CC BY
9УДК 551.2.03
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art35
ЭВОЛЮЦИЯ ГЛУБИННОГО ФЛЮИДА КАК ОСНОВА ПРОГНОЗА НЕФТЕНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА
Киреева Т.А., МГУ имени М.В. Ломоносова E-mail: ta_kireeva@mail.ru
Аннотация. Обосновывается вертикальная миграция нефтяных углеводородов (УВ) из фундамента в осадочный чехол в составе эндогенного флюида. Рассматриваются условия разделения глубинного флюида на нефтяную и водную составляющие, которая представлена маломинерализованными НСОз-Na водами и слабыми Cl-Na рассолами, а также гидрохимические последствия перемещения УВ в составе углекислого НСОз-Na раствора, с последующим поступлением Cl-Na раствора к поверхности фундамента и в низы осадочного чехла. Предлагается считать зоны гидрохимических инверсий в осадочном чехле поисковым признаком на наличие скоплений УВ в глубоких частях осадочного чехла и в фундаменте, а поступление рассолов из фундамента -отрицательным показателем его нефтеносности.
Ключевые слова: миграция углеводородов, глубинные гидрокарбонатно-натриевые воды, инверсионный разрез, рассолы, нефтеносность фундамента.
THE EVOLUTION OF A DEEP FLUID AS THE FUNDAMENTAL OF BASEMENT
OIL BEARING PREDICTION
Kireeva T.A., Lomonosov Moscow State University E-mail: ta_kireeva@mail.ru
Abstract. The vertical migration of petroleum hydrocarbons (HC) from the basement to the sedimentary cover as a part of endogenous fluid is substantiated. The conditions for the separation of deep fluid into oil and water components, which are represented by low-mineralized НСОз-Na waters and weak Cl-Na brines, are considered, as well as the hydrochemical consequences of the movement of hydrocarbons in the carbon dioxide HCO3-Na solution, followed by the addition of Cl-Na solution to the basement surface and in the bottoms of the sedimentary cover. It is proposed to consider the zones of hydrochemical inversions in the sedimentary cover as a prospective guide for the presence of hydrocarbon accumulations in the deep parts of the sedimentary cover and in the basement, and the intake of brines from the basement is a negative indicator of its oil content.
Материалы представлены в авторской редакции
1
Keywords: hydrocarbon migration, deep hydrocarbonate-sodium waters, inversion cross-section, brines, basement oil-bearing capacity.
Сложность проблемы прогноза нефтеносности глубокозалегающих, трещинных коллекторов приводит к большому числу малодебитных и «сухих» скважин, получаемых при разработке залежей в нижних частях осадочного разреза и в породах фундамента. В связи с этим, целью данной работы ставится выявление гидрохимических показателей наличия УВ залежей в глубоких частях нефтегазоносных бассейнов, которые прослеживаются в пластовых водах вышезалегающих отложений, а также гидрохимические характеристики вод фундамента, которые могут характеризовать его потенциальную нефтеносность.
В теоретической предпосылке прогноза будем исходить из того, что миграция УВ всегда происходит в среде газоводного флюида. Однако существующие представления о химическом составе этого флюида сильно различаются, в зависимости от того, какой точки зрения придерживаются исследователи в вопросе генезиса нефти: осадочно-миграционной или неорганической (глубинной) теории.
Согласно осадочно-миграционной теории перемещение «микронефти» должно происходить в составе отжимающихся поровых вод глинистых пород, которые по теоретическим представлениям и имеющимися опытным данным имеют солевой комплекс, представленный системой: С1^04-НС0з-№-М^-Са. Из опытов по отжиму поровых растворов глинистых пород известно, что они имеют Cl-Na-Ca-Mg состав очень близкий составу большинства глубоких пластовых рассолов.
