Целесообразность включения анализа естественных полей в комплекс исследований при поисках месторождений нефти и газа демонстрируется на примере отложений надсолевого комплекса Прикаспийской впадины [2]. В основе операций прогнозирования лежит изучение пространственной изменчивости полей концентраций гелия и углеводородов, минерализации и плотности, температуры и давления в подземных водах [2-4]. Подземные воды пустотного (порово-кавернозно-трещинного) пространства являются непрерывно связанной средой (континуумом) и благодаря этой связности распределения перечисленных характеристик представляют закономерные пространственно-гладкие зависимости. С помощью анализа изменчивости этих распределений решаются следующие задачи.

1. Осадочное выполнение подразделяется на зоны диффузионного и конвективного обмена, в пределах последней выделяется диффузионный пограничный слой. Такое подразделение имеет фундаментальное значение для нефтегазопоиска по следующим причинам. Реакции углеводородообразования (метанообразования) становятся ведущими именно в диффузионных зонах, так как только в этих условиях характерные скорости их протекания сопоставимы с масштабами привноса и отвода компонентов. Только в условиях диффузионного обмена возможно достижение насыщения и пресыщения поровых растворов углеводородами и формирование собственных газовых фаз, представленных преимущественно этими компонентами. Соответственно только в диффузионных зонах возможно нахождение залежей нефти и газа в условиях, близких к фазовому и химическому равновесию, предопределяющих их устойчивое существование и развитие. И, наконец, в недонасыщенных растворах в пределах диффузионных зон рассеяние и химическое преобразование состава залежей лимитируются масштабами молекулярного обмена, что обеспечивает относительно длительное их существование и в неравновесных условиях. Таким образом, с помощью предлагаемого подразделения в изучаемом разрезе могут быть уверенно выделены высокоперспективные части (диффузионные зоны), области ограниченных перспектив (диффузионные слои) и бесперспективные части (собственно конвективные зоны).

2. Поровые растворы осадочного выполнения дифференцируются по степени фазовой устойчивости относительно спонтанного газовыделения. Поскольку в диффузионных зонах уровень газонасыщения растворов практически полностью определяется метаном, в качестве меры этой устойчивости естественно использовать показатель, отражающий положение измеренного значения концентрации этого компонента относительно его растворимости и предельно достижимого пресыщения в условиях нахождения раствора. Таким показателем является коэффициент метастабильности (КМ), представляющий собой отношение разностей измеренной концентрации и растворимости и достижимого пресыщения и растворимости. Отрицательные значения КМ определяют область недонасыщенных растворов, значение ноль соответствует их насыщению, положительные значения - области пресыщенных. Часть водного континиума, характеризуемая положительными значениями КМ и ограничиваемая изоповерхностью ноль, есть потенциальная область формирования залежей газа и нефти и зона их фазовой и химической устойчивости.

3. В поровом континиуме выделяются узлы формирования или удерживания избыточного над гидростатическим давления и полости его релаксирования. Последние естественно ассоциировать с зонами дренирования подземных флюидных систем. Выделение газа в недренируемых или слабодренируемых порах сопровождается ростом перового давления вследствие увеличения удельного объема флюида [2]. Таким образом, узлы формирования (удерживания) могут либо непосредственно диагностировать текущие процессы фазового перехода (в этом случае они совмещаются с зонами положительных КМ), либо оконтуривать области, в пределах которых эти процессы имели место в прошлом. Повышенные перспективы могут быть связаны как с участками напластований, оконтуриваемыми узлами, так и с участками, находящимися по периферии этих узлов вдоль направлений истечения отжимаемых флюидов к зонам дренирования.

