Рис. 3.11 – Характер зміни газової складової пластових вод деяких родовищ Прип’ятсько-Дніпровської нафтогазоносної

Області з віддаленням від контуру нафтогазоносності

за Г.О. Юриним)

Родовища: 1 – Співаківське газове; 2 – Шебелинське газове; 3 – Глинсько-Розбишівське нафтове; 4 – Рибальське нафтогазове; 5 – Перещепинське газове.

покладу зменшується, а в “тиловій” збільшується (рис. 3.12). У зв’язку з цим, що зона взаємодії зміщується вниз за потоком, пошуково-розвідувальне буріння рекомендується починати з тилових свердловин. Отримання фонових показників у “тиловій” свердловині може вказувати на її безперспективність. О.О. Карцев (1958) це явище описав під назвою “гідравлічна тінь” і рекомендував враховувати при пошукових роботах.

Загальна пружність водорозчиненого газу характеризується величиною тиску розчиненого газу у водонасиченій системі. Розраховується за величиною газонасиченості вод. Пружність розчиненого газу можна також визначати за допомогою візуального методу, коли при поступовому зменшенні тиску в пробовідбірнику фіксується поява перших бульбашок вільного газу, що виділяється із проби. У недонасичених системах пружність розчиненого газу менше величини пластового тиску, в насичених – рівна величині пластового тиску. У зонах взаємодії покладів з підземними водами значення загальної і парціальної (пружності окремих газових компонентів) пружностей можуть збільшуватися в десятки раз (рис. 3.11).

Коефіцієнт насичення води газом визначається відношенням величини пружності водорозчиненого газу до величини пластового (або гідростатичного) тиску Р_г/Р_пл. Цей коефіцієнт є одним із важливих показників, який характеризує фазову рівновагу пластової системи. У зонах взаємодії покладів з підземними водами його значення збільшуються (рис. 3.11) і можуть досягати одиниці.

Вміст у водорозчиненому газі метану, важких вуглеводнів (насичені і ненасичені вуглеводні), азоту, діоксиду вуглецю, сірководню, водню, кисню, гелію та аргону визначається як у відносних (об’ємні або масові відсотки), так і в абсолютних (в кубічних сантиметрах на літр) формах.

Парціальна пружність метану, важких вуглеводнів, азоту, діоксиду вуглецю, сірководню, водню, кисню, гелію та аргону характеризується часткою тиску наведених компонентів у загальній пружності розчиненого газу. Визначається діленням абсолютного вмісту індивідуальних газів у літрі води на розчинність цих компонентів у воді даної мінералізації при наявній пластовій температурі. Загальна пружність розчиненого газу рівна сумі парціальних пружностей складових його компонентів.

Виходячи із особливостей газонасичення підземних вод, можна

Виявлені особливості дозволяють вважати параметри газоносності підземних вод надійними показниками регіональної і локальної оцінки перспектив нафтогазоносності. До розряду прямих показників відносяться підвищені концентрації, в порівнянні з фоновими, метану і важких вуглеводнів, газонасиченість вод вуглеводневими газами, загальна і парціальна (за вуглеводневими газами) пружність газів. Вміст важких вуглеводнів, особливо бутану, пентану і гексану, а також інші показники (СН₄ / С₂₊), крім цього, можуть вказувати і на характер покладу (нафтовий або газовий). Газові показники (підвищений вміст “безаргонного” азоту і діоксиду вуглецю, різні коефіцієнти – СН₄ / С₂₊, СН₄/С₂Н₆, СН₄/С₃Н₈, іС₄Н₁₀/nС₄Н₁₀, іС₅Н₁₂/nС₅Н₁₂, N₂/ВВ, Не/Аr та ін.) є побічними і використовуються в комплексі з іншими показниками.

Присутність СО₂ і Н₂S може свідчити про процеси руйнування покладів, а наявність кисню є негативним показником.

Важливою ознакою нафтогазоносності є пружність розчинених газів, коли тиск газонасичення є більшим від пластового тиску (Р_г>Р_пл), внаслідок чого утворюється вільна газова фаза.

Гідрогеохімічні аномалії. Розрізняють два види гідрогеохімічних аномалій – глибинні та поверхневі.