Согласно представлениям о перемещении «микронефти» в составе глубинного эндогенного флюида, представляющего собой воду в надкритическом состоянии, насыщенную СО2, CnHm, Н2, N2, He, анионная часть солевого комплекса данной системы теоретически должна быть существенно гидрокарбонатной вследствие растворения СО2, т.к. прочие газы образуют с водой молекулярные растворы.
Ответ на вопрос о химическом составе глубинных растворов, в которых происходит перенос УВ, может дать изучение неорганических компонентов нефтей и, прежде всего, комплекса воднорастворимых солей. Сами нефти практически не способны растворять соли, поэтому присутствие последних в безводных нефтях обычно объясняется присутствием погребенных вод. Таким образом, состав воднорастворимых солей нефтей должен отражать как обстановку формирования «свободной» нефти, так и состав вод, в
которых осуществляется ее первичная (капельно-жидкая) миграция. По результатам многих тысяч анализов безводных нефтей различных регионов было установлено [1], что нефти, не ощущающие влияния законтурных рассольных вод, имеют в составе солевых вытяжек не более 40-54%-экв. С1-иона, отношение гё04/гС1 около 1, а гНСОз/гС1 в пределах 0,2-0,75. В то же время, в пластовых водах содержится обычно около 98%-экв. С1-иона, а отношения гё04/гС1 и гНСОз/гС1 составляют около 0,005. Аналогичные исследования солей безводных нефтей кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр (шельф Южного Вьетнама) показали, что их солевой комплекс является сульфатно-гидрокарбонатным или полностью гидрокарбонатным, с полным отсутствием С1-иона [2]. Данный анионный состав водной вытяжки совершенно необъясним с точки зрения поступления «микронефти» в коллектор в составе порового раствора, т.к. никакие катагенные процессы не могут полностью удалить из него С1-ион. Учитывая, что нефти фундамента месторождения Белый Тигр полностью безводны (водонефтяной контакт не был обнаружен, несмотря на то, что проходка по кристаллическим породам превышала 1,5 км), отсутствие хлоридов в нефтях фундамента месторождения Белый Тигр заставляет предположить, что флюид, содержащий «микронефть», при заполнении коллектора не контактировал ни с поровыми водами осадочных пород, ни с пластовыми водами, содержащими хлориды. Из анализа состава солевого комплекса нефтей разных регионов (Среднее Поволжье, Предкавказье, запад Восточно-Европейской платформы) следует что наиболее «карбонатные» нефти характерны для более молодых коллекторов, для нефтей, наиболее близких к фундаменту и для нефтей тектонически активных регионов. Можно предположить, что первичная нефть во всех рассмотренных случаях мигрировала снизу, от фундамента в составе газо-парового углекислого флюида. И чем длиннее был путь, пройденный УВ флюидом до мест скопления нефти, т.е. чем длительнее его контакт с осадочными породами и их поровыми водами, тем более хлоридным становился раствор.
Перемещение глубинного эндогенного флюида, должно сопровождаться его изменением по мере продвижения в более низкие Р-Т условия: однородная газо-водо-нефтяная смесь будет разделяться по плотности на газовую, нефтяную и водную фазы.
Изменение химического состава водной части глубинного флюида можно проследить по результатам изучения вулканических вод (газо-паровые выбросы вулканов и воды гейзеров). Установлено, что глубинный флюид при продвижении к поверхности разделяется на маломинерализованные SO4-HCOз-Na воды и более минерализованную
часть - С1-№ раствор, что связано с изменением химического состава растворов при снижении давления [3]. Вскипание высокотемпературных вод в разломных зонах при снижении давления и сохранении высокой температуры, сопровождается парообразованием и дегазацией. При этом компоненты вещественного состава гидротерм перераспределяются между паровой и жидкой фазами: в жидкой фазе возрастает концентрация солей. Конденсат пара, образующийся в верхних частях осадочного разреза, имеет низкую минерализацию (до 1 г/л) и НСОз-№ или S04-НС0з-Na состав, что связано с его обогащением растворенными газами (преимущественно СО2 и SO2+SOз). О составе же глубинного раствора можно судить по составу так называемых перегретых (температура на выходе >100оС) С1-№ терм вулканических областей. Эти воды, которые большинством исследователей [3, 4, 5] признаются как наименее измененные, полнее всего отражающие особенности глубинного флюида, отторгающегося при дегазации кристаллизующихся на глубине магматических тел (или мантии?), представляют собой слабый (М<2-8 г/л) С1-№ раствор (содержание №С1 до 95-98%-экв.). В газах преобладают N2 и СО2, присутствуют H2S, Н2 и углеводородные газы. Характерны высокие концентрации Si, В, К, Li, Cs, Rb, As, Sb и др.