Исходными материалами для проведения такого рода анализа должны быть результаты систематического опробования последовательностей водоотдающих комплексов в разрезах поисковых и других скважин на территориях опоискования. Результаты интерпретации привязываются к потенциальным резервуарам нефтегазоносности, в качестве которых обычно выбираются устойчивые в пределах бассейна или большей его части сочетания флюидоупоров и коллекторов, именуемые по стратиграфической приуроченности. Для этого в пределах резервуара выбирается опорная поверхность (обычно подошва резервуара), вдоль которой и следится изменчивость признака, выделяются специфические вариации и оконтуриваются зоны, их обслуживающие. Для разделения осадочного выполнения по режимам обмена в наибольшей степени подходят распределения концентраций гелия. Гелий непрерывно образуется во всех минеральных образованиях Земли вследствие альфа-распада изотопов семейств урана и тория и также непрерывно рассеивается из атмосферы в космическое пространство. Это обстоятельство предопределяет существование планетарного потока гелия через подземные воды. Вследствие инертности гелия изменчивость его поля обусловливается почти исключительно сопротивлением среды его потоку, т.е. режимом и масштабами обменных процессов. На кривых глубинных зависимостей концентраций гелия в каждой скважине выделяют характерные точки [3], отражающие положение кровли диффузионного слоя и разделов между зонами конвекции и диффузии, и по совокупности найденных оценок восстанавливают пространственные очертания этих поверхностей. Контуры диффузионных зон и диффузионного слоя на картах опорных структурных поверхностей резервуаров есть проекции линий пересечения этих поверхностей с восстановленными поверхностями кровли пограничного слоя и разделов между зонами конвекции и диффузии. В осадочных толщах раздел между зонами конвекции и диффузии может быть выделен и по изменчивости поля концентраций метана, поскольку метан, так же как и гелий, непрерывно генерируется этими образованиями.

Изолинии КМ на структурной поверхности резервуара есть проекции ее сечения с соответствующими изоповерхностями КМ. Поле значений этого показателя восстанавливается по его оценкам, рассчитываемым для каждого горизонта испытания. Растворимость метана и его концентрация, соответствующая предельно достижимому пресыщению, оцениваются по справочным материалам и рассчитываются по формулам [3] на основе полученных при испытаниях оценок температуры, давления и минерализации. Расчет КМ осуществляется по сопоставлению измеренной в растворе концентрации метана с растворимостью и концентрацией пресыщения, как это описано ранее.

На сегодняшний день таких территорий, на которых в полном объеме были бы проведены полевые исследования описанного типа, не существует. По необходимости в обработку могут быть вовлечены спорадически разбросанные по территории и разрезу единичные результаты опробования, выполненные в разные годы, как правило, с неизвестной точностью. Возможность использования этих результатов для решения сформулированных задач определяется закономерным характером изменчивости исследуемых признаков. С учетом этого обстоятельства разработан алгоритм обработки и интерпретации данных гидрогеологических и гидрохимических исследований, в котором наряду с обычными интерполяционными операциями предусмотрены специальные приемы восстановления глубинных зависимостей концентраций гелия, метана, температуры, минерализации и плотности в скважинах опробования на основе анализа генерализованных глубинных зависимостей этих характеристик. Последние представляют собой сведенные на один чертеж результаты всех измерений в зависимости от глубины отбора пробы признака (концентрации гелия, метана, плотности и т.д.) на территории работ. В каждом из полученных таким образом массивов выделяются левая и правая ограничивающие кривые, а в поле гелия для каждой из этих кривых находятся отметки кровли пограничного слоя и раздела между конвективной и диффузионной зонами [3, 4]. Глубинные зависимости в скважинах опробования рассчитываются с учетом положения измеренного значения характеристики относительно ограничивающих кривых. Найденная таким образом глубинная зависимость концентраций гелия используется для получения оценок отметок кровли диффузионного слоя и раздела между зонами конвекции и диффузии в данной скважине. В этой операции учитываются оценки этих отметок по левой и правой ограничивающим кривым. С помощью остальных глубинных зависимостей оцениваются значения соответствующих характеристик на опорных структурных поверхностях, по которым и рассчитываются значения КМ и избыточного давления. Все операции выполняются специальным программным комплексом, ориентированным на ПЭВМ серии IВМ. Построение схем изолиний анализируемых признаков производилось с помощью методики ФИТ (фильтрации, интерполяции, трансформации) В.И. Аронова [I].

Исходные материалы представлены результатами опробования водоносных горизонтов отложений Прикаспийской впадины и прилегающих структур, полученными различными исследователями в 50-80 годы: В.П. Якуцени, Н.И. Ворониным, А.С. Зингером, Г.И. Тимофеевым, Л.М. Зорькиным, Л.А. Евстифеевой, Л.Д. Тальновой. Эти данные крайне неравномерно распределены по территории и разрезу и характеризуются невысокой плотностью (рис. 1 и рис.2).

