ассматривая миграцию УВ по коллекторам, следует подчеркнуть преобладание двух форм миграции: водорастворенной (пассивная миграция) и струйной (активная миграция).

Значение миграции водорастворенных УВ, особенно газов, предопределяется вездесущностью вод и их высокой растворяющей способностью. Для нефтяных УВ водораствореиная миграция в пластах-коллекторах, вероятно, менее значительна, так как водные растворы УВ в коллекторских пластах находятся в иных термодинамических и физико-химических условиях. Так, УВ, растворенные в модифицированной воде, и коллекторе выделяются в свободную фазу в связи с потерей водой аномальных свойств и снижением давления от геостатического до гидростатического. Последнее справедливо и для немодифицированной воды.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Гидрогеологические условия формирования залежей УК в значительной степени определяются условиями первичной миграции.

С учетом особенностей эмиграции УВ можно выделить дне обстановки: 1) формирование залежей происходит путем мобилизации УВ пластовых вод водонапорных систем; 2) в коллектор УВ поступают в виде самостоятельной фазы либо углеводородная фаза образуется в момент внедрения однофазового раствора из материнской породы в коллектор, т. е. формирование залежей происходит в процессе струйной миграции.

Формирование залежей газа, по-видимому, происходит преимущественно в результате мобилизации водорастворенного газа. В подземной гидросфере растворены гигантские количества природных газов. Без преувеличения можно сказать, что объем водорастворенных газов гидросферы Земли близок к объему ее атмосферы. Глобальные ресурсы природных газов в подземных водах осадочной оболочки планеты оцениваются в 1016--1017 м3. Следует подчеркнуть, что суммарное количество водорастворенных газов в подземных водах как для отдельных бассейнов, так и для планеты в целом на 1--2 порядка больше прогнозных запасов (мировые прогнозные запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей составляют 1015 м3, а разведанные промышленные запасы 1014 м3). Иначе говоря, количества водорастворенных углеводородных газов более чем достаточно для формирования любых, в том числе и уникальных по запасам, месторождении горючих газов.

В коллекторские пласты основная масса углеводородных газов поступает в результате диффузии из смежных нефтегазогеперирующих толщ, в виде насыщенных водных растворов, в результате прорыва свободного газа (струнная миграция). Какие-то объемы газа генерируются в самих коллекторских толщах. Скорость насыщения пластовых вод углеводородными газами зависит от ряда причин: от обогащенности пород ОВ, интенсивности процессов газогенерации, сохранности газа, минерализации и температуры подземных под, гидростатического давления и т.д. По достижении предела насыщенности вод газ начнет выделяться в свободную фазу. Тот газ, который поступает в коллектор в виде струн свободного газа, в дальнейшем мигрирует по коллектору до ближайшей ловушки в форме свободных струнных потоков.

Однако и при постоянном газовом факторе пластовые воды могут оказаться предельно насыщенными, и газ начнет выделяться в свободную фазу. Механизм насыщения может быть обусловлен: восходящим движением пластовых вод, подъемом территории при эпейрогенических движениях, внедрением пластовых вод в благоприятную температурную зону, снижением регионального базиса разгрузки, ростом минерализации вод.

Из множества факторов формирования залежей газа, очевидно, ведущим является тектонический режим регионов, определяющий в итоге термодинамические условия подземных вод. Тектонический режим существенно влияет на онтогенез нефти и газа. Так, при отрицательных эпейрогенических движениях в связи с ростом температуры в осадочных породах усиливаются процессы генерации УВ. При подъеме территории УВ начинают выделяться в свободную фазу и формируют залежи. Эти знакопеременные движения действуют подобно поршню: при опускании территории (рост давления и температуры) усиливаются процессы генерации УВ, при подъеме территории УВ «вытягиваются» в свободную фазу. И чем интенсивнее менялись частота и амплитуда движений, тем дальше зашли процессы онтогенеза нефти и газа. Уже наличие залежей свободного газа указывает на то, что эти системы в течение своего геологического развития неоднократно находились в состоянии перенасыщения. Вместе с тем следует подчеркнуть, что перенасыщенные водонапорные системы мы фиксируем крайне редко. Последнее обусловлено не их отсутствием, а неустойчивостью таких систем. То, что залежи своими корнями уходят и водонапорные системы, подтверждается законом геохимического тождества природных газов водонапорных систем: геохимическому типу водорастворенных газов соответствует аналогичный тип газов газовых залежей.

