических напоров в девонских и каменноугольных комплексах происходит в южном и юго-восточном направлениях, что свидетельствует о движении подземных вод и рассолов на современном этапе с севера и запада на юг и восток в направлении Прикаспийской мегавпадины. Местными областями разгрузки могут являться зоны тектонических нарушений (Жигулевские, Кинельские и др.дислокации). Скрытые очаги разгрузки в вышележащие горизонты, находящие отражение в гидрогеодинамических и гидрогеохимических аномалиях, широко распространены; на этих участках может происходить переток рассолов из девонских горизонтов в каменноугольные, а из последних в пермские и т.д.
Механизм фильтрационного водообмена в палеозойских продуктивных комплексах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы представляется как сочетание вертикальных и горизонтальных потоков, причем, проводящими каналами служат участки, испытавшие активные тектонические подвижки в недалеком геологическом прошлом.
Особенности гидрогеодинамического режима находятся в соответствии с гидрогеохимическими и геотермическими закономерностями.
«Гидрогеодинамическая характеристика выделяемых нефтегазоводоносных комплексов» (§ 4.2). Эйфельско-нижнефранский комплекс. Гидрогеодинамический режим характеризуется общим снижением пьезометрических напоров с северо-востока на запад, юго-запад и юг. Максимальные значения напоров (393 м) отмечаются на юго-восточном окончании Южно-Татарского свода и севере Восточно-Оренбургского поднятия. Центральную часть изучаемой территории занимает зона умеренных напоров: 340-320 м. Минимальные напоры 280-275 м характерны для юга Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия. Локальные участки пониженных и повышенных напоров, а также изменения в направлении возможного движения пластовых вод отмечены на севере и северо-западе Бузулукской впадины.
Визейский комплекс. Приведенные напоры характеризуются более высокими значениями по сравнению с эйфельско-нижнефранским комплексом. По мнению М.И.Субботы, Г.П.Якобсона (1967) такой гидрогеодинамический режим указывает на потенциальную возможность поступления нижнекаменноугольных вод в отложения эйфельско-нижнефранского комплекса, там, где нижние флюидоупоры отсутствуют, нарушены или уменьшается их мощность, и на ограниченность такого процесса в обратном направлении. Зона повышенных напоров (390-380 м) охватывает юг Южно-Татарского свода. В южном и юго-западном направлениях происходит плавное снижение напоров до 350-340 м. Минимальные значения (342-350 м) характерны для центральной и юго-западной частей Бузулукской впадины, центра и юга Восточно-Оренбургского поднятия. Характер снижения пьезометрических напоров, его направленность, местоположение относительных пьезомаксимумов и пьезоминимумов аналогичны гидрогеодинамическим условиям нижележащего комплекса, что обусловлено, вероятно, влиянием общих факторов.
Верейско-мелекесский комплекс. Пьезометрические напоры в комплексе изменяются в от 390 м на севере, до 350 м - на юге, и 330 м - на западе территории. Максимальные напоры приурочены к югу Южно-Татарского свода (389 м); минимальные значения отмечены в центральной и западной частях Бузулукской впадины (330-335 м). Комплекс характеризуется плавным и незначительным снижением напоров в южном и юго-западном направлениях. В западной части Бузулукской впадины возможное движение пластовых вод локализовано может происходить и в обратном направлении (на северо-запад), в соответствии с падением напоров от 355 м до 330 м.
Отметки приведенных напоров рассмотренных комплексов рассчитаны по методике А.И.Силина-Бекчурина относительно плоскости сравнения
-2000 м (Барс, Зайдельсон, 1973).
Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс. Приведенные напоры для характеризуемого комплекса рассчитаны по методике В.М.Шестакова для плоскости сравнения -574 м (Питьева, 1971). Пьезометрические напоры комплекса меняются от 900 м до 550 м. Максимальные значения характерны для северной и центральной частей Восточно-Оренбургского поднятия. Минимальные напоры отмечены в центральной части Бузулукской впадины, на Соль-Илецком выступе и востоке изучаемой территории. Наиболее интенсивно снижение напоров происходит в пределах Восточно-Оренбургского поднятия, и, в меньшей степени, в Бузулукской впадине, в южном и юго-западном направлениях. Гидрогеодинамический режим комплекса характеризуется более резкими перепадами напоров на севере и востоке территории.
