Статья в журналеБесплатный доступ
Эффективность применения химико-органических показателей нефтегазоносности в различных гидрогеологических условиях (на примере месторождения Северный Майманак)
- Institute of Geology and Exploration of Oil and Gas Fields (IGIRNIGM), Tashkent, Uzbekistan
- Tashkent State Technical University, Tashkent, Uzbekistan
Ключевые данные
- Пластовая температура в XVIII горизонте: 92–94 °C на глубине 2 455–2 477 м; 98 °C на глубине 2 446 м; 97–104 °C на глубине 2 455–2 584 м.
- Геотермический градиент в юрском разрезе — 2,72–4,23 °C/100 м (геотермическая ступень 36,80–23,6 м/°C); в газовой части разреза в своде — 2,29–2,56 °C/100 м (43,5–39,0 м/°C).
- Средняя пластовая температура — 95 °C в средней части газоконденсатной залежи и 95,5 °C на отметке ГВК.
- Воды XVIII горизонта: минерализация 136,41–176,62 г/л; хлор — 83,77–108,58 г/л, щелочные металлы — 41,65–55,01 г/л, кальций — 8,72–11,12 г/л; окись бора — 469,0 мг/л; pH — 6,0–6,7.
- rNa/rCl — 0,77–0,79; rSO₄/rCl — 0,002–0,004.
- Приведенные напоры: 480–508,6 м (скв. 3) и 452,4 м (скв. 1) со снижением до 390,9–424,8 м (скв. 7 и 8); градиент — 27–30 м/км на северо-востоке, 40–45 м/км на юго-западе.
- Растворенные газы — 972–1 080 см³/л, метан — 91,61–95,89%; коэффициент газонасыщенности — 0,51–0,58.
- Газоводяной контакт — на отметках −2 129, −2 134, −2 133 и −2 142 м в скважинах 1, 2, 4 и 10.
Аннотация
The effectiveness of the application of chemical-organic indicators of oil and gas content in various hydrogeological conditions considered on the example of the North Maimanak field. The presence of water-dissolved organic matter (WDM) in the groundwater of sedimentation basins inextricably linked with the organic matter of the rocks. In the geological history of sedimentary basins, the existence of WDM in formation waters usually occurs in the process of formation, migration of hydrocarbons, formation of accumulations and their subsequent destruction. Thus, geochemical processes in the «water-rock» system turn out to be, in a way, direct indicators of the presence of hydrocarbon deposits. Therefore, data on the composition and concentration of individual groups of WDM in groundwater (naphthenic acids, phenols, benzenes, organic carbon, water-dissolved gases, etc.) are successfully used as direct search indicators of hydrocarbon accumulations, i.e., the halo effect of a gas condensate deposit is confidently traced by the contents of these components. Thus, it is possible to use organic-gas-hydrochemical parameters in assessing the oil and gas content of individual local structures, areas, and, probably, regions based on the results of testing the first exploration wells.
Англоязычная аннотация взята из PDF-файла номера журнала. Авторская аннотация воспроизводится на условиях лицензии . Аннотация дана на английском языке.
Простыми словами
Статья написана с позиций нефтегазовой геологии: авторы оценивают, насколько надежно водорастворенные органические вещества и газы пластовых вод указывают на залежи углеводородов. Объект проверки — месторождение Северный Майманак на южном склоне Мубарекского поднятия Бухаро-Хивинского региона. Это брахиантиклиналь северо-восточного простирания размером 6 × 3 км и амплитудой 140 м по изогипсе −1 880 м кровли верхнеюрской карбонатной формации. Газоконденсатная залежь приурочена к XVIII горизонту юрской терригенной формации; газоводяной контакт (ГВК) — на абсолютных отметках от −2 129 до −2 142 м.
Воды XVIII горизонта — крепкие рассолы хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 136,41–176,62 г/л, растущей с юга на север. В составе преобладают хлор (83,77–108,58 г/л) и щелочные металлы (41,65–55,01 г/л); сульфатность очень низкая, pH — 6,0–6,7. Приведенные пьезометрические напоры снижаются от 480–508,6 м (скв. 3) и 452,4 м (скв. 1) до 390,9–424,8 м (скв. 7 и 8), что указывает направление движения подземных вод. Градиент падения напоров — 27–30 м/км на северо-востоке месторождения и до 40–45 м/км на юго-западе.
Пластовые температуры в горизонте растут от центральной части структуры к крыльям: от 92–94 °C на глубине 2 455–2 477 м до 98 °C на глубине 2 446 м на юго-западе и до 97–104 °C на глубине 2 455–2 584 м на северо-востоке. Геотермический градиент в юрском разрезе — от 2,72 до 4,23 °C на 100 м в зависимости от литологии. Минимальные значения, 2,29–2,56 °C на 100 м, отмечены в газовой части разреза в своде структуры; авторы объясняют это теплоизолирующим эффектом газоконденсатной залежи. Средняя пластовая температура в средней части залежи — 95 °C, на отметке ГВК — 95,5 °C.
Содержание водорастворенного органического углерода в 18 пробах — от 24,19 до 122,02 мг/л, максимальное — в центральной части структуры. Наиболее контрастно с удалением от ГВК меняются содержания нафтеновых кислот, летучих фенолов и бензола. В воде растворено 972–1 080 см³/л газа, преимущественно метана; больше всего — у ГВК. По газовому фактору ореол залежи прослеживается на 1 200 м по латерали и на 100 м по вертикали, по коэффициенту газонасыщенности — на 1 000 и 140 м. По выводу авторов, с залежами углеводородов связаны повышенные концентрации водорастворенного органического вещества, высокая газонасыщенность вод и отрицательная термоаномалия.
Рисунки (1)
Как цитировать
T. Kh. Shoimurotov, Sh. O. Gafurov and K. B. Yusupov (2023). Efficiency of application of chemical-organic indicators of oil and gas potentiality in various hydrogeological conditions (on the example of the Northern Maimanak field). Geologiya i mineral'nye resursy (Geology and Mineral Resources), No. 1, 2023, pp. 60–65. https://mridm.uz/en/assets/journal/pdf/1_2023.pdf