книги из ГПНТБ / Зингер А.С. Ореолы рассеяния нефтяных и газовых залежей

ний, проведенных в пределах малоизученной Миусской площа­ ди, можно сделать следующее заключение о ее перспектив­ ности в нефтегазоносном отношении:

1. Площадь безусловно может быть отнесена к высокопер­ спективным участкам дальнего Саратовского Заволжья;

2. В разрезе могут быть встречены минимально две само­ стоятельные залежи: одна — в морсовских отложениях, дру­ г а я — в интервале от данково-лебедянских до малевских отло­ жений включительно.

3. К первому перспективному участку разреза должна быть приурочена залежь газа, ко второму-—залежь легкой ароматической нефти или конденсата;

4. Учитывая сферу прогнозного действия комплекса гидро­ химических показателей, можно полагать, что залежи распо­ лагаются на весьма близком расстоянии от исследованной скв. 1.

На основании полученных выводов можно дать следующие рекомендации: в пределах Миусской площади целесообразно заложить вторую глубокую скважину к северо-востоку от скв. 1 на расстоянии не более 2—2,5 км для вскрытия предпо­ лагаемых залежей (в морсовских отложениях — газовой и в верхнедевонских или нижнекаменноугольных — нефтяной).

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ОРЕОЛОВ РАССЕЯНИЯ В УСЛОВИЯХ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР

С УСТАНОВЛЕННОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

1. К в а с н и к о в с к а я п л о щ а д ь

Квасниковекое газонефтяное месторождение расположено в ближнем Саратовском Заволжье на склоне сложного Степновского вала. В структурном отношении оно представляет собой погребенное девонское антиклинальное поднятие, которому в мезозое отвечает терраса, а в карбо­ не — структурный нос.

Залежи нефти и газа установлены лишь в породах сред­ него девона. В нижней части песчаников морсовского гори­ зонта открыта газовая залежь, и газонефтяные залежи выяв­ лены в песчаниках пластов ДгѴІ и ДгѴ воробьевского гори­ зонта живетского яруса. Получены притоки нефти и из двух интервалов разреза верхней части кыновско-пашийских отло­ жений.

В пределах Квасниковской площади были исследованы

176

to

CD

Рис. 36. Квасниковская площадь. Структурная карта по кровле пласта ДгѴ живет­

- 4

00

о

Таблица 49

Результаты расчета диффузионных потоков газообразных компонентов залежей Квасниковского месторождения

подземные воды мосоловского горизонта, продуктивность ко­ торого не установлена.

В вертикальном разрезе водоносный горизонт отделен от выше- и нижезалегающих продуктивных пластов толщей по­ род примерно одинаковой мощности (60—70 м), среди кото­ рых глинистые отложения (рис. 36) составляют в среднем 20— 30 м.

Газовая составляющая и органическое вещество подзем­ ных вод мосоловского горизонта имеют характеристику, в ко­ торой нашло отражение либо наличие самостоятельной газо­

OB подземных вод мосоловского горизонта обращают на себя внимание аномалийно высокие концентрации битума и фено­ лов. Довольно значительно и содержание бензола. Такие вы­

48), не всегда отмечаются даже в законтурных водах, форми­ рующих свой состав под влиянием пластового рассеяния зале­ жей. Поэтому вряд ли еще более высокие концентрации ука­ занных компонентов OB могут быть обязаны вертикальному ореолу рассеяния.

Проведенный термодинамический расчет потоков углево­ дородов от газонефтяной залежи пласта ДгѴ вниз по разрезу скв. 6 показал, что основная масса углеводородов (легких) в воды мосоловского горизонта поступает не из залежи пла­ ста ДгѴ, а и;з другого источника. Повышение концентрации метана в водах мосоловского горизонта, возрастание упруго­ сти водорастворенного газа и температуры являются факто­ рами, препятствующими миграции легких углеводородов из залежи пласта ДгѴ вниз «по разрезу. Диффузия азота также идет по направлению к залежи пласта ДгѴ, несмотря на по­ вышенные концентрации его на контуре (табл. 49).

