CC BY
26
УДК 550.8.052
Гидрогеодинамический режим артезианских бассейнов и связь с нефтеносностью отложений
А. Т. Колотухин, М. П. Логинова
Колотухин Анатолий Трофимович, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н. Г. Чернышевского, mp.loginova@mail.ru
Логинова Марина Павловна, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н. Г. Чернышевского, mp.loginova@mail.ru
Гидрогеодинамические исследования нефтегазоводоносных комплексов известных провинций позволяют прогнозировать зоны гидрогеологической раскрытости недр и физические свойства нефтей ожидаемых залежей.
Ключевые слова: гидрогеодинамические условия, нефтегазо-водоносные комплексы, сохранность залежей, плотность нефти.
Hydrogeodynamic Mode of Artesian Pools and Connection with Oil Content in Sediments
А. T. Kolotukhin, M. P. Loginova
Anatoly T. Kolotukhin, https://orcid.org/0000-0001-9247-864X, Saratov State University, 83 Astrakhanskaya St., Saratov 410012, Russia, mp.loginova@mail.ru
Marina P. Loginova, https://orcid.org/0000-0003-2044-8040, Saratov State University, 83 Astrakhanskaya St., Saratov 410012, Russia, mp.loginova@mail.ru
Hydrogeodynamic research of oil-gas-and-water complexes of well-known provinces allow to forecast the zones of hydrogeological opening of bowels of the earth and physical properties of oils of the expected beds.
Key words: hydrogeodynamic conditions, oil-gas-and-water complexes, safety of beds, density of oil.
DOI: https://doi.org/10.18500/1819-7663-2019-19-3-191 -195
Гидрогеологические (артезианские) бассейны могут содержать в своих недрах залежи нефти и газа. В этом случае их можно отождествлять с нефтегазоносными бассейнами, а комплексы отложений с залежами углеводородов являются нефтегазоводоносными комплексами, т. е. представляют собой единые гидродинамические системы. Гидрогеологические (гидрогеодина-мические) условия могут приобретать основное значение в процессах аккумуляции нефти и газа, при разрушении и сохранении залежей, а также при прогнозе физических свойств (плотности) нефтей с целью планирования технологических процессов разработки и переработки.
К гидрогеодинамическим критериям нефте-газоносности относятся показатели процессов водообмена и гидрогеологическая «закрытость» недр, величина пьезометрических напоров, скорость движения подземных вод, распределение пьезомаксимумов и пьезоминимумов и др. [1].
По мнению Н. К. Игнатовича [2], для формирования углеводородных скоплений наиболее благоприятным является такой гидрогеодинами-ческий режим, который при наличии структур и тектонических нарушений на определенном этапе гидрогеологической истории характеризуется активной циркуляцией вод в условиях хорошей закрытости недр.
В зоне свободного водообмена промышленные залежи нефти и газа (в традиционном виде), как правило, не встречаются, но широко представлены твердые нафтиды, битуминозные пески (месторождение Атабаска - Западно-Канадский бассейн; Оринокский пояс тяжелых нефтей - Оринокский бассейн), высоковязкие и сверхтяжелые нефти (Ярегское, Усинское и другие месторождения Тимано-Печорской провинции; Альшачинское, Мордово-Кармальское и другие месторождения Татарии), жидкие окисленные нефти высокой плотности.
Наиболее крупные скопления нефти и газа связаны с зоной затрудненной циркуляции подземных вод, расположенной ниже зоны свободного водообмена. Именно нижние гидрогеодинамиче-ские зоны, отличающиеся большой мощностью вмещающих и перекрывающих отложений, низкой скоростью движения, затрудненным и застойным гидрогеодинамическим режимом, являются благоприятными для сохранения залежей углеводородов. Эта закономерность отмечалась для разных территорий А. И. Силиным-Бикчуриным [3], В. Н. Корценштейном [4], Я. А. Ходжакулие-вым [5], Г. П. Якобсоном [6], В. Г. Поповым [7] и другими авторами.
Движение вод в нижних гидродинамических зонах характеризуется малой скоростью. По мнению В. В. Колодия [8], для платформенных водонапорных (нефтегазоносных) бассейнов скорость движения подземных рассолов составляет п х 10-1 - п х 10-2 см/год. Скорость движения рассолов в девонских горизонтах центральной части Волго-Уральского бассейна по расчетам В. В. Ягодина [9] составляет около 10 см/год. Близкие значения (0,01-0,1 м/год) получены и другими авторами.