Следовательно, при перемещении глубинного флюида из фундамента в осадочный чехол должна формироваться последовательность (сверху вниз): газ - нефть -маломинерализованные НСОз-№ воды - С1-№ раствор. Нефтегазовые фазы, как наименее плотные, занимают верхнюю часть гипотетического гидрохимического разреза. Далее следует водная фаза, которая дает начало «гидрохимическому фону» нефтяных месторождений.
Маломинерализованные (4-12 г/л) НСОз-№ воды, так называемые глубинные инверсионные, действительно являются гидрохимическим фоном нефтяных залежей в низах осадочного чехла (Западная Сибирь) и в молодых тектонических структурах (Сахалин). Все исследователи сходятся во мнении, что образование инверсионных вод происходит в результате поступления в породы маломинерализованных вод, насыщенных СО2. Дискуссионным остается вопрос генезиса Н2О и СО2, т.к. выделение углекислого газа и воды свойственны различным процессам и могут сопровождать, как дегидратацию глин и катагенное преобразование ОВ, с образованием «микронефти», так и глубинные термометаморфические и магматические процессы. Подавляющее большинство геологов-нефтяников считают эти воды производными процессов нефтегенерации, т.е.
образующимися в результате дегидратации глин (образование «возрожденных» практически пресных воды) и термодеструкции рассеянного ОВ (образование СО2). Этим взглядам противоречит известная связь глубины залегания инверсионных вод и содержания в них НСОз-иона с величиной геотермического градиента и тектонической активностью структуры [6], которая заключается в том, что чем больше геотермический градиент, тем ближе к поверхности залегают инверсионные воды. Так же с позиции элизионного отжима необъяснимо резкое увеличение в этих водах относительной доли бора, по сравнению с бромом, что совершенно не характерно для всех поверхностных и глубинных пластовых вод, и отмечается только для вод вулканических областей. Показано [7], что относительное, по сравнению с хлором и бромом, увеличение содержания бора в высокотемпературных водах связано с особенностями его гидрохимии: а) с резким увеличением растворимости боратов при повышении температуры, по сравнению с хлоридами и бромидами; б) с преимущественным переносом соединений бора в паровой фазе, по сравнению с бромидами и хлоридами, что подтверждено термодинамическим моделированием химического состава конденсатных вод [8]; в) с эффективной отгонкой бора из вмещающих пород при воздействии высокотемпературных вод и пара. Таким образом, увеличение В/Вг отношения в пластовых водах является свидетельством поступления в водоносные горизонты высокотемпературных газопаровых флюидов.
