Гідродинамічні критерії

Основні положення визначення перспектив нафтогазоносності надр за гідродинамічними даними вперше були розроблені
М.К. Ігнатовичем (1945, 1950).

До основних гідродинамічних чинників, які зумовлюють вибір гідродинамічних критеріїв для оцінки регіональної нафтогазоносності надр відносяться умови поширення в просторі зон і областей утрудненого та інтенсивного водообміну і гідрогеологічного застійного режиму, а також ступінь промитості інфільтраційними водами відкладів окремих структурних поверхів у просторі та в часі тощо.

Гідрогеологічна зональність. Згідно з М.К. Ігнатовичем, у вертикальному розрізі осадових товщ виділяються три гідродинамічні зони:

– активного водообміну;

– утрудненої циркуляції;

– застійного водного режиму.

Перша гідродинамічна зона розміщується у сфері впливу сучасної гідрографічної мережі. Друга зона охоплює глибокі частини протічних артезіанських басейнів і на платформах досягає глибин до 500–600 м, а в складчастих областях – до 1000–2000 м. Третя гідродинамічна зона займає найглибші частини розрізу структур, але може простежуватися і неглибоко від поверхні землі (в гідрогеологічно закритих структурах). В практично застійних зонах швидкості підземних вод коливаються від часток сантиметра, рідше до перших сантиметрів за рік.

Скупчення нафти і газу переважно приурочені до зон застійного водного режиму, дуже рідко знаходяться в зоні утрудненої циркуляції і повністю відсутні в зоні активного водообміну. Чим більша товщина зони активного водообміну або чим ближче вона розташована до фундаменту, тим нижча перспектива нафтогазоносності району.

Гідрогеологічна закритість. Поняття “гідрогеологічна закритість структур” було введено М.К. Ігнатовичем (1945).
М.А. Гатальський (1954) вперше зробив спробу конкретизувати це поняття. З цією метою він запропонував використати відношення мінералізації води до глибини залягання досліджуваного горизонту. В.А. Кротова в 1956 р. для характеристики закритості структур використала бромний показник підземних вод, який визначається діленням вмісту брому в міліграмах на літр, помноженого на 100, на глибину залягання водоносного горизонту в метрах, а також величину хлор-бромного коефіцієнта.

Необхідно розрізняти регіональну і локальну гідрогеологічну закритість надр і структур. Регіональна гідрогеологічна закритість зумовлена наявністю регіональних водоупорів, локальна – локальних водоупорів.

Найбільш сприятливими у відношенні нафтогазоносності є ділянки територій, які характеризуються максимальними значеннями коефіцієнтів гідрогеологічної закритості.

Пластові тиски. Існує близько двадцяти гіпотез формування нормальних гідростатичних та аномальних тисків підземних вод, нафт і газів. Найбільш показовими щодо перспектив нафтогазоносності надр є аномально високі пластові тиски (АВПТ). Деякі дослідники (В.В. Колодій, 1981 та ін.) замість поняття “аномально високий пластовий тиск” пропонують вживати термін “надгідростатичний пластовий тиск” (НГПТ).

Деякі дослідники (М.К. Калінко, 1964) вважають, що основною причиною надгідростатичних тисків є утворення, міграція та акумуляція рідких та газоподібних вуглеводнів. Аномальне підвищення пластових тисків з глибиною розглядається як пошукова ознака на нафту і газ (А.Г. Дурмиш’ян, 1961).

У той же час, необхідно відзначити, що АВПТ відомі і у випадках відсутності скупчень нафти та газу. Так, наприклад,
Р.М. Новосілецький (1969) вказує на те, що максимально високі пластові тиски виявлені у водоносних горизонтах, а не в покладах нафти.

Згідно із замірами пластових тисків у зонах АВПТ Причорноморсько-Кримського регіону відзначається, що у всьому діапазоні виявлених значень АВПТ з коефіцієнтом аномальності (К_а) від 1,3 до 2,2 заходяться водоносні горизонти. Найбільш часто продуктивні горизонти (в 66 % випадків) приурочені до значень К_а 1,5–1,8. Значення К_а, що перевищують 1,9, в більшості є характерними для водоносних горизонтів або трапляються в поєднанні газу з водою.