В результате положительных эпейрогенических движений, роста горных сооружений и локальных структур пластовое давление может значительно снизиться и вызвать интенсивное выделение растворенных газов и свободную фазу. Неоген-четвертичное время характеризуется общим усилением тектонической жизни Земли. На это же время приходится почти повсеместное снижение уровня Мирового океана регионального базису стока подземных вод осадочной оболочки. Все ли привело к резкому изменению термодинамических условий водонапорных систем и выделению значительных объемов газа из пластовых вод.

В предельно гаэонасыщенных водах выделение газа и свободную фазу происходит по всей толще водонасыщеиного коллектора, и нужно воздействие определенных сил, чтобы рассеянные по порам коллектора пузырьки газа мигрировали под водоупорную кровлю и образовали бы достаточно крупную гомогенную массу, способную к самостоятельной струйной миграции. Всплыванию пузырьков газа по поровому пространству коллектора препятствуют силы сцеплении и поверхностного натяжения, последнее особенно значительно при переменном сечении пор, что фактически и наблюдается. Ранее предполагалось, что для преодоления сил сцепления и поверхностного натяжения достаточно гидродинамических сил. Однако существующих гидростатических перепадов вследствие их исчезающе малых значений и узком сечение пор явно недостаточно. По-видимому, основной механизм гомогенизации УВ -- тектонические движения. При тектонических подвижках отдельные поры и микротрещины будут то расшириться, то сжиматься, что приводит к проталкиванию нефти и газа.

Под влиянием сил всплывания это проталкивание направлено вверх, в результате пузырьки газа накапливаются под покрышкой. При образовании крупного пузыря газа может начаться струйная миграция до ближайшей ловушки.

Интенсивность тектонических движений исключительно высока: осадочные пласты находятся в постоянном движении, «встряхнваются» в результате проявления эндогенных и экзогенных процессов. Под влиянием силы тяготения Луны и Солнца земная кора ежедневно то поднимается, то опускается на какую-то величину в зависимости от расстояния до экватора. Грандиозность приливных явлении можно сравнить с современными тектоническими движениями. Благодаря полусуточному и суточному изменению раскрытости трещин, пор и микротрещин и перераспределению пластового давления возникают периодические колебания дебитов родников и статического уровня в колодцах и скважинах. В геологическом прошлом приливные явления имели большее значение, так как приливы по амплитуде превышали современные ввиду более близкого расположения Луны и Земли. Не меньшее влияние оказывают океаны и моря: гигантские волны во время штормов буквально сотрясают осадочные слои. Сила ударов такова, что штормы, а Бискайском заливе отмечаются сейсмическими станциями в Москве. Еще больший эффект образуется от разрядки эндогенных напряжений -- землетрясений, числи которых достигает 100 тыс. в год, а иногда и более.

Не до конца ясен механизм формирования залежей, обогащенных сероводородом. Часть исследователей считает, что сероводород в залежи поступает из пластовых вод. Однако сероводород имеет высокую растворимость. Трудно допустить, что водонапорные системы когда-либо достигали предельного насыщении по сероводороду. Очевидно, в большей степени правы те исследователи, которые обогащение залежей сероводородом объясняют окислением УВ сформировавшихся залежей, откуда впоследствии сероводород мигрировал в контурные воды.

