Гидрогеологические и геохимические закономерности размещения углеводородов в пределах вала Карпинского

Специальность 25.00.12

Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

САРАТОВ

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Астраханский государственный университет», на кафедре «Геология и геохимия горючих ископаемых»

г. Саратов, ул. Астраханская, 83, геологический факультет, 1 корп., ауд. 53.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Саратовского государственного университета.

Автореферат разослан «___» сентября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор геол.-мин. наук, профессор О.П. Гончаренко

Основные геологические структуры вала Карпинского развиваются в акватории Каспийского моря, с которым также связываются большие перспективы нефтегазоносности.

Напряженное состояние современной сырьевой базы нефти и газа в регионе предопределяет необходимость открытия новых залежей нефти и газа на базе дальнейшего развития науки и внедрения ее достижений в практику геологоразведочных работ. Большая роль в выборе направления работ принадлежит разработке научно обоснованных геохимических и гидрохимических критериев оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур вала Карпинского.

Цель диссертационной работы заключается в изучении и анализе гидрогеологических и геохимических условий накопления углеводородов для выявления генетических закономерностей в размещении углеводородов различного фазового состояния в пределах рассматриваемой территории.

Основными задачами исследований являются:

1) уточнение гидрогеологической обстановки нефтегазонакопления и степени влияния гидрогеологических условий на изменение свойств углеводородов;

2) исследование геохимической характеристики нефтей, газа и газоконденсатов, а также закономерностей изменения их свойств по геологическому разрезу и латерали для прогнозирования нефтегазоносности;

3) обоснование использования ионно-солевого, газового и состава растворенных органических компонентов пластовых вод в качестве критериев оценки нефтегазоносности.

1. 
   Обоснован раздельный прогноз фазового состояния углеводородов и их физико-химических свойств юрских и меловых отложений на основе гидрогеологических и гидрогеохимических показателей.
   

3. Проведено районирование изучаемой территории по комплексу гидрогеологических показателей с выделением залежей различного фазового состояния.

– впервые осуществлены комплексные региональные и локальные исследования пластовых вод и определены гидрохимические и геохимические критерии раздельного прогноза фазового состояния углеводородных залежей на территории вала Карпинского;

– выявлены геохимические и гидрогеологические закономерности размещения залежей углеводородов различного фазового состояния;

– разработаны критерии прогноза перспектив нефтегазоносности структур изучаемой территории по водорастворенным органическим веществам и ионно-солевому составу пластовых вод;

– построены гидрогеологические и геохимические карты основных нефтегазоносных комплексов рассматриваемой территории, необходимые для обоснования перспектив нефтегазоносности.

Практическая значимость работы. Результаты комплексных гидрогеологических и геохимических исследований нефтегазоносности, особенностей состава и свойств нефти, газа и конденсата позволили осуществить раздельный прогноз углеводородов различного фазового состояния, а также провести районирование территории по генетическим типам углеводородов, которые применимы на аналогичной по геологическому строению прилегающей зоне – водной акватории Каспийского моря и в других регионах.

Апробация работы, публикации. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях: IX Международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, апрель 2005), Международной научно-практической конференции «Природно-ресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России» (Пенза, март 2005), Пятой, Шестой, Седьмой и Восьмой Международных научно-практических конференциях студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2006, 2007, 2008, 2009). Автором опубликовано 23 научных и учебно-методических работ, в том числе по теме диссертации 13 научных, из них 2 работы в ведущих научных изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 156 страницах, иллюстрируется 31 рисунком и 6 таблицами, библиографический список содержит 139 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность своему руководителю, заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых Астраханского государственного университета профессору, доктору геолого-минералогических наук Серебрякову А.О. Выражаю также признательность сотрудникам АстраханьНИПИгаза и ИТЦ; профессору Серебрякову О.И., доценту Быстровой И.В. и другим за ценные консультации, поддержку и внимание, оказанные в период обучения в аспирантуре и в процессе написания работы.