Аналіз фактичного матеріалу з різних нафтогазоносних районів Східноєвропейської платформи показав, що нафтові поклади в палеозойських відкладах характеризуються значеннями відношення Р_пл/Р_гідр від 0,95 до 1,3, а в мезозойських відкладах – від 0,9 до 1,4, причому найчастіше значення для палеозойських відкладів 1,10–1,20 (69,5 % всіх вимірів), мезозойських – 1,0–1,15 (78,5 %). Частота появи певних значень відношення Р_пл/Р_гідр залежить від глибин залягання покладів нафти і газу. Якщо для глибин понад 2000 м (палеозойські відклади) основна маса визначень (95 %) зосереджена в інтервалі 1,05–1,20, то для глибин 0–500 м вона (92 %) зосереджена в інтервалі 1,10–1,25. За даними В.В. Колодія (1981) для нафтових родовищ існує зворотний зв’язок між ресурсами нафти в покладі і відношенням пластового тиску до гідростатичного.

З наведеного видно, що до оцінки перспективності тої чи іншої структури, на основі пластових тисків необхідно підходити дуже обережно.

П’єзометричні мінімуми. Формування локальних структур супроводжується частковим розвантаженням підземних вод через їх склепінні частини і тому по окремих горизонтах проведені ізобари мають замкнену форму, а їхні значення зменшуються від крил до склепіння. Це свідчить про наявність енергетичних передумов для радіального руху флюїдів до склепіння, що є сприятливим для локалізації нафти або газу, тобто поклади можуть бути приурочені до п’єзометричних мінімумів – осередків розвантаження підземних вод.

Величина нахилів ВНК і ГВК. Ця величина може бути у добре витриманих і однорідних колекторах прямим гідрогеологічним показником умов збереження покладів нафти і газу від механічного руйнування підземними водами. Збільшення швидкості підземного потоку, що омиває поклади нафти або газу, приводить до відриву окремих частинок нафти або газу та їх переносу в область розвантаження (рис. 3.5).

Згідно з розрахунками О.О. Карцева (1963) поклади нафти не можуть зберегтися, якщо a>5і, а поклади газу – якщо a>і (де a – кут падіння пластів на крилах склепінних пасток, і – нахил флюїдоконтакту).

Рис. 3.5 – Схема співвідношення нахилів пласта і флюїдоконтактів

Вимиванню покладів перешкоджає значна відстань між областями живлення і розвантаження в сукупності з невеликою різницею абсолютних позначок цих областей.

Необхідно відзначити, що величина сучасного нахилу ВНК або ГВК зумовлена не тільки фільтрацією підземних вод. Серед факторів, що формують поклади з негоризонтальними контактами, є:
1) недостатність гравітаційних сил для подолання опору в малорухомих зонах контактів; 2) низька фазова проникність нафти в порівнянні з водою, через що остання займає підвищені частини структури; 3) вплив палеотектоніки.

При гідродинамічних дослідженнях з метою оцінки перспектив нафтогазоносних басейнів доцільно відносити до числа позитивних ознак такі палеогідродинамічні показники:

1) переважання гідрогеологічної закритості надр на протязі окремих етапів геологічного розвитку артезіанського басейну або його частин;

2) швидке занурення водоносних горизонтів у минулі геологічні епохи в передгірських прогинах і значне їх занурення на платформах, що зумовлює перехід підземних вод із зони активного водообміну в зону застійного режиму та із окисної обстановки у відновну;

3) малі швидкості руху підземних вод, які не перевищують ті, при яких відбувається вимивання нафти чи газу водами;

4) наявність похованих джерел розвантаження підземних вод.

Висхідні рухи або вертикальні перетікання із нижніх водоносних комплексів у верхні зумовлюють переміщення вуглеводнів, розчинених у пластових водах, у припідняті ділянки басейнів. Тут вуглеводні на шляхах їх міграції натрапляють на пастки, де і формуються поклади нафти і газу. Тому виявлення регіональних і локальних областей розвантаження підземних вод має нафтогазопошукове значення.

На загальному регіональному гідродинамічному фоні області розвантаження пластових вод відмічаються зонами п’єзомінімумів. П’єзометричним мінімумам зазвичай відповідають гідрогеохімічні, геотермічні та інші аномалії. Утворення п’єзометричних мінімумів нерідко спостерігається над нафтовими і газовими покладами або поблизу до них.