Газонасыщенность пластовых вод
Общая оценка перспектив нефтегазоносности заключается в выяснении потенциальных возможностей пластовых вод бассейна. Так, газонасыщенность подземных вод позволяет судить о масштабах накопления и рассеивания УВ в водоносных комплексах и определить содержание растворенных газов в исследуемых комплексах. В пределах нефтегазоносных бассейнов газонасыщенность пластовых вод имеет региональный характер, что выражается в однотипности газонасыщения на огромных территориях и в закономерном изменении регионального фона. Вследствие этого на основе данных по растворенным газам пластовых вод можно выявить наиболее общие закономерности газонасыщения, что в свою очередь поможет выяснить условия формирования, сохранения или разрушения залежей, более уверенно говорить о генезисе углеводородного газа, а также решать вопросы оценки перспектив исследуемой территории.
С этой точки зрения весьма важно общую газонасыщенность пластовых вод, давление насыщения (общую упругость) растворенных газов Робщ, парциальную упругость углеводородов Ругл. Однако эти показатели, как отмечает ряд исследователей (Зингер, 1964, и др.), не всегда позволяют дать дифференцированную оценку газового фона, так как вследствие изменения термодинамических, гидрохимических и других условий одна и та же газонасыщенность или парциальная упругость УВ в одних случаях может быть фоновой, а в других — аномальной. Поэтому для выражения концентрации газов в пластовых водах целесообразно использовать коэффициент насыщения — отношение общей упругости к пластовому давлению Робщ/Pпл и относительную упругость углеводородов — отношение парциальной упругости углеводородов к общей упругости газов Ругл/Робщ. Рассмотрим применение указанных показателей на примере месторождений нефти и газа Северо-Восточного Предкавказья.
Общая газонасыщенность пластовых вод юрского комплекса изменяется в широких пределах для разных районов данной территории. Газонасыщенность юрских вод в сводовой части вала Карпинского 55—500 см3/дм3, возрастает в южном направлении и достигает 1000—1680 см3/дм3 в Каспийско-Камышанской зоне нефтегазонакопления. В зоне Прикумских поднятий газонасыщенность юрских вод возрастает до 2000-4300 см3/дм3.
Минимальная упругость газа наблюдается на северном склоне вала Карпинского (до 1,0—2,4 МПа). В сводовой части вала упругость возрастает до 2,1—4,5 МПа, продолжая увеличиваться в южном направлении, т.е. с погружением пластов. Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями 9,0-10,0 МПа и более. В пределах вала Карпинского отмечается возрастание упругости газа в западном направлении. Повышенная упругость газа приурочена к южному склону Бузгинского блока, а упругость газа значительно увеличивается на площадях, приуроченных к приразломным зонам. Так, упругость газа на Имчикской, Артезианской, Комсомольской площадях (12,0-14,0 МПа) сопоставима с упругостью газа северных площадей Прикумско-Тюленевского вала (12,4 МПа на Плавненской площади, 15,3 МПа на Величаевской и других площадях). Приуроченная к Манычским разломам субширотная полоса повышенной упругости растворенного газа заслуживает усиленного внимания геологов, так как она может быть следствием влияния еще не открытых залежей газа и нефти, содержащихся в юрских коллекторах Комсомольско-Артезианской зоны.
Для прогнозирования потенциальных возможностей формирования залежей важнейший интерес вызывает установление степени влияния геологического строения на газонасыщенность вод, выражаемой коэффициентом насыщенности вод Кн и определяемой отношением упругости растворенного газа Робщ к пластовому давлению Рпл. Коэффициент насыщенности вод юрского комплекса в пределах северо-восточного Предкавказья повсеместно имеет практически одинаковые фоновые значения — до 0,45 (0,1—0,35 в сводовой части вала Карпинского; 0,12—0,40 на южном склоне вала Карпинского; до 0,14-0,44 на Бузгинском блоке; до 0,37 и в редких случаях до 0,49 на территории Прикумской зоны поднятий). Лишь в зоне влияния залежей УВ коэффициент насыщенности вод возрастает, достигая значения 0,8 и выше. В связи с этим привлекает внимание значительное увеличение коэффициента насыщенности Кн юрских вод Восточно-Манычского прогиба, продолжающееся в восточном направлении с погружением отложений. Это можно интерпретировать однозначно как опережающее преобладание упругости газа над пластовым давлением с ростом глубин юрского комплекса в этом районе и как увеличение возможностей выделения свободной газовой фазы. Подобное положение отмечается и в районе южного склона Бузгинского блока.