© Колотухин Л. Т., Логинова М. П., 2019
Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2019. Т. 19, вып. 3
В результате региональных обобщений по вопросам движения подземных вод [5-7, 10] сложились основные представления относительно источников создания напора в пластовой системе. Одним из источников напора в бассейне является инфильтрация вод с поверхности. В возникновении другого элизионного источника играют роль процессы отжатия вод в пределах прогибающихся частей бассейна в результате уплотнения пород. Решающей причиной движения пластовых вод является перепад напоров (давлений). Он возникает как при погружении глинистых толщ, сопровождающемся вытеснением межслоевых вод в коллекторы под действием геостатической нагрузки, так и в результате повышения напора за счет инфильтрации в области выхода на поверхность пород водоносных комплексов. Отличающееся в том и другом случае повышенное давление передается всей водонапорной системе комплекса. Это перераспределение напоров обусловливает движение (фильтрацию) подземных вод по пласту, их разгрузку по тектоническим нарушениям, а иногда и через водоупоры [5, 11].
Важным гидрогеодинамическим показателем нефтегазоносности недр являются пьезометрические аномалии, которые выражаются в локальном понижении и повышении напора подземных вод (пьезоминимумах и пьезомаксимумах). К пье-зоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены зоны нефте-газонакопления. К настоящему времени роль пьезоминимумов в формировании скоплений УВ и их поисковое значение установлены в ряде нефтегазоносных бассейнов (провинций). Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции В. А. Кудряковым [11], В. А. Кротовой [12] также показана связь размещения залежей нефти и газа с глубинными гидрогеодинамическими аномалиями.
С формированием и динамикой палеозойских рассолов Волго-Уральского артезианского бассейна связано сохранение и разрушение нефтяных и газовых месторождений. Залежи нефти и газа тяготеют к районам максимального прогибания, которое происходило на протяжении тектонического развития. Это свидетельствует о связи нефтегазонакопления, сохранения и размещения залежей углеводородов с седи-ментогенными водами и элизионными этапами гидрогеологических циклов. Именно на элизи-онных этапах имели место преимущественно первичная миграция нефти, газа и накопление углеводородов в залежах.
На участках «гидрогеологических окон» или близкого залегания нефтегазоводоносных горизонтов к дневной поверхности отмечается качественное изменение свойств нефтей, обусловленное активным влиянием инфильтрационных вод.
Связь современного гидрогеодинамического режима с особенностями нефтегазоносности основных нефтегазоносных комплексов палеозоя
наглядно прослеживается на примере Волго-Уральского артезианского бассейна.
Волго-Уральский артезианский бассейн в основном территориально совпадает с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией. Мощность осадочного чехла изменяется от 1-1,5 км на сводах до 3-6 км в прогибах и впадинах.
С целью оценки степени «закрытости» палеозойских отложений юго-востока Волго-Уральско-го артезианского бассейна и их благоприятности для сохранения залежей углеводородов исследовались эйфельско-нижнефранский и среднекамен-ноугольно-нижнепермский нефтегазоводоносные комплексы.
При построении схематической карты приведенных напоров эйфельско-нижнефранского комплекса использовались отметки, рассчитанные по методике А. И. Силина-Бекчурина относительно плоскости сравнения -2000 м [13]. Выявленные участки максимальных и минимальных приведенных напоров позволяют определить направление потенциального движения подземных вод, а также выделить пьезоминимумы и пьезомаксимумы.
Гидрогеодинамический режим эйфельско-нижнефранского нефтегазоводоносного комплекса характеризуется общим снижением пьезометрических напоров с северо-востока на запад, юго-запад и юг (рисунок, а). Максимальное значение приведенных напоров (393 м) отмечается только на небольшом участке юго-восточного окончания Южно-Татарского свода (участок Ефремовско-Зыковского месторождения). Центральную часть изучаемой территории занимает зона с умеренными напорами - от 340 до 320 м. Пьезометрическая поверхность в центральной части является относительно сглаженной, гидроизопьезы располагаются параллельно. В районе Жигулевского, Зольненского месторождений (северо-западная часть территории) напоры составляют 343-340 м. На западе Бузулукской впадины отмечается зона относительного пьезометрического максимума, который заливообразно вытянут в центральную часть впадины (в районе Могутовского месторождения - 365 м). В северном и южном направлениях от зоны повышенных пьезометрических напоров отмечается снижение значений напоров, в северном направлении характер изменения более плавный. В северной части Бузулукской впадины (район Кирюшкинского месторождения) выделяется небольшой пьезоминимум (337 м). В южном направлении от зоны пьезомаксимума отмечается более резкое снижение пьезометрических напоров - от 350 м до 300 м и менее. Минимальные напоры (280-275 м) характерны для центральной части Бузулукской впадины (район Южно-Первомайского, Западно-Степного месторождений) и Восточно-Оренбургского валообразного поднятия.