Для всех изучаемых комплексов характерно общее снижение приведенных напоров с севера - северо-востока на юг и юго-запад. Главной областью инфильтрационного питания является южная часть Южно-Татарского свода. Инфильтрационное влияние Урала не прослеживается (Попов, 1985). Выделенные пьезоминимумы и пьезомаксимумы по всем изучаемым комплексам являются участками внутрипластовых перетоков. Оценивая роль Прикаспийской мегавпадины в гидрогеодинамическом режиме палеозойских продуктивных комплексов, следует отметить ее как незначительную, в связи со сложностью строения северной бортовой зоны мегавпадины. Только на отдельных участках возможно существование такой взаимосвязи. На современном этапе геологического развития нефтегазоводоносные комплексы палеозойских отложений образуют самостоятельную водонапорную систему с доминирующим значением внутренних очагов питания и разгрузки. Встречное движение подземных вод в палеозойских отложениях, направленное от Прикаспийской мегасинеклизы в северном направлении возможно на крайнем юге Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа, где повышение пьезометрических напоров может происходить в результате термоэлизионных процессов, в наиболее погруженных центральных частях Прикаспийской мегавпадины (Маврин, 1999 г.).
«Раздельный прогноз нефтегазоносности выделяемых продуктивных комплексов по гидрогеодинамическим показателям» (§ 4.3.). Эйфельско-нижнефранский комплекс находится в зоне весьма затрудненного водообмена пластовых вод. Он характеризуется незначительным перепадом приведенных напоров, не превышающем 100 м. Такие условия благоприятны для сохранения залежей УВ. Локальный пьезоминимум на севере территории, являющийся участком внутрипластовой разгрузки вод, может, вероятно, расцениваться как потенциальный объект современной аккумуляции УВ. Северо-восточный и северо-западный пьезомаксимумы являются зонами возможного внутрипластового питания комплекса, т.е. эти участки являются гидрогеологическими «окнами». Это находит подтверждение и в качественных характеристиках, выявленных нефтяных залежей. Нефти характеризуются повышенной удельной плотностью (Яблоневый Овраг, Чубовское, Красноярское, Султангулово-Заглядинское, Демское и др.).
Визейский комплекс также находится в условиях затрудненного водообмена. Характер изменения напоров имеет ту же направленность, что и в нижележащем комплексе; перепад напоров не превышает 50 м. Локальный пьезоминимум, охватывающий южную часть Южно-Татарского свода и северный склон Бузулукской впадины свидетельствует о внутренней разгрузке вод комплекса, и является возможным участком современного нефтегазонакопления. Зоны повышенных напоров на Южно-Татарском своде, на западе и в центральной части Бузулукской впадины, также как и в эйфельско-нижнефранском комплексе, являются участками внутрипластовых перетоков. Нефти, выявленных в их пределах залежей, характеризуются повышенной удельной плотностью (Байтуганское, Султангулово-Заглядинское, Боровское и др.).
Гидрогеодинамический режим верейско-мелекесского комплекса по характеру водообмена, изменения приведенных напоров, условиям сохранения залежей сходен с нижележащим комплексом; перепад напоров не превышает 60 м.
Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс характеризуется более активным гидрогеодинамическим режимом. Снижение напоров имеет южную, юго-западную и юго-восточную направленность, диапазон изменения напоров существенно возрастает и составляет 350 м. Комплекс характеризуется менее благоприятными условиями сохранности залежей, особенно на участках отсутствия соленосных толщ кунгурского и казанского возраста, либо незначительных их мощностей. Такими участками являются южное окончание Южно-Татарского свода, северная и западные части Бузулукской впадины. Представленный в данной главе материал служит также доказательством первого защищаемого положения.
В главе пятой (5) осуществлен раздельный прогноз нефтегазоносности изучаемых комплексов по совокупности гидрогеологических и геотермических показателей.
Эйфельско-нижнефранский комплекс характеризуется высокой степенью гидрогеологической «закрытости». На большей части территории условия благоприятны для размещения и сохранения преимущественно нефтяных залежей. При этом, на глубинах залегания от 1800 м до 2800 м, что соответствует температурному диапазону от 400 до 60 - 700С, средней степени метаморфизации пластовых вод (Км = 0,85-0,6), нефти характеризуются как средние по плотности (0,84-0,88 г/см3), сернистые, малосмолистые, малопарафинистые, с низким газовым фактором (15-80 м3/т), содержание легких фракций не превышает 45%. Такие условия и скопления нефтей с обозначенными физико-химическими свойствами можно ожидать в пределах южного окончания Южно-Татарского свода и северо-западной части Бузулукской впадины (рисунок, а).
На западе, востоке и частично центральной части Бузулукской впадины, в пределах Восточно-Оренбургского поднятия на глубинах залегания комплекса от 2800 м до 4500 м в температурном диапазоне от 60-700С до 900С, высокой степени метаморфизации пластовых вод (Км= 0,6–0,4) можно предполагать залежи нефтей преимущественно легких (0,84–0,8 г/см3 и менее) и средних (0,84-0,88 г/см3) по плотности, с более высоким газовым фактором (75-288 м3/т) и содержанием легких фракций до 48–59%. На юге и, частично, в центре Бузулукской впадины, на тех же глубинах залегания комплекса, но там, где пластовые температуры составляют 900–1100С и более, степень метаморфизации вод средняя и высокая, газонасыщенность их предельна, возможно, одновременное размещение нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей. Нефти характеризуются средней и пониженной плотностью (0,82-0,87 г/см3), повышенными газовыми факторами (300 м3/т и более), высоким содержанием легких фракций (до 60%). На крайнем юге Бузулукской впадины на глубинах залегания комплекса, превышающих 4000 м
и геотермическом режиме более 1100С условия благоприятны для размещения преимущественно газоконденсатных залежей.