На формирование залежей углеводородов оказывает значительное влияние степень насыщенности вод углеводородами, определяемая отношением парциальной упругости углеводородов Ругл к общей упругости газа Робщ. Относительная насыщенность юрских вод углеводородами увеличивается в южном направлении. Если в сводовой части вала Карпинского относительная насыщенность юрских вод углеводородами Ругл/Робщ 0,60-0,65, то на южном склоне вала Карпинского и в пределах Прикумской зоны поднятий (Ругл/Робщ) достигает 0,85, что при одинаковой степени насыщенности вод этих районов свидетельствует об относительном увеличении значения углеводородной фазы с ростом глубин. Об этом же свидетельствует увеличение отношения Ругл/Робщ в водах Восточно-Манычского прогиба с продвижением к востоку, т.е. с увеличением глубин залегания комплексов. Эти данные еще раз подтверждают единство геохимических обстановок южного склона вала Карпинского и зоны Прикумских поднятий (Спевак, 1969).
Общая газонасыщенность пластовых вод аптского комплекса на исследуемой территории увеличивается в южном направлении, т.е. с ростом глубины залегания комплекса. Воды бортовой зоны содержат около 50 см3/дм3 газов (Долан-Алдынская площадь). На северном склоне вала Карпинского газонасыщенность аптских вод составляет 576 см3/дм3, а на южном склоне она возрастает до 730 см3/дм3. Воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления содержат нередко свыше 2000 см3/дм3 газов. В пределах вала Карпинского уменьшение газонасыщенности аптских вод происходит в западном направлении. В зоне Прикумских поднятий газонасыщенность аптских вод колеблется от 100 до 5000 см3/дм3 и выше, причем увеличение газонасыщенности происходит в восточном направлении с погружением пород. Изменение газонасыщенности происходит главным образом за счет изменения содержания водорастворенных углеводородов и углекислого газа. Выделяемая газовая аномалия приурочена к Восточно-Манычскому прогибу.
Распределение общей упругости растворенного газа аптского комплекса следующее: минимальная упругость газа 1,7-2,0 МПа в северной бортовой зоне; южнее упругость газа возрастает и достигает 6,2 МПа на северном склоне вала Карпинского (Сайгачья площадь). На южном склоне вала Карпинского упругость водорастворенных газов имеет одинаковые фоновые значения — до 10,0— 11,5 МПа. Лишь в зонах нефтегазонакопления упругость вод увеличивается до 20,0 МПа и более. В пределах вала Карпинского упругость газа возрастает в восточном направлении. Зона значительной упругости газа приурочена к Манычской системе разломов.
Коэффициент насыщенности Кн аптских вод повсеместно имеет одинаковые фоновые значения до 0,4—0,6. В зонах нефтегазонакопления и в пределах влияния залежей углеводородов насыщенность вод Ки значительно возрастает, достигая 0,8-0,9. Так, Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями коэффициента Ругл/Робщ свыше 0,6. Такими же значениями характеризуются залежи в Прикумской зоне. Привлекает внимание значительное увеличение насыщенности аптских вод Восточно-Манычского прогиба. В сводовой части вала Карпинского насыщенность аптских вод также относительно велика, что дополнительно указывает на перспективность аптских отложений этого района. В общем отмечается уменьшение насыщенности аптских вод в западном направлении с приближением к зоне выклинивания комплексов.
Насыщенность аптских вод уменьшается к северу от сводовой части вала Карпинского, и в бортовой зоне значения коэффициента Ругл/Робщ составляет 0,14.
Относительная насыщенность аптских вод углеводородами (Ругл/Робщ) в пределах южного склона вала Карпинского достигает 0,70 и выше, т.е. характеризуются повсеместно однозначными показателями. Значения до 0,70-0,75 можно принимать за фоновые, так как зоны нефтегазонакопления выделяются значениями Ругл/Робщ > 0,75.
Зона Восточно-Манычского прогиба отличается повышенными значениями насыщенности и высокими показателями упругости Ругл/Робщ более 0,85. Эти данные подтверждают высокую перспективность аптских отложений этой территории, причем перспективность увеличивается в восточном направлении.
К северу от сводовой части вала Карпинского относительная насыщенность аптских вод углеводородами постепенно понижается, что совместно со значительным снижением коэффициента насыщения Кн вод в этом же направлении свидетельствует о весьма низкой перспективности аптских отложений к северу от сводовой части вала.