Среди первых исследователей Астраханско-Калмыцких степей были: С.Г. Гмелин (1768-1774), П.С. Паллас (1778), Г. Нешель (1847), К.М. Бэр (1856), Н. Барбот-де-Марни (1862-1868), И.В. Мушкетов (1884-1886), Н.А. Православлев (1903), А.Д.Архангельский (1903-1911) и др. Особый вклад в изучение юга России принадлежит академику А.П. Карпинскому. На основании обобщения геологических материалов (1883) он высказал предположение о существовании в пределах Предкавказья и Прикаспия «погребенной кряжевой полосы, протягивающейся от западных границ государства к горам Мангышлакским», позднее названной его именем.

До конца 30-х годов прошлого века проводились единичные исследования нефтегазоносности недр (Бузик, 1920-1924; Тихонович, 1928 и др.). В 1929 г. в районе Ергеней и Маныча работала Первая полевая партия Геологического комитета под руководством Ф.Ф. Голынца, по результатам которых он обосновал проведение глубокого поискового бурения на Олейниковско-Промысловской площади.

Осуществляться эти планы начали с 1945 года с организацией в г. Астрахани Конторы разведочного бурения. А.П. Пантелеев и Ю.А. Судариков обосновали нефтегазоносность Ики-Бурульской зоны, где в 1959 г. был получен газовый фонтан. В 1960 г. была открыта Промысловско-Цубукская зона газовых месторождений в своде вала Карпинского. В шестидесятые годы были выявлены Каспийское нефтяное, Камышанские, Улан-Хольское, Черноземельское, Нарын-Худукское и многие другие газоконденсатные месторождения. Огромный вклад в разработку геологических, гидрогеологических и геохимических показателей оценки нефтегазоносности и прогноза выявления нефти и газа в регионе внесли:

Анисимов Л.А. (1963-2000), Бембеев В.А. (1970-1990), Бембеев А.В. (1990-2009), Бражников О.Г. (1965-2009), Вагин С.Б. (1970), Воронин Н.И. (1970-2008), Зингер А.С. (1960), Карцев А.А. (1965), Киссин И.Г. (1963-1965), Корценштейн В.Н. (1960-1970),

Мухин Ю.В. (1980), Спевак Ю.А. (1963-1969) и многие другие.

С начала 1990 года объемы геологоразведочных работ на территории вала Карпинского резко снизились, однако из-за высоких перспектив нефтегазоносности и актуальности проблем мирового энергетического рынка, регион привлекает научный интерес с целью дальнейшей оптимизации поисков нефти и газа.

В главе 2 «Основные черты геологического строения» излагаются геологические особенности вала Карпинского, являющегося частью Скифской плиты.

В подразделе 2.1 «Литолого-стратиграфическая характеристика» исследуются литолого-стратиграфические комплексы, обуславливающие характер распределения углеводородов по площади и разрезу региона. В региональном плане изучаемая территория принадлежит к северной окраине эпипалеозойской Скифской (Предкавказской) плиты, причленяющейся с юга к Русской платформе. Надпорядковой структурой, наложенной на различные по истории формирования структуры Скифской (Туранской в Закаспии) плиты, является вал Карпинского, погребенный под мезозойским осадочным чехлом. Суммарная мощность осадочного чехла колеблется от 900-3000 м на Бузгинском блоке (западная часть вала Карпинского) до 2000-3500 м на Промысловском (Приморская зона вала Карпинского). В результате сложной эволюции вала Карпинского были сформированы два принципиально отличных типа пород, соответствующих в разрезе двум геоструктурным этажам: нижнему – складчатому палеозойскому основанию и верхнему – мезо-кайнозойскому плитному чехлу.

Стратиграфический комплекс палеозойского основания вала Карпинского характеризует наиболее мощную (до 13-15 км) толщу земной коры преимущественно карбонатного состава, о чем свидетельствует слоистость разреза (Жингель, 2002; Рихтер, 2003 и др.).

В платформенной части разреза выделяются стратиграфические комплексы мезозойского («складчатого») и кайнозойского (покровного) чехлов. В мезозойской части разреза регионально прослеживаются границы эрозионной поверхности палеозойского основания (PZ), структурное несогласие юрских и нижнемеловых отложений (J-K₁), поверхность размыва верхнемеловых отложений (К₂).