Для визейского комплекса можно также отметить высокую степень гидрогеологической «закрытости» и сохранности залежей УВ. Для большей части Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия, Соль-Илецкого выступа характерно размещение нефтяных залежей. При этом, на южном окончании Южно-Татарского свода, в северной и северо-восточной частях Бузулукской впадины, северной и центральной частях Восточно-Оренбургского поднятия на глубинах залегания комплекса от 1200 м до 2500 м можно ожидать скопления нефтей средних и тяжелых по плотности (0,84-0,936 г/см3), с высоким содержанием серы, парафинов и смол, с низкими газовым фактором (21-88 м3/т) и содержанием легких фракций (18- 44%) (рисунок, б). Для западной и центральной частей Бузулукской впадины, юга Восточно-Оренбургского поднятия и Соль-Илецкого выступа, на глубинах залегания комплекса от 1700 м до 4000 м, пластовых температурах 600–900С, средней степени метаморфизации подземных вод (Км=0,85–0,7), условия благоприятны для размещения залежей нефтей средних и легких (0,82–0,864 г/см3), сернистых, парафинистых и малосмолистых, со средним содержанием легких фракций (36–48%). На юге территории, включая южное окончание Бузулукской впадины, крайнюю юго-западную часть Соль-Илецкого выступа, характеризующихся глубоким залеганием визейского комплекса (до 4500 м и более), высокими температурами (900–1100С), более высокой степенью метаморфизации вод (Км < 0,7) и предельной их газонасыщенностью, имеются предпосылки для размещения, наряду с нефтяными, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей. В узкой полосе южного борта Бузулукской впадины, с геотемпературными условиями, превышаю-
щими 1100С, комплекс перспективен для размещения газоконденсатных залежей.
Верейско-мелекесский комплекс по всей площади развития на глубинах залегания от 700 м до 4000 м, при пластовых температурах от 300 до 800С, низкой и средней степени метаморфизации вод (Км - от 0,7 до 1,0), характерной для большей части изучаемой территории, низкой степени их газонасыщенности, характеризуется размещением нефтяных залежей. Нефти средние и тяжелые по плотности, с повышенным содержанием серы, парафинов, смол и низкими значениями газового фактора. Зональность в распределении нефтяных скоплений различных по физико-химическим свойствам аналогична визейскому комплексу, при этом зона залежей нефти повышенной плотности занимает полностью Восточно-Оренбургское поднятие.
Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс отличается разнообразием фазового состояния залежей УВ. Размещение вторичных газовых залежей можно ожидать до глубин 1000 м, в температурном диапазоне 150–300С, при значениях Км пластовых вод от 0,85 до 1,0. Такие условия характерны для северной половины территории, включающей юг Южно-Татарского свода, северные части Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского подня-
тия. В этой же зоне одновременно возможно выявление нефтяных и газонефтяных залежей (газовые залежи с нефтяной оторочкой, нефтяные с газовой шапкой). На северо-востоке обозначенной зоны нефтяные залежи часто не имеют промышленного значения; нефти тяжелые и средние (0,904-0,884 г/см3), высокосернистые, смолистые и парафинистые, содержание легких фракций не превышает 40%. Остальные участки зоны перспективны для выявления залежей нефтей легких и средних по плотности (0,831–0,865 г/см3), с повышенным содержанием серы, смол и малопарафинистых, с повышенным газовым фактором и содержанием легких фракций до 59%. Южнее, в пределах Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия в интервале глубин 1500–2500 м, и температурном режиме – 300–550С располагается зона нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей. Нефти также средние и легкие по плотности (0,811–0,865 г/см3), сернистые и малосернистые, малопарафинистые, с широким диапазоном значений газового фактора и высоким содержанием легких фракций (до 70%). Растворенный газ - метановый, часто с высоким содержанием азота (до 32%). На глубинах 2500–4000 м, на южных окраинах Бузулукской впадины и Соль-Илецкого выступа отмечается зона преимущественного размещения нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей.