Общая газонасыщенность пластовых вод альбского комплекса северо-восточного Предкавказья превышает 3800 см3/дм3, причем в этом комплексе еще сильнее, чем в аптском, проявляется тенденция к выравниванию газонасыщенности вод южного склона вала Карпинского и Прикумско-Тюленевского вала в результате сглаженности гидрогеологического режима в альбском комплексе по сравнению с нижележащими. В сводовой части вала Карпинского газонасыщенность альбских вод достигает 1670 см3/дм3. На южном склоне вала Карпинского Камышанская зона газонакопления выделяется полем газонасыщенности вод свыше 2000 см3/дм3 при фоновых значениях до 1000-1500 см3/дм3. На южном склоне Бузгинского блока Ики-Бурульская зона газонакопления характеризуется газонасьнценностью свыше 750 см3/дм3 при фоновых значениях газонасыщенности альбских вод Бузгинского блока до 300— 400 см3/дм3. В зоне Прикумских поднятий фоновые значения газонасыщенности альбских вод достигают 1500 см3/дм3, к северу от сводовой части вала Карпинского газонасыщенность альбских вод снижается до 200-300 см3/дм3 в бортовой зоне Прикаспийской впадины.
Упругость растворенного газа альбских вод колеблется в значительных пределах, достигая 25,0—28,0 МПа и более. В сводовой части вала Карпинского упругость газа составляет в среднем 8,0-9,0 МПа и лишь на Тенгутинской площади возрастает до 18,7 МПа в результате подтока глубинных вод и их разгрузки в альбских коллекторах, а также влияния существующих в этом комплексе залежей УВ. На южном склоне вала Карпинского упругость альбских газов составляет 5,0-6,0 МПа (Салхинская, Профильная, Придорожная, Каспийская и другие площади). Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значительно повышенными упругостями газов, превышающими 15,0 МПа (Восточно-Камышанская, Нарын-Худукская, Ермолинская площади). На Восточно-Камышанской и Нарын- Худукской площадях обнаружены залежи газа. В зоне Прикумских поднятий упругость альбских газов составляет 15,4-17,7 МПа, нередко достигая 28,0 МПа (Мирненская площадь). К северу от свода вала Карпинского упругость растворенных газов резко снижается, достигая 1,7-2,1 МПа в бортовой зоне Прикаспийской впадины. На Бузгинском блоке Ики-Бурульская зона выделяется упругостями 50 МПа при фоновых значениях 1,2-2,0 МПа.
Коэффициент насыщенности Кн альбских вод изменяется в значительных пределах. Наименьшие его значения 0,1 отмечаются на северном склоне вала Карпинского. В целом альбские воды северо-восточного Предкавказья характеризуются фоновыми показателями коэффициента насыщенности до 0,4—0,6, а зоны газонакопления выделяются значениями Кн > 0,8 (Промыслово-Цубукская, Камышанская, Ики-Бурульская и Прикумская зоны). Относительная насыщенность альбских вод углеводородами Ругл/Робщ велика — превышает 0,7. В зонах газонакопления показатели относительной насыщенности УВ больше 0,9. Эти данные подтверждают высокую степень сглаженности альбского гидрогеологического режима и дополнительно свидетельствуют о преимущественно газовом характере существующих в этом комплексе залежей.
Воды верхнемелового комплекса характеризуются низкой газонасыщенностью, которая составляет 8,0 МПа и лишь изредка достигает 20,0-21,0 МПа. Максимальные значения фиксируются в Праековейском районе и на южном склоне вала Карпинского. Коэффициент насыщенности Кн верхнемеловых вод изменяется в незначительных пределах — до 0,4; воды южного склона вала Карпинского (Камышанская и Ики-Бурульская зоны) отличаются высокими значениями коэффициента насыщенности — до 0,83.
Сопоставление материалов по газонасыщенности и упругости газов с гидрогеологическими материалами свидетельствует, что зонам повышенной минерализации вод соответствуют зоны повышенных насыщенностей вод и упругости газов. В целом для продуктивных горизонтов и зон нефтегазоносности характерны наибольшие значения газонасыщенности и упругостей подстилающих вод. Относительный дефицит насыщения пластовых вод, достигающий 2/3 пластового давления (например, Комсомольское месторождение), уменьшается с увеличением степени метаморфизации нефтей в залежи и их газового фактора.
Таким образом, газонасыщенность вод по разрезу и упругость газов увеличиваются с глубиной.
Как уже указывалось, на ряде площадей (в альбеком комплексе Восточно-Камышанской площади, в Промыслово-Цубукской зоне и др.) упругость газов превышает пластовые давления. Это может свидетельствовать о том, что в этих горизонтах еще протекают процессы формирования залежей. Рост газонасыщения и увеличение доли УВ в составе растворенных газов в сторону Восточно-Манычского прогиба указывают на существенную роль последнего как поставщика УВ (Т.С. Смирнова).