Кайнозойский комплекс платформенного чехла со значительным структурным несогласием перекрывает толщу мезозоя. Для него характерно наличие внутриформационных зон литологического и стратиграфического выклинивания, которые фиксируют многократные трансгрессивно-регрессивные циклы и свидетельствуют, что рассматриваемая территория и до настоящего времени периодически испытывает активные инверсионные движения (Жингель, 2002).

Серией субмеридиональных разломов поверхность палеозоя в пределах вала разбита на ряд блоков. С запада на восток выделяются Ремонтненский (Элистинский), Бузгинский и Промысловский блоки, отличающиеся друг от друга морфологией подчиненных им структурных элементов.

Строение платформенного чехла, с которым связано открытие основных месторождений нефти и газа, представляется в виде пликативных брахиантиклинальных складок, составляющих единые структурно-тектонические линии, солидаризующиеся с генеральным простиранием вала Карпинского «запад-восток».

Среди дизъюнктивных моделей строения вала Карпинского наибольшее распространение получил вариант (Цибизов Г.Г., Анисимов Л.А., 1965) существования единого валообразного поднятия, свод которого осложнен грабеном субширотной ориентации. От грабена ответвляются быстро затухающие нарушения, образующие тектонически-экранированные блоки (ловушки), с которыми связаны залежи нефти и газа в нижнеальбском продуктивном комплексе.

В последние годы на основании научного обобщения геологических и геофизических материалов, а также данных региональных исследований дана новая концепция геотектонического районирования вала Карпинского с позиции рифтогенеза юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы (Жингель, 2002; Рихтер, 2003 и др.). Эта концепция относит кряж Карпинского к восточной ветви суперпалеорифтовой зоны, включающей Припятский прогиб, Днепровско-Донецкую впадину и складчатый Донбасс. Сегменты рифта разделены системами меридиональных глубинных разломов.

В главе 3 «Нефтегазоносность региона» рассматриваются основные нефтегазоносные комплексы вала Карпинского, входящего в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. Наибольшее количество открытых в его пределах месторождений газа находится в своде (Цубукско-Промысловская зона нефтегазонакопления), а месторождения газоконденсата – в слабо дифференцированной структурной ступени южного склона (Уланхольско-Камышанская зона нефтегазонакопления) Промысловского блока. Месторождения нефти выявлены в Приманычской Комсомольско-Каспийской ступени нефтегазонакопления.

Промышленные запасы УВ вала Карпинского связаны с юрско-меловым комплексом отложений. В настоящее время основное эксплуатационное значение для вала Карпинского имеют залежи преимущественно газа в нижнеальбском подъярусе, а также залежи газоконденсата в апт-неокомском горизонте. На юге вала Карпинского нефти приурочены к нижнебайосскому подъярусу. Особое значение приобретает изучение пространственного характера распределения состава и свойств углеводородов в пределах территории исследования. Закономерности распределения залежей углеводородов на территории исследования, установленные во всех литолого-стратиграфических комплексах до четвертичных включительно, подтверждают значительный вертикальный и латеральный диапазон продуктивности. В сводовых частях вала Карпинского в альбских отложениях существуют, в основном, газовые (Олейниковская, Промысловская и др.) и единичные нефтяные залежи (Тенгутинская). Южнее, на южном склоне, с погружением пластов в апт-неокомских отложениях выявлены преимущественно газоконденсатные (Улан-Хольское, Камышанское, Ермолинское и др.) залежи. В Приманычской зоне в юрских отложениях выявлены нефтяные (Комсомольское, Каспийское и др.) месторождения.

Закономерности распределения фазового состояния углеводородов подтверждают вывод о ступенчатой миграции углеводородов в северном направлении в результате вертикальных межпластовых перетоков и опережении легких углеводородов вверх по восстанию пластов. Вероятным источником генерации и миграции углеводородов являлась Кумо-Манычская впадина с залеганием палеозойского фундамента на глубинах 6-7 км и уходящая на востоке в глубины Каспийского моря (Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П. и др., 2004 и др.). Прогнозная оценка подтверждает возможность прироста запасов нефти и газа в пределах вала Карпинского за счет включения в поиск промежуточного чехла и, в ряде случаев, палеозойского структурного комплекса.