Из залежи пласта ДгѴ возможна миграция только тяже­ лых углеводородов, концентрация которых в водах мосоловских отложений падает настолько резко, что повышение тем­ пературы и давления не может повлиять на направление диф­ фузионного потока.

Таким образом, проведенный анализ направлений диф­ фузионных потоков и состава растворенного газа позволяет сделать вывод о том, что полученные характеристики вод мосоловских отложений не отражают влияния ниже- и выше­ расположенных залежей, а связаны с их собственной продук-

181

тивностью. Причем, согласно значениям коэффициентов Кі, Кг, Кз. определяемая залежь должна быть газовой или газо­ нефтяной.

2. Ю ж н о - Г е н е р а л ь с к а я п л о щ а д ь

В пределах Южно-Генеральской структуры выявлена одна газонефтяная залежь, приуроченная к породам бобриковского горизонта, ореольное рассеяние которой прослеживается на расстоянии свыше 1000 м по пласту и 50—60 м вверх и вниз по разрезу. Чтобы установить дальнейшие перспективы Юж­ но-Генеральской площади, было проведено исследование пластовых вод окіско-серлуховских, нижне-башкирских и верейских отложений.

1. Окско-серпуховские отложения были опробованы в скв. 3,

растворенноіго газа этих отложений показывает, что он суще­ ственно отличается как от свободного, так и от растворенного в воде газа бобриковского горизонта (табл. 38). В нем значи­ тельно меньше метана, резко увеличено содержание азота и, что не менее существенно, присутствуют тяжелые углеводо­ роды (до С 3 Н 8 ) .

Воды окско-серпуховских отложений отделены от газонефтяной залежи бобриковского горизонта 30-метровой (выдер­ жанной в пределах всей Южно-Генеральской структуры) пач­ кой глин тульского горизонта. В этих условиях трудно пред­ ставить возможность обогащения вод тяжелыми углеводоро­ дами за счет вертикального миграционного потока из залежи через достаточно мощную глинистую покрышку. В этом осо­ бенно убеждает то, что воды бобриковского горизонта, нахо­ дящиеся в сфере пластового ореольного влияния залежи, прак­ тически не содержат тяжелых углеводородов.

Вцелом характеристика газа, растворенного в водах ок­ ско-серпуховских отложений, очень близка к той, которая ти­ пична для вод структур, содержащих нефтяные, но не газо­ вые или газонефтяные залежи. Это также дает основание исключить влияние залежи бобриковского горизонта на фор­ мирование газовой составляющей подземных вод окско-серпу­ ховских отложений.

Вполном соответствии с изложенным находятся и дан­ ные, полученные при расчете диффузионных потоков газовой составляющей и бензола по разрезу скв. 3. Они показали, что

182

из залежи бобриковского горизонта до окско-серпуховских отложений наблюдается миграция только легких углеводоро­ дов. Выше по разрезу источником диффузии метана, тяжелых газообразных углеводородов и бензола служат уже нижне­ башкирские отложения, из которых все названные ингреди­ енты мигрируют как вверх, так и вниз по разрезу.

Аналогичные результаты получены и по направлениям по­ токов мигрантов, рассчитанных по водоносным горизонтам, вскрытым в скв. 5 (табл. 39).

2. Подземные воды нижнебашкирских отложений, иссле­ дованные в скв. 4 и б, по характеристике газовой составляю­ щей и OB, совершенно определенно указывают на продук­ тивность этих скважин (причем ожидаемая залежь должна быть нефтяного типа). В составе водорастворенного газа при­ сутствует вся гамма тяжелых углеводородов до С 5 Н 1 2 вклю­

ва окско-серпуховских отложений. Это влияние распростра­ няется вниз по разрезу от нижнебашкирских до окско-серпу­ ховских отложений, примерно на расстояние 250 м. Такие зна­ чительные масштабы нисходящего ореольного влияния связа­ ны с тем, что в данном случае мы имеем по существу один гидрогеологический комплекс, или, по терминологии Б. А. Тхостова (і 1966), единую .геогидродинамическую систему.