Вопросы формирования залежей нефти в результате ее выделения из пластовых вод менее разработаны. Вероятно, для нефти и жирных газов основной механизм эмиграции -- газовые растворы и истинные водные растворы в модифицированной воде. Однако эти растворы, попадая в коллектор, тут же распадаются, и далее нефть (и конденсат) по коллектору мигрирует струйно. Возможно, важную роль в формировании залежей играет нефть, находящаяся в тонкодисперсном состоянии. С этих позиций определенный интерес представляет оценка дальности миграции жидких УВ при формировании залежей. Исследования показывают, что величины запасов нефтяных месторождений хороню согласуются с объемами материнских пород в зонах, оконтуренных по мульдам впадин. Расстояния от мелких месторождений до наиболее удаленных участков, откуда могла мигрировать нефть в залежь, достигают 20 -- 25 км: для крупных месторождений эти расстояния составляют обычно 50 --70 км, редко 140 --150 км.

Анализ имеющихся материалов указывает на сопряженность эмиграции, миграции и условий формирования залежей нефти и газа. Это находит подтверждение и в закономерностях изменения химического состава газов в ряду: газы рассеянного ОВ газы подземных вод газы нефтегазовых скоплений. Сорбированные газы ОВ нефтематеринских пород состоят из метана и его гомологов, причем доля гомологов в источнике миграции может составлять более 50%. Отме-чается высокая концентрация углекислоты. Для газоматерикскик пород (арконовый тип ОВ) состав сорбированных газов преимущественно метановый, но и в этом случае содержание гомологов метана значительно. Такую дифференциацию газов между материнской толщей и коллектором обеспечивает диффузия вследствие разной диффузионной проницаемости пород для метана и его гомологов. Существенно отличаются газы нефтематеринских толщ и от газов газовых залежей. Однако последние идентичны водорастворённым газам, что указывает на их формирование в результате дегазации вод.

Газы нефтяных и газоконденсатных месторождений значительно отличаются от газов вмещающих водонапорных систем. Вместе с тем нефтяные газы близки по составу газам нефтематеринских пород. Это указывает на ведущую роль газовых растворов (струйная миграция) в их формировании, так как с газовыми растворами из нефтематеринских толщ эмигрируют как жирные газы, так и жидкая нефть. При небольшой роли газовых растворен и формировании залежей УВ состав газов контурных вод незначительно отличается от газов залежей. И эти различии тем значительнее, чем большую роль в формировании залежей играла струйная эмиграция месторождения. По-видимому, большая часть нефтяных залежей сформирована в результате струйного выноса нефти (газовые растворы) из нефтегазогенерирующих толщ или в виде растворов модифицированной воды.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

И предыдущих разделах была показана исключительно важная роль подземных вод на всех этапах образования нефти и газа, их миграции, формировании и сохранения их залежей, что определяет возможность использования гидрогеологических критериев при прогнозировании нефтегазоносности недр. Гидрогеологические нефтегазопоискоаые показатели весьма разнообразны, и особенности их использования на разных этапах геологоразведочного процесса могут существенно различаться. Поэтому изучение гидрогеологических критериев следует начинать с классификации и выяснения оптимальных (наиболее благоприятных) их комплексов, методики использования показателей при поисках месторождений нефти и газа.

В настоящее время существует большое число разнообразных схем классификаций гидрогеологических показателей. Наиболее полные сводки исследований, посвященных вопросам изучения гидрогеологических показателен нефтегазоносности. Разработка классификационных схем гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности идет по трем направлениям: первое все показатели разделяют на прямые и косвенные, при этом принимают, что прямые однозначно указывают па наличие залежей нефти и газа, а косвенные характеризуют благоприятные условия для сохранения этих залежей; второе -- показатели группируют по классам изучаемых информационных объектов, например, различают показатели общегидрогеологические, палеогидрогеологические, гидрохимические, газовые, геотермические и др.; третье -- предусматривают выделение специфических показателей для определения наличия нефти и газа, условий формирования, сохранения залежей, условий наличия ловушек и др.

Большинство исследователей справедливо считает, что для всех гидрогеологических бассейнов не существует универсальных гидрогеологических показателей. Бассейны, различаясь по особенностям геологического строения, характеризуются и своим набором гидрогеологических показателей. Результаты многолетних исследований в различных бассейнах и анализ существующих классификаций позволяют определить следующую совокупность гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности: общегидрогеологические и палеогидрогеологические, гидродинамические, гидрохимические (сюда включаются ВРОВ и газы), геотермические и микробиологические.