Глава 4 «Гидрогеологические условия накопления углеводородов» посвящена характеристике гидрогеологических условий вала Карпинского. Пластовые воды принимают непосредственное участие в генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, а также в формировании геохимической среды, окружающей нефтяные и газовые залежи, влияя на состав и свойства углеводородов.

Результаты определений основных параметров пластовых вод выполнены в разные годы в лабораториях треста «Калмнефтегазразведка», ОАО «Калмгаз», Калмыцкого государственного университета и др. Это позволило автору выявить гидрогеохимические, газогидрогеохимические и гидрогеодинамические зональности исследуемых гидрогеологических комплексов, синтезированные в гидрогеологические карты, графики и схемы.

3,8 ºС/100м (Жингель, 2002 и др.).

Основной северный бассейн, к которому приурочен вал Карпинского, изучен более детально. Минерализация вод на южном склоне вала Карпинского составляет 100 г/дм³ и возрастает в сводовой части вала, где она достигает 158 г/дм³.

Нарастание минерализации продолжается к северо-востоку и уже на северном склоне она равна 175 г/дм³. Максимальная минерализация юрских вод характерна для бортовой зоны, где она достигает 197 г/дм³.

В ионно-солевом составе основная роль принадлежит хлору и натрию, содержание которых в общих чертах повторяет схему распределения минерализации. Содержание гидрокарбонатов в юрских водах колеблется в пределах 24-561 мг/дм³. Минимальные их концентрации, не превышающие 100-150 мг/дм³, характерны для сводовой части вала Карпинского и его северного склона. Максимальные концентрации наблюдаются на южном склоне вала Карпинского и в Прикумской зоне поднятий. Содержание сульфатов изменяется в широких пределах от 3 до 455 мг/дм³. Максимальные его содержания наблюдаются в зоне солянокупольной тектоники, что объясняется выщелачиванием гидрохимических осадков.

Воды сильно метаморфизованы () и относятся к хлоркальциевому типу, характеризуются средней и низкой сульфатностью (), высокими значениями хлорбромного коэффициента (около 300).

Апт-неокомский водоносный комплекс на территории вала Карпинского содержит пластовые воды, минерализация которых повышается в северном направлении. На Восточно-Артезианской площади минерализация вод равна 126 г/дм³. Гидрохимические максимумы приурочены к северному борту Восточно-Манычского прогиба, осложненному серией сбросов. Такие же величины минерализации апт-неокомских вод фиксируются в сводовой части вала Карпинского (до 130 г/дм³ и выше).

Содержание хлора в пластовых водах изменяется от 35 до 91 г/дм³, в общих чертах повторяя схему минерализации. Содержание сульфатов в аптских водах колеблется от 2 до 268 мг/дм³. Количество гидрокарбонатов колеблется в широких пределах – от 50 до 700 мг/дм³. Минимальные концентрации их наблюдаются в бортовой зоне Прикаспийской впадины, где содержание их не превышает 70-150 мг/дм³ (Долан-Алдынская, Разночиновская, Кирикилинская площади). Количество натрия в аптских водах колеблется от 20 г/дм³ до 52 г/дм³, в общих чертах повторяя схему минерализации вод и содержания хлора.

Минерализация вод альбского комплекса изменяется от 65 до 166 г/дм³. Минимальные ее значения характерны для западной части вала Карпинского (Бузгинский блок), где она составляет 65 г/дм³. Пониженные значения минерализации наблюдаются также в районе Комсомольско-Артезианской группы поднятий (Приманычские районы южного склона вала Карпинского). Здесь минерализация пластовых вод не превышает 80 г/дм³.

К северу от Маныча на южном склоне вала Карпинского выделяется зона повышенной минерализации в районе Камышанско-Каспийской зоны нефтегазонакопления. Здесь наблюдается рост минерализации вод к центральным частям группы локальных поднятий. Так, указанная группа поднятий в целом оконтуривается изоминерой 90 г/дм³, в центральной же части зоны минерализация достигает 110 г/дм³ и выше. В сводовой части вала Карпинского также выделяется гидрохимическая аномальная зона.