Для пошуків вуглеводневих скупчень більше значення мають перші, хоча і поверхневі гідрогеохімічні аномалії також мають певне нафтогазопошукове значення.

Глибинні гідрогеохімічні аномалії виявляються як по основному сольовому, так і по мікрокомпонентному складу підземних вод. Дуже часто вони асоціюють з гідротермічними, газовими, спорово-пильцевими та іншими аномаліями.

Виникнення гідрогеохімічних аномалій зумовлено впливом скупчень нафтових вуглеводнів на підземні води, що їх оточують, або вертикальними наскрізьпластовими перетіканнями підземних вод, нафт і газів знизу догори по зонах розломів, через так звані “гідрогеологічні вікна”. І в першому, і в другому випадках ці аномалії мають нафтогазопошукове значення, особливо при пошуках багатопокладних родовищ. Крім цього, глибинні гідрогеохімічні аномалії можуть бути корисними при уточненні геологічної будови району досліджень.

Гідрогеохімічні аномалії характеризуються не тільки аномальними концентраціями окремих компонентів сольового складу, але і їх постійністю з глибиною. Друга умова особливо характерна для аномалій, пов’язаних з вертикальними перетіканнями підземних вод тим більше, що цей тип аномалій, ймовірно, є переважаючим.

Приуроченість глибинних лужних маломінералізованих вод переважно гідрокарбонатно-натрієвого типу в основі осадових басейнів, нижче регіонального розповсюдження седиментогенних вод і розсолів хлоркальцієвого типу, зумовлює інверсійну (порушену) гідрогеохімічну зональність нижнього гідрогеологічного фону.

Аналіз просторового зіставлення розвитку глибинних лужних вод і вуглеводнів на прикладі багатьох нафтогазоносних басейнів (Західносибірський, Прикаспійський, Тімано-Печорський, Дніпровсько-Донецький, Причорноморсько-Кримський, Західнотуркменський та ін.) показав приуроченість нафтогазоносних зон і родовищ нафти та газу до областей зонального і локального проявів гідрогеохімічної інверсії (рис. 3.14). У ряді районів (Передкарпатський прогин) навіть при відсутності видимого зв’язку глибинних лужних вод з вуглеводнями, продуктивна частина структури по площі і по розрізу характеризується найбільшою мозаїчністю, диференційованістю гідро- і газохімічної обстановок. Води структур, в яких відсутні промислові скупчення вуглеводнів або їх запаси незначні, характеризуються однаковим хімічним складом.

На багатьох родовищах нафти і газу одержані води низької мінералізації (конденсаційні), які за сольовим складом і вмістом мікроелементів різко відрізняються від гідрогеохімічного фону. Процеси конденсації як вуглеводів, так і парів води, як це показано в працях Б.І. Султанова, В.В. Колодія, А.М. Ніканорова та інших дослідників, зумовлюють значний вплив на формування гідрогеохімічної інверсії. Так, роботами В.В. Колодія та ін. (1980, 2002) на території Дніпровсько-Донецької западини, Причорноморсько-Кримського регіону встановлено розвиток підземних конденсаційних вод під покладами газу, які є одним із численних доказів вертикальної міграції флюїдів із нижньої частини осадового чохла в зони регіонального їх екранування.

Дослідженнями зміни густини пластових вод ДДЗ виявлено (Л.Л. Лушков, 2000) поблизу покладів вуглеводнів існування розсолів, розбавлених природними конденсаційними водами вуглеводних мас глибинного генезису, що заповнили пастки. Зниження густини підземних вод досягає більше 30 %, що не спостерігається на непродуктивних структурах.

А. Леворсен (1970) наводить ще одну причину виникнення гідрогеохімічних аномалій. На його думку, локальні зміни сольового складу вод можуть пояснюватись існуванням численних поверхонь незгідностей, що встановлюються в геологічних розрізах більшості седиментаційних басейнів. Кожна із таких поверхонь незгідностей є межею, де відбувається різка зміна геологічних умов і де було можливим змішування різних вод. Деякі із поверхонь незгідностей вказують на такі зони геологічного розрізу, де в породи проникали метеорні води і змішувались з давніми пластовими водами.