3. На расстоянии порядка 100 м вверх по разрезу от ниж­ небашкирских отложений были опробованы породы терригенной толщи верейского горизонта. Большой фактический ма­ териал, полученный в процессе исследований трех скважин — 3, 4, 5, убедительно показывает, что на газовую составляющую подземных вод верейских отложений не оказывает влияния залежь, которая, как мы предполагаем, должна быть приуро­ чена к породам нижнебашкирского подъяруса. В составе водо­ растворенного газа почти во всех случаях полностью отсут­ ствуют углеводороды тяжелее этана и значителен удельный вес азота.

Лишь сравнительно высокое процентное содержание мета­ на может рассматриваться как показатель возможности диф­ фузионного обогащения вод верейского горизонта легкими уг­ леводородами, идущими от залежи нижнебашкирского подъ­ яруса. Поток тяжелых углеводородов почти полностью сорби­ рован мощной 40-метровой пачкой глин верхнебашкирского подъяруса и нижней части верейского горизонта. Анализ зна-

183

чений газовых коэффициентов (Кі К 2 Кз) также указывает на отсутствие самостоятельной залежи в породах верейского го­ ризонта.

Данный вывод подтверждается и составом органического вещества подземных вод верейского горизонта, в которых поч­ ти все ингредиенты OB присутствуют в количествах, не пре­ вышающих их фоновых концентраций (табл. 50).

Таким образом, из трех исследованных горизонтов серпу- ховско-ококих, нижнебашкирских и еврейских отложений пер­ спективны только породы нижнебашкирското лодъяруеа. Предполагаемая залежь должна быть нефтяного типа и рас­ полагаться в восточной сводовой части поднятия, гипсометри­ чески выше скв. 3 и 5. В этом районе распространена зона хорошо проницаемых известняков, ограниченная с запада, се­ вера и северо-востока либо сильноуплотненными, либо заглинизированным'и известняками.

3. Г р я з н у ш и н с к а я п л о щ а д ь

Грязнушинское поднятие располагается на территории ближнего Саратовского Заволжья. По кровле пласта ДгѴ воробьевских отложений оно имеет вид брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания. В пределах поднятия

184

ся до подошвы задонско-елецких отложений.

В отложениях карбона Грязнушинское поднятие выражено1 структурным носом, открывающимся в северо-западном на­ правлении, а в мезозое— структурной террасой.

Продуктивность структуры связана в основном с коллек­ торами пласта ДгѴ живетского яруса, из которых при опробо­ вании скв. 3 был получен промышленный приток нефти.

Состав водорастворенного газа, полученного при исследо­ вании пласта Д2 Ѵ в скв. 4, находящейся на южном периклинальном окончании поднятия в 8,5 км от скв. 3, характери­ зуется значительными концентрациями тяжелых углеводоро­ дов (9,8%). Последние очень редко встречаются в водах Нижнего Поволжья и лишь в зоне контакта нефть—вода. Не­ менее типично и присутствие в составе тяжелых углеводоро­ дов гексана, причем процент его содержания также аномаль­ но высок (0,52%), тогда как азот составляет всего 2,6%, что,, по всей вероятности, отвечает газонефтяному типу залежи.

считать, что фиксируемый состав водорастворенного газа не связан с нефтяной залежью, вскрытой скв. 3 на северном периклинальном окончании Грязнушинской структуры. Срав­ нение водорастворенного газа со свободным соседней ЮжноГрязнушинской площади также указывает на их существен­

На основании приведенных геохимических сопоставлений состава газов можно предположить, что в пределах Грязну­ шинской площади, кроме установленной нефтяной залежи,

185-