Содержание хлора в альбских водах повторяет схему минерализации вод. Количество сульфатов в водах изменяется от 25 до 400 мг/дм³. Пониженная их концентрация, не превышающая 100 мг/дм³, характерна для южного склона вала Карпинского. К северу происходит увеличение сульфатности вод. Содержание гидрокарбонатов в альбских водах изменяется от 50 мг/дм³ до 780 мг/дм³. Минимальные концентрации гидрокарбонатов, не превышающие 150 мг/дм³, характерны для территории севернее сводовой части вала Карпинского и большей части Бузгинского блока. Повышенные количества гидрокарбонатов отмечаются на южном склоне вала Карпинского. Содержание натрия в альбских водах колеблется от 20 до 60 г/дм³, распределение его так же в общих чертах повторяет схему минерализации вод.

На общем фоне распространения высокоминерализованных вод единой гидрогеологической закономерностью для всех гидрогеологических комплексов, к которым относятся основные зоны нефтегазонакопления, является то, что в пределах локальных ловушек минерализация вод увеличивается, однако в непосредственной близости от залежи углеводородов наблюдаются зоны гидрогеохимических инверсий, выражающиеся в снижении минерализации пластовых вод и содержания водорастворенных солей. В результате геохимического взаимодействия углеводородов залежей с солями подстилающих пластовых вод ореола залежей снижается содержание сульфатов и повышается количество гидрокарбонатов.

В подразделе 4.3 «Гидрогеохимические критерии перспектив нефтегазоносности» исследуются гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности. Величина газонасыщенности подземных вод позволяет судить о масштабах накопления и рассеивания углеводородов в нефтегазоносных комплексах при оценке перспектив исследуемой территории (Зингер, 1964; Спевак, 1970 и др.). Изучение газогидрогеохимических особенностей пластовых вод вала Карпинского позволило установить, что преобладающими в составе водорастворенных газов (ВРГ) являются углеводородные газы. С увеличением глубины в составе ВРГ растет содержание углеводородных газов от 200 до 1000 см³/дм³ и более.

В подразделе 4.3.1 «Газонасыщенность пластовых вод» установлено, что общая газонасыщенность пластовых вод юрского комплекса минимальная в сводовой части вала Карпинского и его северном склоне. Воды последнего содержат растворенного газа до 200 см³/дм³. В сводовой части вала воды насыщены газами более 200-500 см³/дм³. Газонасыщенность возрастает в южном направлении и достигает 1000-1680 см³/дм³ в Каспийско-Камышанской зоне нефтегазонакопления.

Упругость растворенных газов (Р_общ) минимальная на северном склоне вала Карпинского (до 2,4 МПа). В сводовой части вала упругость возрастает до 4,5 МПа, увеличиваясь в южном направлении с погружением пластов. Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями 9,0-10,0 МПа и более. Упругость растворенных газов в Артезианско-Комсомольской зоне повышается до 14,0 МПа. Это может быть следствием влияния еще не открытых залежей газа и нефти, содержащихся в юрских коллекторах Комсомольско-Артезианской зоны.

Для оценки потенциальных возможностей формирования залежей важнейший интерес представляет коэффициент насыщенности вод (К_н), определяемый отношением упругости растворенного газа (Р_общ) к пластовому давлению (Р_пл). Коэффициент насыщенности вод юрского комплекса имеет значения до 0,35 в сводовой части вала Карпинского до 0,40 на южном склоне вала Карпинского и до 0,49 на территории Приманычской зоны. В зоне влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод возрастает, достигая значений 0,8 и выше. В связи с этим привлекает внимание значительное увеличение насыщенности (К_н) юрских вод Манычского прогиба до 0,5, продолжающееся в восточном направлении с погружением отложений. Это интерпретируется как опережающее преобладание упругости газа над пластовым давлением в этом районе и увеличение возможностей выделения свободной углеводородной фазы.

На формирование залежей углеводородов в значительной мере оказывает влияние степень насыщенности вод углеводородами, определяемая отношением парциальной упругости углеводородов (Р_угл) к общей упругости газа (Р_общ). Степень насыщенности юрских вод углеводородами (Р_угл/Р_общ) увеличивается в южном направлении. В сводовой части вала Карпинского она 0,60-0,65, на южном склоне вала Карпинского достигает 0,85, что свидетельствует об относительном увеличении значения углеводородной фазы с увеличением глубин. Об этом же свидетельствует и увеличение отношения (Р_угл/Р_общ) в водах Манычского прогиба и с продвижением к востоку, т.е. с увеличением глубин залегания комплексов. Эти данные подтверждают единство геохимических обстановок продуктивных комплексов вала Карпинского.