Обычно при оценке перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным различают региональную, зональную и локальную оценки перспектив нефтегазоносности недр. В процессе региональной оценки рассматриваются гидрогеологические условия нефтегазоносных бассейнов или их частей, а при зональной -- отдельных территорий или зон внутри бассейна. Главная задача гидрогеологических исследований при локальной оценке нефтегазоноспости заключается в получении информации, которая прямо или косвенно указывала бы па наличие или отсутствие залежей нефти и газа в пределах рекомендуемой для разбуривания локальной площади (объекта).

До сих пор при прогнозировании не всегда используют всю сово-купность гидрогеологических показателей, что приводит к снижению эффективности их использования в нефтегазопоисковой практике. Кроме того, степень применимости тех или иных показателей в различных гидрогеохимических обстановках и районах различна. Даже в пределах одного бассейна, но в разных гидрогеохимических обстановках информативность одних и тех же гидрогеохимическигс показателей различна. В связи с этим и методика оценки перспектив нефтегазоносности по результатам глубинного гидрогеологического опробования водоносных горизонтов в конкретных гидрогеохимических обстановках имеет свои особенности. Поэтому региональная, зональная и локальная оценка перспектив нефтегазоносности должна по возможности осуществляться комплексно с использованием всех имеющихся показателей.

Общие гидрогеологические показатели

В группу общегидрогеологических показателей обычно включают следующие характеристики: тип бассейна (или его части), его размеры и объем осадочных пород; особенности водоносных комплексов, их выдержанность и коллекторские свойства; надежность региональных водоупоров; характер распределения по площади и разрезу гидрохимических, газовых и температурных параметров; положение региона или локального участка в пределах бассейна и др.

Перспективы нефтегазоносности бассейнов возрастают с увеличением площади бассейна и объема слагающих бассейн осадочных толщ. Необходимое условие нефтеносности бассейна достаточная глубина (более 1--2 км) погружения осадочных пород. В зависимости от типа ОВ и возраста пород, температурных условий эта глубина может варьировать. Минимальная граница погружения пород для образования промышленных газовых месторождений снижается -- в среднем 300 -- 800 м и даже меньше. Гидрогеологические бассейны небольших размеров (1--5 тыс. км2 и менее), если даже они и заполнены мощной осадочной толщей, характеризуются меньшими перспективами нефтегазоносности, так как в них обычно недостаточна по размерам «нефтегазосборная площадь» и облегчены условия для разрушения УВ инфильтрационными водами.

Важным критерием нефтегазоносности бассейнов или их частей является присутствие водоупоров. Длительная сохранность нефтегазовых залежей обеспечивается наличием региональных водоупоров значительной мощности. Такими водоупорами служат мощные толщи соленосных, гипсоангидритовых, глинистых, глинисто-карбонатных и других изолирующих пород.

Анализ особенностей распределения гидрохимических, газовых и температурных параметров подземных вод позволяет в ряде случаев наметить в разрезе и по площади осадочных бассейнов зоны, благоприятные для сохранения залежей нефти и газа. Например, в направлении возрастания минерализации и содержания микрокомпонентов (брома, йода, бора, алюминия и др.), увеличения общей газонасыщенности вод, упругости газов, степени прогретости недр и т. д. нарастают перспективы нефтегазоносности. Характер распределения гидрогеологических показателей по площади развития водоносных комплексов позволяет проследить, насколько далеко от обрамления бассейнов распространяются области, промытые инфильтрационными водами, с неблагоприятными условиями для сохранности залежей нефти и газа. Здесь рассмотрены только главные общие гидрогеологические показатели перспектив нефтегазоносности, на самом деле их перечень этим не исчерпывается.

Палеогидрогеологические исследования

Основные задачи палеогидрогеологии заключаются в выяснении гидрогеологической обстановки минувших геологических эпох с целью определения влияния подземной гидросферы на процессы образования и миграции нефти и газа, формирования, сохранения и разрушения их залежей.

