Геохимические и гидрогеологические критерии прогноза нефтегазоносности недр

Для выяснения геохимических условий накопления и последующего развития захороняемого в осадке ОВ необходимо составлять соответствующие палеогеохимические карты с выделением в пределах изучаемой части бассейна седиментации областей, характеризовавшихся по геохимическим показателям: развитием определенных типов геохимических фаций (восстановительной, слабовосстановительной, слабоокислительной, окислительной и т. д.); распространением определенных типов захороненного в осадках рассматриваемого цикла исходного дисперсного ОВ (гумусового, сапропелевого, смешанного) с оценкой характера и степени его метаморфизации, а также состава и количественных характеристик (при наличии данных).

Гидрогеохимические критерии. Косвенными показателями региональной нефтегазоносности недр могут служить и некоторые гидрогеохимические параметры, к числу которых относятся:

- высокая газонасыщенность подземных вод углеводородными газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

- содержание в подземных водах растворенных тяжелых УВ нефтяного ряда;

- специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

- сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (иод, бром, аммоний, и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

К числу основных гидрогеологических критериев оценки региональной нефтегазоносности недр относятся условия распространения в разрезе и пространстве зон и областей затрудненного и интенсивного водообмена и гидрогеологически застойного режима, а также степень промытости инфильтрационными водами отложений отдельных структурных этажей в пространстве и во времени (геологическом). Необходимо отметить, что гидрогеологическая закрытость каждого оцениваемого структурного этажа - важнейший фактор для положительной оценки перспектив нефтегазоносности недр. При этом следует учитывать, что степень промытости отложений одного и того же структурного этажа в пределах одной и той же водонапорной системы - от области питания до области разгрузки - может существенно различаться.

В комплексе гидрогеологических исследований большое значение имеет изучение состава, упругости (давления насыщения) и количества растворенного газа в пластовых водах. Для его изучения во всех скважинах, где получены притоки пластовой воды, должен производиться отбор проб глубинным пробоотборником. В состав растворенного газа обычно входят метан, тяжелые УВ, углекислый газ, сероводород, азот, кислород и др. Среди указанных компонентов основным показателем существования нефтяных и газовых залежей является наличие углеводородных газов, в первую очередь тяжелых УВ. Присутствие в углеводородных газах углекислого газа, сероводорода и азота свидетельствует о происходящих процессах разрушения нефтяных и газовых залежей. Присутствие кислорода, являясь отрицательным показателем нефтегазоносности, указывает на поверхностный состав вод.

При оценке перспектив нефтегазоносности исследуемого района основную роль играет упругость растворенных газов. При положительной оценке по упругости растворенных газов обычно исходят из превышения давления насыщения растворенных газов над гидростатическим давлением пластовых вод. Только при этом условии, по законам фазового равновесия, может происходить выделение газа из воды в свободную фазу и формирование скоплений нефти и газа.

При установлении превышения упругости растворенного газа над статическим давлением подземных вод в определенных горизонтах и при наличии благоприятных структурных форм район считается перспективным в газоносном отношении; при установлении высокой упругости растворенных газов и повышенном содержании в газе тяжелых УВ район считается перспективным в нефтеносном отношении.