Упругость газа минимальна в бортовой зоне, где она составляет 1,7 МПа. Южнее упругость газа возрастает и достигает 6,2 МПа на северном склоне вала Карпинского (Сайгачья пл.). На южном склоне вала Карпинского она имеет одинаковые фоновые значения – до 11,5 МПа. В зонах нефтегазонакопления упругость возрастает до 20,0 и более МПа. Отмечается приуроченность зоны значительной упругости газа к Манычской системе, что наблюдается также и в юрском комплексе.

Коэффициент насыщенности (К_н) аптских вод имеет значения до 0,4. В зонах нефтегазонакопления и в пределах влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод (Кн) значительно возрастает, достигая 0,8-0,9. Так, Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями коэффициента (Р_угл/Р_общ) свыше 0,6. Привлекает внимание значительное увеличение насыщенности аптских вод Восточно-Манычского прогиба. В сводовой части вала Карпинского насыщенность аптских вод также относительно велика, что указывает на значительную перспективность аптских отложений этого района. Уменьшается насыщенность аптских вод к северу от сводовой части вала Карпинского, и уже в бортовой зоне значения коэффициента (Р_угл/Р_общ) составляют 0,14.

Общая газонасыщенность пластовых вод альбского комплекса в сводовой части вала Карпинского 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 см³/дм³. На южном склоне Бузгинского блока Ики-Бурульская зона газонакопления характеризуется значениями газонасыщенности свыше 750 см³/дм³, при фоновых значениях газонасыщенности альбских вод Бузгинского блока до 400 см³/дм³. К северу от сводовой части вала Карпинского газонасыщенность альбских вод значительно снижается до 200 см³/дм³.

Упругость растворенного газа альбских вод колеблется в значительных пределах, достигая 15,0 и более МПа. В сводовой части вала Карпинского упругость газа составляет в среднем 8,0-9,0 МПа, и лишь на Тенгутинской площади она возрастает до 18,7 МПа. Это является результатом влияния существующих в этом комплексе залежей углеводородов. На южном склоне вала Карпинского упругость альбских газов составляет 6,0 МПа (Салхинская, Профильная, Придорожная, Каспийская и др. площади). Камышанская же зона нефтегазонакопления выделяется значительно повышенными упругостями газов, превышающими 18,0 МПа (Камышанская, Нарын-Худукская, Ермолинская и другие площади).

Коэффициент насыщенности (К_н) альбских вод в зонах газонакопления имеет значения свыше 0,8 (Промыслово-Цубукская, Камышанская, Ики-Бурульская и Прикумская зоны). Зоны газонакопления выделяются показателями относительной насыщенности углеводородами свыше 0,9.

В целом продуктивные горизонты и зоны нефтегазоносности имеют наибольшие значения газонасыщенности и упругостей подстилающих вод. Относительный дефицит насыщения пластовых вод растворенными газами уменьшается с увеличением степени метаморфизации нефтей в залежи и их газового фактора, а также наличия газоконденсатного фактора (КГФ) залежи.

Установлено, что воды зон нефтегазонакопления характеризуются повышенными концентрациями микрокомпонентов йода, брома и бора, превышающими в 1,5-2 раза их фоновые значения. Такие же зависимости наблюдаются и в значениях гидрохимических генетических коэффициентов , и др.

Из показателей нефтегазоносности по своей генетической природе ближе всего стоят к углеводородам залежей растворенные органические вещества пластовых вод (Барс, 1965; Зингер, 1966; Швец, 1967; Смирнова Т.С., 2008 и др.). В условиях исследуемого региона к числу наиболее эффективных показателей относятся бензол, нафтеновые кислоты и фенолы.