Формирование и сохранение залежей нефти и газа связаны главным образом с водами седиментационного генезиса, т. е. элизионный водообмен рассматривается как благоприятный показатель нефтегазоносности недр. С инфильтрационным водообменом связываются основные гидрогеологические процессы, приводящие к разрушению скоплений нефти и газа. Поэтому сравнительная оценка интенсивности и времени проявления элизионного и инфильтрационного водообмена в гидрогеологической истории бассейна или водоносного комплекса позволяет получить ценные данные при оценке перспектив нефтегазоности. В результате изучения палеотемпературных условий на различных этапах гидрогеологической истории бассейна или отдельного водоносного комплекса могут быть намечены области повышенной температуры, которая способствовала наиболее полному превращению ОВ и направлении образования УВ, а также определена продолжительность «прогрева:».

Гидродинамические показатели

К собственно гидродинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена и гидрогеологическая закрытость недр, соотношение пьезометрических уклонов и падения горизонтов, скорость движения подземных под, очаги разгрузки под (пьезоминимумы) и др.

Выше отмечалось, что в вертикальном разрезе нефтегазоносното бассейна выделяют три гидродинамические зоны: активного, затрудненного водообмена и застойного водного режима. В зоне свободного водообмена, как правило, не встречаются промышленные залежи нефти и газа, зато широко представлены твердые нафтиды, а иногда и жидкие окисленные нефти. Основные ресурсы нефти и газа связаны с зоной застойного водного режима и в незначительной степени с зоной за трудней ной циркуляции подземных под.

Важный показатель при изучении нефтегазоносности недр -- данные о гидродинамических аномалиях, которые выражаются в локальных понижениях и повышениях напоров подземных вод -- в пьезоминимумах и пьезомаксимумах. К пьезометрическим минимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод часто приурочены области локализации нефти и газа. Разделяют все пьезоминимумы на переточные, преградные и фронтальные. Особое место при поисках залежей приобретают пьезоминимумы переточного типа. Роль пьезоминимумов и формировании скоплений УВ и их поисковое значение установлены в ряде нефтегазоносных бассейнов, показана связь размещения залежей нефти и газа с глубинными гидродинамическими аномалиями, с которыми также совпадают гидрохимические и геотермические аномалии.

Гидрохимические показатели

Большинство показателей солевого состава вод характеризует геохимическую среду пластовой системы, степень гидрогеологической закрытости недр, возможность протекания тех или иных химических и биохимических процессов. В разное время и качестве показателей солевого состава вод выдвигались самые разнообразные химические компоненты вод и различные коэффициенты, устанавливаемые из их соотношений. В последующем многие из этих показателей были отвергнуты как недостаточно обоснованные. В настоящее время для нефтегазопоисковых целей используют следующие показатели соленого состава вод: тип вод и характер общей минерализации, коэффициенты метаморфизации вод, сульфатность, содержание микроэлементов {аммонии, йода, брома, бора и др.), редких и рассеянных элементов (стронции, ванадия, никеля, меди, молибдена и др.).

Гидрохимические показатели, в первую очередь содержание сульфатов и гидрокарбонатов, для многих разрезов эффективны, нередко связаны с биохимическим и физико-химическим взаимодействием залежей УВ с подземными водами. Эти же показатели мало-аффективны н случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах.

Редкие и рассеянные элементы (ванадий, никель, хром, медь, кобальт, молибден, олово, свинец и др.) для отдельных геолого-гидрогеологических условий могут быть надежными признаками наличия залежей нефти и газа.

Основная часть изучаемых компонентов водорастворенного ОВ связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами углеводородных газов. Вокруг залежей в подземных водах образуются ореолы рассеяния ОВ. Фоновое же содержание ОВ, встречаемою практически во всех водах, образуется в результате превращении веществ, содержащихся в самих подземных водах и извлекаемых последними непосредственно из водовмещающих и водоупорных толщ. Какая-то часть этого ВРОВ могла сохраниться, а седиментационных водах с момента осадконакопления. Для нефтегазопоисковых целей наиболее интересна та часть ОВ, которая является продуктом рассеяния УН залежей в окружающие их воды.