В эйфельско-нижнефранском комплексе по площади его развития перепад напоров не превышает 100 м (рисунок, а). Участок, оконту-
ренный гидроизопьезой 340 м, является участком локальной внутрипластовой разгрузки вод комплекса и может, вероятно, расцениваться как потенциальная зона современной аккумуляции углеводородов. Северо-восточная и северо-западная зоны повышенных приведенных напоров в контуре гидроизопьез, соответственно 380 м и 350 м, - зоны возможного внутрипластового питания комплекса, т. е. эти участки являются гидрогеологически раскрытыми (гидрогеологические окна). Это находит подтверждение и в качественных характеристиках выявленных залежей. Нефти характеризуются как тяжелые с удельной плотностью р = 0,876-0,88 г/см3 и более (месторождения Яблоневый Овраг, Чубовское, Красноярское, Султангулово-Заглядинское, Дем-ское и др.).
В целом же комплекс характеризуется весьма затрудненным водообменном, незначительным перепадом приведенных пьезометрических напоров. Открытые очаги разгрузки для девонских водоносных комплексов в пределах Волго-Ураль -ского бассейна не известны. Приведенные данные характеризуют гидрогеодинамические условия комплекса как благоприятные для сохранения залежей углеводородов.
При построении схематической карты для среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса использовались пьезометрические напоры, рассчитанные по методике В. М. Шестакова на плоскость сравнения - 574 м [14].
Пьезометрические напоры комплекса меняются от 900 до 550 м (рисунок, б). Максимальные значения напоров характерны для северной и центральной частей Восточно-Оренбургского валообразного поднятия (в районе Колганского месторождения - 971 м). Минимальные напоры отмечены на Соль-Илецком выступе, в центральной части Бузулукской впадины, в западной части Предуральского прогиба и составляют 573-594 м (Ероховское и Раздольское месторождения). Перепад напоров по площади развития комплекса составляет 350 м. Наиболее интенсивное их снижение отмечается в пределах Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и в меньшей степени в Бузулукской впадине.
Пьезоминимум, оконтуренный гидроизопье-зой 650 м, отмечен в пределах южного окончания Южно-Татарского свода и северного борта Бузулукской впадины. Здесь напоры снижаются от 650 до 550 м.
В пределах Восточно-Оренбургского вало-образного поднятия снижение напоров происходит к югу, юго-востоку и юго-западу, в Бузулук-ской впадине - с северо-запада и северо-востока к югу и юго-западу. На севере впадины в зоне локального пьезоминимума снижение напоров носит обратный характер.
Среднекаменноугольно-нижнепермский нефтегазоводоносный комплекс отличается от вышеописанного более активным гидрогеодина-
мическим режимом. Снижение напоров подземного потока имеет южную, юго-западную и юго-восточную направленность, диапазон изменения напоров существенно растет и составляет 350 м (см. рисунок, б).
Гидрогеодинамическая схема среднека-менноугольно-нижнепермского комплекса согласуется с гидрогеологической зональностью, выявленной в целом для Волго-Уральской антеклизы. Зона гипергенеза захватывает пермские горизонты выше кунгурской сульфатно-галогенной толщи, частично нижнепермские и верхнекаменноугольные пласты, а также развита на участках, где мощность этой толщи сокращается (южное окончание Южно-Татарского свода, северо-западная часть Бузулукской впадины), что влияет на качественные характеристики углеводородных флюидов.
Таким образом, для исследуемых комплексов характерно общее снижение приведенных напоров с севера - северо-востока на юг и юго-запад. Главной областью инфильтрационного питания исследуемой территории является Южно-Татарский свод. Инфильтрационное влияние Урала не прослеживается. На фоне общей направленности снижения напоров выделяются отдельные пьезо-минимумы и пьезомаксимумы, которые являются локальными участками внутрипластовых перетоков. (Скрытые очаги разгрузки палеозойских водоносных комплексов развиты по всей площади Волго-Уральского бассейна.)