В эйфельско-нижнефранском, визейском и верейско-мелекесском комплексах до глубин 2000 м характерно размещение нефтяных залежей. В эйфельско-нижнефранском и визейском комплексах глубина 3500 м является границей, ниже которой возможно выявление газоконденсатных, и в меньшей степени, нефтегазоконденсатных залежей. На глубинах близких к 2000 м во всех исследуемых продуктивных комплексах размещаются преимущественно нефтяные залежи. Сделанные выводы доказывают третье защищаемое положение.
В «Заключении» подведены основные итоги проведенных исследований:
1. Впервые рассмотрен характер зависимости между Км и плотностью нефтей; Км и содержанием серы; Км и содержанием парафинов; определены коэффициенты корреляции между обозначенными параметрами. Между коррелируемыми параметрами установлена прямая зависимость; коэффициенты корреляции между Км и плотностями нефтей для визейского, верейско-мелекесского и среднекаменноугольно-нижнеперского комплексов характеризуются следующими значениями: 0,78, 0,77, 0,69, что позволяет по величине степени метаморфизации вод прогнозировать качественные характеристики УВ. Между Км и содержанием серы, Км и содержанием парафинов также выявлена прямая зависимость, но возможность оценки физико-химических свойств УВ по значениям Км достоверна только для среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса (0,62, 0,77).
2. Построенные схематические карты зависимости степени метаморфизации пластовых вод и удельных плотностей нефтей позволили выделить в пределах изучаемых комплексов по площади их развития зоны различных по плотности УВ флюидов.
3. Составлена и детально охарактеризована геотермическая модель палеозойских отложений, которая позволила установить региональную и вертикальную зависимость фазового состояния флюидов от температуры недр и глубины залегания продуктивных комплексов.
4. Схематические карты приведенных напоров позволили уточнить гидрогеодинамические условия изучаемой территории и выявить взаимосвязь региональных пьезоминимумов и пьезомаксимумов с качественными характеристиками УВ.
5. На основе комплексного исследования гидрогеологических и геотермических показателей проведено районирование территории и дан раздельный прогноз нефтегазоносности изучаемых комплексов.
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных
журналах, входящих в перечень ВАК РФ
1. Использование геолого-геофизических, геохимических и неотектонических исследований для прогноза нефтегазоносности. //Вестник Воронежского государственного университета. Сер.геол. – 2006. - № 2, С.193-198. (Соавт. Е.К.Толмачева, А.Т.Колотухин, Е.Н.Волкова).
Список публикаций по теме диссертации
1. К вопросу о характере флюидонапорной системы палеозойских комплексов и мнимых наклонах водо-нефтяных контактов в залежах Нижнего Поволжья. //Ученые записки геологического факультета Саратовского госуниверситета. Новая серия. – 1997. – Вып.1. - С.110-111. (Соавт. К.А.Маврин, В.А.Смирнов).
2. Общегидрогеологическая и гидрохимическая характеристика нефтегазоносных комплексов юго-востока Русской плиты. //Вопросы геологии и геохимии горючих ископаемых. Юбил. сб. науч. тр. – Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2006. – Вып.2. - С.43-53. (Соавт. К.А.Маврин, В.А.Смирнов).
3. Температурный режим и фазовое состояние залежей углеводородов в пределах юго-востока Волго-Уральской антеклизы. //Вестник Воронежского государственного университета. Сер.геол. –2007. - № 1. - С.115-119.
4. Степень метаморфизации глубокозалегающих подземных вод, как показатель физико-химических характеристик залежей углеводородов (на примере юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы). //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. – Вып.50. - С.35-40. (Соавт. Н.В.Клычев).
5. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. //Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков: Мат. Всероссийск. науч. конф., посвященной памяти проф.В.В.Тикшаева. (Саратов, 27-30 марта 2000 г). – Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2000. - С.67-68. (Соавт. К.А.Маврин).
6. Обоснование направлений поисковых работ на Большеузеньско-Южно-Алтатинском участке по геолого-геохимическим данным. //Нефтегазовая отрасль: тенденции и перспективы развития: Тез.док. науч.-практ. конф., (Саратов, 15-16 августа 2000 г.). – Саратов, 2000. - С.11-12. (Соавт. А.Т.Колотухин, Е.К.Толмачева, В.П.Климашин, Н.П.Бекишов).
7. Фазовое состояние залежей углеводородов в пределах юго-востока Волго-Уральской антеклизы по гидрохимическим и геотемпературным показателям. //Геологические науки - 2007: Мат.науч. межведомств. конф. (Саратов, 10-13 апреля, 2007 г.). – Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2007. – С.22-23.
9. О возможности прогнозирования различных скоплений углеводородов по гидрогеологическим показателям. //Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. - Мат. Шестой международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников. (г.Астрахань, 26-28 сентября 2007 г). - С.155-161. (Соавт. К.А.Маврин).
8. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. //Учебное пособие для студентов. – Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2001. – 52 с. (Соавт. К.А.Маврин, В.А.Смирнов).