В надсолевом комплексе Прикаспийской впадины выделены третичный, меловой, юрский и триасовый резервуары и для подошв каждого из них выполнены перечисленные построения. В качестве примера на рис. 1 представлена структурная карта подошвы меловых отложений в Прикаспийской впадине, на которую вынесены контуры зон с различным режимом обмена, области положительных значении КМ, узлы формирования (удерживания) избыточного давления и полости его релаксирования. Карта построена исключительно по материалам скважин опробования. Проекция контура зоны диффузионного обмена по подошве меловых отложений представлена двумя разобщенными участками различных размеров сложных овалообразных очертаний. Зона положительных значений КМ также состоит из двух крупных участков со сложными ограничивающими линиями. Зоны диффузионного обмена и положительных значений КМ в значительной степени перекрываются. Узлы избыточного давления в пределах рассматриваемой поверхности проецируются отдельными пятнами. Большая часть этих пятен локализуется вдоль контура, ограничивающего диффузионные зоны, либо непосредственно в пределах этих зон. Система полос релаксирования образует узел ветвления в центральной части впадины и обрамляется общей линией разгрузки, примерно согласующейся с ее контуром. В юрском и триасовом комплексах площади распространения условий диффузионного обмена и фазовой нестабильности увеличиваются, а проекции узлов избыточного давления, в значительной мере сохраняя области локализации, несколько меняют свои очертания и увеличивают размеры. Дополнительная зона положительных КМ и узел избыточного давления вдоль подошвы триасовых отложений отмечаются в северо-восточной части планшета в районе Карачаганакской площади. Системы полос релаксирования в третичном, меловом и юрском резервуарах носят унаследованный характер, совпадает положение отдельных полос и узлов ветвления и лишь несколько смещается ближе к контуру впадины обрамляющая полоса с увеличением возраста отложений.

Анализ приуроченности известных залежей нефти и газа в надсолевых отложениях Прикаспийской впадины и в комплексах ближайшего обрамления к градациям изучаемых признаков (режим обмена, насыщенность растворов метаном, избыточное давление) показал следующее. К категории абсолютно бесперспективных относятся части выполнения в пределах конвективных зон. Частотности встречи залежей в пограничном слое и диффузионной зоне оказались сопоставимыми (0,19; 0,24 соответственно), что не вполне согласуется с теоретическими представлениями и известным опытом. Это обстоятельство может рассматриваться как косвенный признак невысокой надежности разделения подземных вод по режиму обменных процессов. В области положительных значений КМ частотность встречи оказалась более 0,70, в градациях отрицательных КМ частотности невстречи намного превосходят частотности встречи. В распределениях избыточного давления выделяется градация 2-4 МПа, в пределах которой доля удачных попаданий составила 80%. Апостериорные вероятности (АВ) обнаружения залежей в исследуемых резервуарах были рассчитаны на основе полученных распределений частностей по градациям по формуле Бейеса. На рис. 2 представлена схема распределения АВ по подошве мелового резервуара. Прежде всего выделяется крупная единая зона умеренных перспектив (АВ > 0,4) линейного характера северо-западного - юго-восточного простирания, занимающая в основном восточную часть впадины. Она включает в себя подзоны повышенных перспектив (0,6 < АВ < < 0,8), вытянутые в том же направлении, в пределах которых находятся уже более изометричные пятна высоких перспектив (АВ > 0,8). Пятна этой цепочки по приуроченности к соответствующим площадям последовательно с северо-запада на юго-восток могут быть названы Таловско-Куриловской, Порт-Артурско-Пятимарской, Аукетайчагыльской, Тажигалинской и Мунайлинской зонами. Западным ответвлением крупной линейной области является узкая подзона повышенных перспектив (0,6 < АВ < 0,8), включающая Казталовскую, Акобскую и Зареченскую площади. Западней рассмотренной крупной линейной зоны выделяются четыре отдельных сублинейных пятна, оконтуриваемых изолинией 0,8. Самое северное из этих пятен приурочено к западному бортовому уступу впадины в полосе, охватывающей Литовскую и Уметовскую площади. Два других локализованы вблизи южной границы впадины. Одно из них (восточное) примыкает к северному склону Астраханского свода и протягивается от него по падению моноклинали. Второе (западное) также формирует линейную зону близмеридионального простирания, вытянувшуюся по падению моноклинали вблизи сочленения юго-западной и западной границ впадины. Самое южное из пятен локализовано в пределах вала Карпинского и прилегающих структур. В распределениях АВ вдоль структурных поверхностей юрского и триасового резервуаров зоны высоких перспектив также представлены отдельными пятнами небольших размеров, часть из которых (Казталовская, Чапаевская, Бугринская, Тажигалинская, Мунайлинская и др.) занимает примерно те же площади, что и соответствующие зоны мелового резервуара, несколько отличаясь от них размерами и формой, другая часть (например, Карачаганакская в триасовом) в вышележащих резервуарах не оконтуривается.