Гидрогеодинамические условия эйфельско-нижнефранского комплекса являются в целом благоприятными для сохранения залежей углеводородов, за исключением северо-восточной части и узкой полосы на западе изучаемой территории. Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс характеризуется менее благоприятными гидрогеодинамическими условиями, особенно на участках, где отсутствуют гидрохимические толщи кунгурского и казанского возраста либо отмечается их незначительная мощность. На отдельных участках (гидрогеологические окна) на юге Южно-Татарского свода, на западе Бузулукской впадины отмечается взаимосвязь повышенных пьезометрических напоров и ухудшения качественных характеристик нефтей (плотность, вязкость и др.).
Прогноз физических свойств УВ (в частности, плотности, вязкости нефтей) в современных условиях поиска и освоения месторождений нефти необходим не только для расчета технологических процессов, но и для экономического планирования, поскольку плотность нефти - одна из основных ее качественных характеристик. Разработка и переработка тяжелых нефтей, содержащих значительную долю смолисто-асфальтеновых примесей, является ресурсно-затратной, но при этом стоимость тяжелых сортов нефтей существенно ниже легких. Представленные гидрогео-динамические схемы (см. рисунок) позволяют
Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2019. Т. 19, вып. 3
Условные обозначения:
Тектонические элементы:
- границы крупнейших м, \ft-l ~ а) административная граница
I-1 тектонических элементов " ^ б) государственная граница
границы крупных ^ тектонических элементов
и - нижнепермский бортовой уступ 11 Прикаспийской мегавпадины
I у -I - изолинии приведённых ^-1 напоров
| - направление движения —I фильтрационного потока
Схематические карты приведенных напоров: а - эйфельско-нижнефранского комплекса; б - среднекаменноугольно-нижнепермского комплекса
прогнозировать не только гидрогеологические условия нахождения залежей, но и качественные характеристики нефтей при проведении поисково-разведочных работ в нефтегазоносных провинциях.
Библиографический список
1. Зорькин Л. М., СубботаМ. И., СтадникЕ. В. Нефте-газопоисковая гидрогеология. М. : Недра, 1982. 216 с.
2. ИгнатовичН. К. О региональных гидрогеологических закономерностях в связи с оценкой условий нефтеносности // Советская геология. 1945. № 6. С. 69-72.
3. Силин-Бекчурин А. И. Динамика подземных вод. М. : Издательство Московского университета, 1958. 258 с.
4. КорценштейнВ. Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М. : Недра, 1976. 309 с.
5. Ходжакулиев Я. А. Основные черты современной региональной гидрогеологии нефтегазоносных районов Запада Средней Азии. М. : Издательство Московского университета, 1966. 126 с.
6. Якобсон Г. П. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазовых месторождений. М. : Недра, 1973. 268 с.
7. Попов В. Г. Гидрогеохимия и гидрогеодинамика Пред-уралья. М. : Наука, 1985. 277 с.
8. КолодийВ. В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере юга СССР). Киев : Наукова думка, 1983. 248 с.
9. Ягодин В. В. Возможность выявления гидродинамических ловушек нефти и газа в южной части Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. 1980. № 4. С. 47-50.
10. Роговская Н. В., Соколовский Л. Г. О некоторых гидродинамических закономерностях мезозойских отложений центральных и западных районов Туранской плиты // Советская геология. 1972. № 8. С. 23-35.
11. Кудряков В. А. Гидрогеологические факторы, влияющие на формирование нефтяных и газовых месторождений // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М. : ВИЭМС, 1974. 45 с.
12. КротоваВ. А. Роль зон разгрузки подземных вод в формировании углеводородных скоплений и их нефтепоисковое значение // Советская геология. 1966. № 3. С. 97-105.
13. БарсЕ. А., Зайдельсон М. И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. М. : Недра, 1973. 280 с.
14. Питьева К. Е. Подземные воды палеозоя Северного Прикаспия. М. : Издательство Московского университета, 1971. 356 с.
Образец для цитирования:
Колотухин А. Т., ЛогиноваМ. П. Гидрогеодинамический режим артезианских бассейнов и связь с нефтеносностью отложений // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2019. Т. 19, вып. 3. С. 191-195. DOI: https://doi.org/10.18500/1819-7663-2019-19-3-191-195
Cite this article as:
Kolotukhin А. T., Loginova M. P. Hydrogeodynamic Mode of Artesian Pools and Connection with Containing Oil of Sedimentations. Izv. Saratov Univ. (N. S.), Ser. Earth Sciences, 2019, vol. 19, iss. 3, рр. 191-195 (in Russian). DOI: https://doi. org/10.18500/1819-7663-2019-19-3-191-195