Исследованиями в различных нефтегазоносных районах установлено, что по мере приближении к залежам газа, газоконденсата, легкой нефти содержание Сор, обычно возрастает, главным образом за счет летучих компонентов. Отмечается, такай связь между содержанием Сор нелетучих битумоидных веществ, извлекаемых из вод хлороформом, и нефтегазоносностью.

В подземных водах нефтегазоносных бассейнов преобладают те или иные азотистые соединения. Данные о распределении в подземных водах различных форм азота и величины их соотношений, отражающие незакономерное изменение этих показателей в приконтурных водах залежей УВ, затрудняют использование органического азота как прямого показателя при прогнозе нефтегазоносности; его следует отнести в разряд косвенных показателей. К косвенным показателям принадлежат также органические кислоты -- нафтеновые, гуминовые и жирные, так как для окончательных выводов об их применимости в качестве прямых нефтегазопоисковых показателей данных недостаточно.

Повышенное содержание летучих фенолов тяготеет к приконтурным водам залежей парафинистой легкой нефти и газоконденсата; летучие фенолы отсутствуют или содержатся в малых количествах в подах газовых залежей и водах, контактирующих с (залежами тяжелых нефтей). Указанное позволяет считать наличие фенолов в подземных водах признаком нефтяных и газоконденсагных наложен

Газовые показатели

Важное значение при нефтегазспоисковых работах имеют углеводородные газы, которые нередко непосредственно связаны с залежами нефти к газа. Однако и другие газы, присутствующие в залежах в незначительных концентрациях и эмигрирующие из них в воды, могут дать ценную поисковую информацию.

При оценке региональной и локальной нефтегазоноскости обычно применяют следующие показатели газовой группы: общая газонасыщенность и упругость газов подземных вод, коэффициент насыщения воды газом, содержание в водорастворенных газах метана, тяжелых УВ (предельные и непредельные УВ), азота, диоксида углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона;

Перспективы нефтегазоносности бассейнов с подсчетом прогнозных запасов могут определяться, исходя из особенностей газонасыщенности подземных вод. Возможность такой оценки определяется газонасыщенностью, согласно которой прогнозные запасы УВ составляют лишь, часть водорастворенных газов и общем случае пропорциональны их за-пасам.

Установленные особенности изменения качественных и количественных характеристик газов подземных вод позволяют считать параметры газоносности вод надежными показателями региональной и локальной оценки перспектив нефтегазоносности.

Геотермические критерии

Данные геотермических исследований используют для установления как региональных условий иефтегазообразования и нефтегазонакопления, так и возможной продуктивности локальных структур. В качестве геотермических показателей обычно используют температуру, геотермические ступень и градиент, плотность теплового потока.

Установлено, что зоны максимальной прогретости осадочных пород являются своеобразными «реакторами», в пределах которых нефтегазовый потенциал ОВ осадочных пород реализуется наиболее полно. При диагностике условий и зон нефтеобразования особую важность приобретают вопросы выяснения палеотемпературной обстановки нефтегазоносных пород.

Температура прямым образом влияет на растворимость УВ.

На основе интерпретации геотермических материалов можно устанавливать вероятные области питания, стока и разгрузки водоносных комплексов, что имеет принципиальное значение при оценке перспектив нефтегазоносности.

В ряде случаев намечается зависимость между нефтегазоносностью и геотермическими условиями недр. Так, в различных районах Волго-Уральского мегабассейна на региональном геотемпературном фоне выявляются зоны с аномально высокой напряженностью теплового поля, приуроченные к тектонически ослабленным участкам (Доно-Медведицкий вал, Степновско-Советские, Жигулевские системы дислокаций), с которыми связана региональная нефтегазоносность. Эти зоны, обычно являющиеся областями межпластовой разгрузки пластовых вод и УВ, фиксируются на общем фоне аномалиями повышенной температуры и пониженной геотермической ступени. Указанную зависимость можно учитывать при оценке перспектив нефтегазоносности как крупных территорий, так и локальных площадей.