Выполненный анализ показал, что перспективные земли в надсолевых резервуарах впадины занимают малую часть общей площади распространения соответствующих отложений и не контролируются ни тектоническими, ни стратиграфическими, ни литолого-фациальными особенностями разрезов, т.е. в целом перспективы нефтегазоносности надсолевого комплекса можно считать невысокими. Наиболее вероятная причина этого - интенсивное развитие дренирующей сети. Следствием такого развития является, во-первых, разбиение части осадков, продуцирующей углеводороды, на небольшие блоки, что обусловливает резкое ограничение масштабов углеводородонакопления в их пределах, и, во-вторых, благоприятные условия разгрузки образующегося газа через дренирующие полости. Наглядно это положение иллюстрируется построениями на рис. 3, где представлен разрез, секущий отложения впадины в юго-западной ее части в близмеридиональном направлении (площади Шунга, Бугринская, Халганская, Долгожданная, Высоковская, Эджинская, Промысловская, Каспийская), охватывающий Астраханский свод и Промыслово-Цубукскую зону вала Карпинского. В плоскости разреза построены схемы изолиний полей концентраций метана, азота и диоксида углерода и поля избыточного давления (данных по гелию и сероводороду оказалось недостаточно для подобных построений). На рис. 3 представлены изоконцентрации метана, выделены зоны метанообразования, ассоциируемые с областями диффузионного обмена, и область диффузионного слоя, вынесены контуры зон образования азота и диоксида углерода и области формирования избыточного давления. Как следует из представленных построений, раздел между диффузионной и конвективной зонами в изучаемой части впадины погружается на большие глубины, достигающие 4000 м. Кроме того, в пограничном слое "подвешены" линзы диффузионного обмена ограниченных размеров. В северной части профиля плоскостью разреза подсечено одно такое линейное "диффузионное тело" близширотного простирания, охватывающее части меловых, юрских и триасовых отложений, включая продуктивные горизонты на Чапаевской, Царынской, Бугринской и других площадях, южней - в районе Высоковской площади - другое, распространяющееся, по-видимому, на Бешкульскую и Беркультинскую площади. Зона азотообразования находится между этими диффузионными линзами и совпадает с областью активного потребления метана. Она является индикатором, видимо, узкого диапазона скоростей обмена в пограничном слое, которые обеспечивают достаточно глубокое развитие реакций разложения органического вещества в направлении освобождения азота. В этой же части разреза находится слабовыраженная область формирования избыточного давления (1,5 МПа в эпицентре). Такая ассоциация является признаком того, что интенсивность азотообразования в эпицентре зоны превосходит скорость его отвода, и в ее пределах происходит выделение газа (преимущественно азотного по составу) в собственную фазу. Последнее обстоятельство, по-видимому, сыграло существенную роль в формировании состава юрских залежей Халганского месторождения. Пространственное положение зон образования метана, диоксида углерода и зоны формирования избыточного давления в основании разреза практически совпадает. Концентрации метана, диоксида углерода (и сероводорода) вблизи эпицентра зоны высокие (1,47; 0,095; 0,85 соответственно), а избыточное давление достигает 20 МПа. Практически совпадает пространственное положение максимальных перепадов концентраций и избыточного давления, причем максимальное значение вертикального градиента избыточного давления достигает 0,025 МПа/м. Такое соотношение в изменчивостях полей дает основание заключить, что в рассматриваемой области идет интенсивный процесс естественных превращений с сопоставимыми выходами метана, диоксида углерода и сероводорода в продуктах реакций в практически недренируемой среде. Можно предположить, что отмечаемый сдвиг процесса в сторону продуцирования диоксида углерода и сероводорода есть результат сопряжения ряда факторов, из которых следует отметить преимущественно карбонатный состав разреза, очень высокие механические характеристики удерживающих пород, определенный температурный интервал. Однако основная роль в обусловленности наблюдаемой кинетики принадлежит, видимо, совмещению фильтрационного и молекулярного потоков на больших глубинах, что обеспечивает, с одной стороны, привнос в реакционную зону каких-то (видимо, кислородосодержащих) комплексов с требуемым расходом, с другой - отвод продуктов реакции (в частности, метана и диоксида углерода, что отражено в очень высоких градиентах их концентраций) с необходимой скоростью.