Бензол является важнейшим органическим компонентом пластовых вод нефтяных и газовых залежей. В водах вала Карпинского концентрация бензола достигает 5,6 мг/дм³ в зоне ореола углеводородных залежей. В водах непродуктивных горизонтов и зон отмечается отсутствие бензола. Содержание бензола в водах определяется характером залежи: в водах газоконденсатных залежей с высоким конденсатным фактором (КГФ) количество бензола значительно выше (более 1,8 мг/дм³), чем в водах нефтяных залежей (до 0,5 мг/дм³). Ореол влияния газоконденсатных залежей по бензолу наблюдается не более 2000 м, вертикальный ореол влияния достигает 150 м (Камышанские месторождения и др.) (рис. 1).

Содержание нафтеновых кислот в водах невелико и достигает 5,4 мг/дм³. Количественное увеличение содержания кислот в водах происходит лишь вблизи контура нефтяных и газоконденсатных залежей при фоновых значениях 2 мг/дм³. Ореол влияния залежи до 1000 м.

Содержание фенолов в пластовых водах вала Карпинского колеблется от 0,2 до 10,4 мг/дм³, тогда как в Нижнем Поволжье (Зингер, 1966 и др.) содержание фенолов в водах продуктивных горизонтов колеблется от 0,15 до 1 мг/дм³. Фоновые значения фенолов составляют 1,4 мг/дм³, ореол влияния залежи не более 1500 м.

Значения фенолов в водах находятся в зависимости от степени продуктивности вмещающих отложений. Наибольшее количество фенолов отмечается в водах нефтяных и газоконденсатных залежей (10 мг/дм³), наименьшее – в водах газовых залежей (более 0,2 мг/дм³).

Рис. 1. Содержание бензола в пластовых флюидах, составила Смирнова Т.С.

Рис. 2. Прогноз фазового состояния углеводородных залежей вала Карпинского,

составила Смирнова Т.С.
На северном склоне вала Карпинского, обращенном в сторону Прикаспийской впадины, необходимо возобновить геологоразведочные работы для поисков и разведки нефтяных месторождений в юрских отложениях, в которых прогнозируются нефти среднетяжелые (ρ_н до 0,9), низко парафинистые (содержание парафина до 1-2 %) и высоко смолистые (содержание смол до 15 %). В сводовой части вала Карпинского рекомендуется продолжить поисково-разведочные работы в альбском комплексе на преобладающие метановые газовые залежи. На южном склоне вала Карпинского в Уланхольско-Камышанской структурной зоне прогнозируется преобладание газоконденсатных залежей легких конденсатов (ρ_к= 0,76-0,79) алкано-ареновых типов в апт-неокомских комплексах. Рекомендуется расширение поисково-разведочных работ в Приманычской зоне, в особенности в восточных ее участках (Комсомольско-Каспийская структурная зона), где прогнозируется в юрских комплексах нефтяные залежи легких нефтей (ρ_н до 0,86) арено-циклановых типов. На локальных структурах морского продолжения вала Карпинского в акватории Каспийского моря прогнозируется выявление нефтяных залежей в юрских комплексах и газоконденсатных залежей в нижнемеловых отложениях. Одной из важнейших задач является уточнение перспектив нефтегазоносности так называемого «фундамента» вала Карпинского, так как он представлен литологическими аналогами продуктивных карбонатных осадочных комплексов близ расположенных южных участков смежной Прикаспийской впадины (Астраханская и другие зоны нефтегазонакопления).

В «Заключении» изложены основные выводы, подтверждающие актуальность и новизну выполненных исследований. Решены поставленные задачи: уточнена гидрогеологическая обстановка нефтегазонакопления и степень влияния гидрогеологических условий на изменение свойств углеводородов; исследована геохимическая характеристика нефти, газа и газоконденсата, а также закономерности изменения их свойств по геологическому разрезу и латерали; обосновано использование ионно-солевого, газового и состава растворенных органических компонентов пластовых вод в качестве критериев оценки нефтегазоносности.

С юга на север отмечается четкая закономерность в распределении нефтегазоносности по разрезу и площади. Отмечается закономерное изменение состава углеводородов вверх по восстанию продуктивных пластов, являющееся проявлением латеральной миграции флюидов в северном направлении. Гидрохимические закономерности изменения состава подземных вод в системах «залежи УВ – пластовые воды» позволяют осуществлять оценку перспектив нефтегазоносности локальных структур и литологических комплексов.