Но основным гидрохимическим фоном нефтегазовых залежей на глубинах 2-4 км являются метаморфогенные (седиментогенные) рассолы. Они представляют собой высокоминерализованные (М>50-100 г/л), или Cl-Ca-Na растворы. В составе
катионов значительную долю составляет Са2+, становясь преобладающим в наиболее концентрированных рассолах. Одновременно уменьшается, до полного исчезновения, содержание SO42- и Mg2+. Происхождение подобных рассолов до сих пор является дискуссионным. Большинство геологов придерживается гипотезы М.Г. Валяшко о том, что первичной основой пластовых рассолов является концентрирование морской воды в солеродных бассейнах, которая затем захороняется вместе с вмещающими породами и подвергается геохимической метаморфизации в ходе дальнейшей геологической эволюции. Если суммировать те геохимические явления, которые происходят на стадиях катагенеза и называются метаморфизацией рассолов, то они приводят к двум основным последствиям: а) уменьшение концентрации сульфатов; б) замена Mg2+ и части №+,
преобладающих в первичных рассолах, на Са2+. Среди гидрохимических показателей, характеризующих эти рассолы, следует назвать кислую реакцию среды (рН<6, до 4-5), низкие значения отношения г№/гС1 (<0,85, до 0,5), отношение С1/Вг <з00 (до 50-80), отношение В/Вг близко к значениям для океанической воды (около 0,1).
С углублением промышленного бурения выяснилось, что концентрированные рассолы (М>з00 г/л) поступают не только из осадочных пород, но и из пород фундамента и даже кристаллических щитов (Канадский, Балтийский). По данным термодинамического моделирования [9] установлено, что в закрытых гидрогеохимических системах в процессе длительного взаимодействия воды с кристаллическими породами возможно формирование Cl-Na-Ca(Mg) рассолов с М<150 г/л, при этом для формирования рассолов достаточно кларковых содержаний О, Ca, Mg в кристаллических породах. Для образования же рассолов с М>150 г/л в кристаллических породах необходимо существование внешнего источника хлора. По мнению авторов [9], таким источником могут быть седиментогенные рассолы, перетекающие из смежных осадочных бассейнов. Однако, в связи с чрезвычайно низкой проницаемостью кристаллических пород в глубоких частях массива и наличия там условий весьма затрудненного водообмена, с гидродинамических позиций это представляется маловероятным. Эти противоречия снимаются, если принять за источник «недостающего» хлора эндогенный маломинерализованный раствор, который при сохранении в кристаллических
породах в течение геологического времени концентрируется при взаимодействии с вмещающими породами.
Хлоридно-кальциевые рассолы, которые вскрываются на кристаллических щитах, а также поступают из фундамента платформ, особенного допалеозойского возраста, по некоторым показателям не могут быть отнесены ни к метаморфогенным (седиментогенным) рассолам, ни к рассолам растворения соленосных пластов. По теории седиментогенного происхождения хлоридных рассолов, изменения, происходящие при захоронении первично морских растворов в толще осадочных пород, сводятся, прежде всего, к уменьшению доли Mg2+ и увеличению относительного содержания Ca2+ и Вг, одновременно с ростом минерализации. В исходных морских водах С1/Вг отношение равно 29з, а отношение г№/гС1 около 0,85. В седиментогенных рассолах, с ростом М>200-250 г/л, первое отношение уменьшается до 80-100, при одновременном уменьшении второго до 0,6-0,5. Многие рассолы кристаллических пород не
соответствуют седиментогенным рассолам по этим показателям. При различных значениях минерализации от 35 до 333 г/л, их отличает общая особенность: очень низкие значениях rNa/rCl (до 0,22 в породах архейского фундамента Ромашкинского месторождения) и высокие значения отношения Cl/Br (до 1911 в кристаллических породах Балтийского щита), при значительном содержание Са2+ (до 65-78 %-экв). «Аномально» высокие концентрации Са2+, при достаточно низкой минерализации, могут объясняться растворением карбонатов пород содержащимся в глубинном растворе HCl, потому что эти рассолы обнаруживают определенное сходство с техногенными рассолами выщелачивания, которые образуются на нефтяных месторождениях при закачке в пласты растворов HCl - соляно-кислотные обработки (СКО). Отличительными признаками рассолов СКО являются высокая минерализация (до 300-350 г/л), присутствие Са2+ в количестве >50%-экв., высокие значения отношения Cl/Br (до 2000) и крайне низкие значения коэффициента rNa/rCl (до 0,2 и ниже) [10]. Высокое отношение Cl/Br в рассолах кристаллических пород может объясняться практически полным отсутствием брома в эндогенных водах, на что указывают высокие значения отношения B/Br в вулканических водах и гидротермах [7]. Отношение же B/Br в рассолах кристаллических пород может быть аномально высоким, по сравнению с пластовыми рассолами. Например, для рассолов фундамента Ромашкинского месторождения, месторождения Солтон-Си и фундамента структуры Дракон (шельф Южного Вьетнама) данный показатель составляет 14,8, 3,0 и 1,97 соответственно, что вполне соответствует этому показателю для гидротерм тектонически активных районов.