На рис. 3 пунктиром намечена сеть, составленная из осей локальных минимумов на схемах изолиний полей избыточных давлений, концентраций метана и диоксида углерода. Вероятно, она в той или иной степени представляет расположение осевых линий сечений проницаемых зон плоскостью разреза. В систему входят как круто-, так и пологопадающие зоны, обеспечивающие в совокупности проникновение фильтрационных потоков на столь большие глубины. Если в большинстве бассейнов явления такого рода развиты преимущественно по периферии, вдоль зон приложения максимальных сдвиговых напряжений, то в надсолевом комплексе осадочного выполнения Прикаспийской впадины они отмечаются повсеместно по всей территории его простирания. Конвективное обрамление есть достаточно общая характеристика всех бассейнов. Развитию конвективного обмена по периферии бассейнов способствуют, наряду со сдвиговыми напряжениями и тектонической переработкой пород в процессе их снятия, приуроченность к этим участкам максимальных градиентов депрессионной поверхности и широкая представленность в составе прибортовых отложений проводящих крупнозернистых мелководных фаций. Как следует из построений на рис. 1, в Прикаспийской впадине общее ее обрамление конвективной зоной (отмечаемое и линейной зоной минимумов поверхности раздела, построенной по распределениям концентраций гелия, и в схемах изолиний избыточного давления вдоль структурных поверхностей резервуаров) дополняется более мелкомасштабными контурами вдоль отдельных блоков диффузионного обмена, что, как это отмечалось, способствует резкому ограничению перспектив нефтегазоносности ее надсолевого комплекса.

1. Предлагаемая методика выделения перспективных на нефть и газ зон в осадочном выполнении бассейнов по результатам анализа естественных полей - наиболее прямой путь решения этой задачи, тесным образом связанный с диагностикой факторов, способствующих или непосредственно индуцирующих процессы формирования и развития залежей газа и нефти. Особенно эффективной она может быть в таких сложнопостроенных образованиях, как надсолевой комплекс Прикаспийской впадины, где отсутствует или не выражен сколько-нибудь четко тектонический, стратиграфический или литолого-фациальный контроль за положением такого рода зон.

2. Размещение зон азотообразования, образования диоксида углерода и сероводорода связано со специфическими интенсивностями обмена, как правило, характерными для различных частей диффузионных слоев или приграничных участков диффузионных зон. Соответственно разрешимой задачей в рамках развиваемой методики является прогнозирование зон образования отмеченных компонентов и газовых скоплений, состоящих преимущественно из них или содержащих их в значительных концентрациях.

3. Решение сформулированных задач возможно на основе систематического опробования водоносных комплексов. Выполнение этих операций должно стать обязательным элементом всех стадий поискового бурения.

1. Аронов В.И. Методы построения геолого-геофизических карт и геометризация месторождений нефти и газа на ЭВМ. - М.: Недра, 1990.
2. Иванов В.В., Антоненко Е.Ф., Обухова С.Н. Поля газонасыщенности и избыточных давлений в осадочных толщах//Сов. геология. - 1990. - № 1. - С. 11-20:
3. Иванов В.В., Обухова С.Н. физические основы разделения осадочного выполнения бассейнов для оценки перспектив нефтегазоносности//Сов. геология. - 1987. - №9.-С. 34-43.
4. Обработка и интерпретация геолого-геохимической информации при поисках залежей нефти и газа/В.А. Ванюшин, В.В. Иванов, В.А. Сиротюк и др. - М.: Недра, 1987.

Possibility of hydrogeololgical and hydrochemical indicators use is shown for forecast estimation of the Earth depths oil and gas content

1 - зоны диффузионного обмена; 2 - пограничный слой; 3 - зоны конвективного обмена. 4 - зоны положительных КМ; 5 зоны формирования избыточного давления; 6 - стратоизогипсы; 7 - оси полостей дренирования; 8 . скважины опробования

Шкала АП: 1 - < 0,2; 2 - 0,2-0,4; 3 - 0,4-0,6; 4 - 0.6-0,8; 5 > 0,8; 6 - стратоизогипсы подошвы мела; 7 -скважины опробования

1- диффузионные зоны (зоны метанообразования); 2 - пограничный слой; 3 - зоны образования азота; 4 - зоны образования диоксида углерода; 5 -зоны формирования избыточного давления; 6 - изоконцентрации метана; 7 - оси полостей дренирования; 8 - стратиграфические разделы