Растворенные органические вещества (нафтеновые кислоты, фенолы, бензол) выступают как прямые показатели нефтегазоносности локальных структур. Устанавливается генетическое единство газов, конденсатов и нефтей с водорастворенными органическими компонентами. Ореольное рассеивание этих компонентов из залежей обуславливает распределение содержания органических веществ с удалением от залежей, что имеет поисковое значение, т.к. направление роста содержания гидрогеохимических параметров подтверждает вероятное местонахождение залежей углеводородов, их фазовое состояние и геохимический состав углеводородов.

Выявленные геохимические закономерности распределения состава и свойств углеводородов позволяют осуществить фазовый прогноз типов газа, нефтей и конденсатов на территории вала Карпинского.

Внедрение разработанных рекомендаций и основных выводов работы позволяет оптимизировать направление геологоразведочных работ на высокоперспективной территории вала Карпинского и в смежных районах. Установленные геологические, геохимические и гидрохимические взаимозависимости могут быть применимы в различных нефтегазоносных регионах мира.

1. 
   Полухина Т.С., Лиманский Е.Н. Гидрогеохимические и литолого-стратиграфические особенности накопления углеводородов в юго-западной части Прикаспийской впадины // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы V международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии», Астрахань, изд-во АГУ, № 4. 2006. С. 172-175.
   
2. 
   Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Геохимические особенности нижнемеловых нефтей и конденсатов Северо-Восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии», Астрахань, изд-во АГУ, № 12. 2006. С. 88-103.
   

3. 
   Аронова Ю.С., Полухина Т.С. Газогидрохимические особенности эоплейстоценовых отложений в связи со строительством скважин // Сборник: Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды АстраханьНИПИгаза. Вып. 6. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2004. С. 47-48.
   
4. 
   Полухина Т.С. Возможности газодобычи из четвертичных отложений Астраханского свода // Сборник международной научно-практической конференции «Природно-ресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России», 11-12 марта 2005 г. Пенза. С. 307-309.
   
5. 
   Полухина Т.С., Серебряков О.И. Нефтегазоносность надсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины // X Международный научный симпозиум студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», 11-15 апреля 2005 г. Томск. С. 54-56.
   
6. 
   Полухина Т.С. Эколого-геологические особенности юго-западной части территории Прикаспийской низменности в связи с разработкой углеводородсодержащих месторождений // Сборник: «Проблемы социально-устойчивого развития Каспийского региона». Материалы Международной конференции. 21-22 апреля 2005 г. Астрахань. Том 3. Россия и Восток, обучающееся общество и социально устойчивое развитие Каспийского региона. С. 452-454.
   
7. 
   Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Геолого-геохимические закономерности изменения по площади и разрезу состава и свойств нефти, газа и конденсата северо-восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 3. 2007. С. 5-15.
   
8. 
   Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности северо-восточного Предкавказья // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 1. 2008. С. 97-106.
   
9. 
   Быстрова И.В., Федорова Н.Ф., Смирнова Т.С. Палеоструктурные преобразования Северо-западного Прикаспия в раннемеловое время // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 4. 2008. С. 26-30.
   
10. 
    Смирнова Т.С., Серебряков А.О. Ионно-солевые показатели нефтегазоносности северо-восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 4. 2007. С. 27-34.
    
11. 
    Быстрова И.В., Федорова Н.Ф., Серебряков А.О., Смирнова Т.С., Протопопов В.А. Осадочные горные породы и их классификация// Учебно-методическое пособие для студентов специальности 020305.65. – Астрахань, изд-во АГУ, 2008. 116 с.
    
12. 
    Федорова Н.Ф., Быстрова И.В., Смирнова Т.С. Характеристика Астраханской карбонатной платформы // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VIII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия». № 3. 2009. С. 75-78.
    
13. 
    Федорова Н.Ф., Быстрова И.В., Карабаева А.З., Смирнова Т.С. Количественная оценка прогнозных ресурсов углеводородов юрско-мелового комплекса юго-западной части Прикаспийской впадины // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VIII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия». № 4. 2009. С. 119-121.