В сводовых частях локальных структур часто отмечаются температурные максимумы. С температурными аномалиями обычно совпадают газогидрохимические и газодинамические аномалии, свидетельствующие о вертикальной разгрузке подземных вод. Однако не все структуры, в недрах которых выявлены залежи нефти и газа, отмечаются геотермическими максимумами. Ряд продуктивных площадей на региональном геотемпературном поле отмечается фоновой или даже пониженной температурой.

Микробиологические критерии

К микробиологическим показателям нефтегазоносности относятся микроорганизмы, использующие в качестве источников жизнедеятель ности различные УВ. Установлена приуроченность к месторождениям УВ различных видов микроорганизмов, избирательно использующих метан и его гомологи. Наиболее показательны и нефтегазипоисковом отношении бактерии, окисляющие пропан, бутан и частично пентан.

Микроорганизмы разных видов, используемые при поисках нефти и газа, могут служить прямыми, окисляющие газо- и парообразные УВ), косвенными (водородокисляющие) и контрольными (организмы, разрушающие клетчатку, метан- и водород образующие) показателями нефтегазоносности.

Распространение жизнеспособной микрофлоры и. в частности, образующей и окисляющей УВ имеет большую глубину развития, чем это представлялось ранее. Основным фактором, ограничивающим распространение па глубину микрофлоры, является температура. Вместе с тем количество микроорганизмов и их интенсивность развития с глубиной обычно уменьшаются.

Анализ материалов позволяет считать микробиологические показатели (наличие бактерий, окисляющих газообразные и жидкие УВ, сульфатредуцирующих, денитрифицирующих и др.) главным образом косвенными индикаторами нефтегазоносности. Отсутствие микрофлоры в подземных водах в ряде случаев нельзя рассматривать как отрицательный показатель, так как жизнедеятельность микроорганизмов зависит от различных факторов (температуры, рН среды, минерализации и др.). Важное значение микробиологические показатели приобретают при нефтегазопоисковых работах, проводимых по приповерхностным водам.

Оптимальный комплекс гидрогеологических показателей при оценке перспектив нефтегазоносности

Для оценки перспектив нефтегазоносности и разное время было предложено более 100 различных гидрогеологических показателей. Наиболее важные рассмотрены выше. В процессе практической деятельности изучать все показатели не представляется возможным, так как это занимает очень много времени и не обеспечивает экспрессности выдачи необходимой информации при геологоразведочных работах на нефть и газ. Среди гидрогеологических показателей имеются более или менее надежные, информативные во многих районах или только на ограниченных участках.

Одни и те же показатели могут быть использованы и при региональной, и при локальной оценке перспектив нефтегазоносности.

Региональные и зональные показатели. Оценка перспектив нефтегазоносности в пределах осадочного бассейна (или его части) и отдельных территорий (или зон) заключается в выяснении потенциальных возможностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в недрах крупной территории (всего осадочного бассейна или его части) и отдельных районов. Указанные задачи могут решаться на основе изучения отмеченных выше гидрогеологических показателей с использованием других геологических материалов. По результатам изучения палеогидрогеологических показателей и современных гидрогеологических условий представляется возможным определять прогнозные запасы нефти и газа в недрах как всего осадочного бассейна, так и его частей и отдельных зон.

Локальные показатели. Оптимальный комплекс гидрогеологических показателей локальной оценки перспектив нефтегазоносности, как это делают и другие исследователи, рекомендуется подразделять на группу прямых и косвенных показателей. Среди прямых локальных показателей различают показатели ореольного рассеяния компонентов из залежей и показатели биохимического и физико-химического взаимодействия залежей нефти и газа с подземными водами.

Страницы: 1, 2, 3

Голосование

Как вы оцениваете работу нашего сайта? Отлично Хорошо Нормально Плохо Результаты