Вероятно, «родоначальником» крепких рассолов кристаллических щитов и пород фундамента является слабый солевой раствор, отторгающийся от кристаллизующихся гранитных плутонов или мантии (?). Оставаясь же в фундаменте или низах осадочного чехла, он неизбежно будет концентрироваться, с увеличением общей минерализации, содержания ионов Са2+ и Cl-, как показали результаты термодинамического моделирования по преобразованию солевых растворов в закрытых условиях вмещающих пород [9].
Если принять, что газы, нефть и почти пресные HCO3-Na воды, имеющие преимущественно эндогенное происхождение, по разломам перемещаются в осадочный чехол, а за ними «подтягиваются» также эндогенные соленые растворы Cl-Na состава, то
можно рассмотреть последствия этого процесса для прогноза нефтеносности фундамента с гидрохимической точки зрения.
Во многих случаях нефтеносности фундамента, в вышезалегающих породах осадочного чехла фиксируется проявление гидрохимической инверсии. Это проявляется, как в Западной Сибири (Красноленинский и Сургутский своды), так и на шельфе Южного Вьетнама, где над нефтеносными гранитоидами структуры Белый Тигр в низах осадочного чехла отмечается инверсия гидрохимической зональности, которая отсутствует на соседних структурах, где фундамент или без признаков нефтеносности, или слабо нефтеносен (структура Дракон). По результатами термодинамического моделирования авторы работы [9] приходят к выводу, что инверсионные воды могут сохранять свой гидрохимический облик (прежде всего, высокое содержание НСОз-иона) только в условиях системы открытой по СО2, т.е. в условиях постоянного и избыточного поступления углекислого газа. В случае прекращения поступления СО2, состав вод переходит в Cl-Ca, т.к. Са2+, накапливающийся в результате концентрирования растворов в закрытой системе, осаждает НСОз-ион. Это объясняет отсутствие НСОз-№ «оторочки» вокруг нефтяных месторождений древних платформ, пластовые воды которых представлены исключительно хлоридными рассолами - даже если НСОз-№ воды поступали в осадочный чехол в результате вертикальной миграции, они не сохранились в условиях отсутствия притока СО2. Активная генерация СО2 (метаморфогенный СО2) свойственна молодым тектонически активным геологическим структурам, также углекислый газ преобладает в газо-паровых выбросах современных вулканов [11]. Снижение тектонической активности, сопровождающееся сокращением количества поступающего в подземные воды СО2, должно приводить к исчезновению зон гидрохимической инверсии.
Вслед за нефтью и НСОз-№ водами к поверхности перемещаются и хлоридные воды. Поэтому, если из фундамента вместе с нефтью начинает поступать соленая вода или рассолы, то это означает, что гидротермальная деятельность прекратилась, а, следовательно, и прекратил свое существование очаг УВ подпитки. И, скорее всего, основная масса нефти уже переместилась в осадочный чехол. Данный вывод подтверждается сравнением известных фактов «наличия-отсутствия» нефти в фундаменте и наличия притоков из фундамента вод различной минерализации (таблица 1), которые свидетельствуют о том, что чем более обводнен фундамент и чем более
Труды Международной конференции «Дегазация Земли: геология и экология - 2018»
концентрированными рассолами представлены эти воды, тем менее он нефтеносен. Последнее особенно относится к Татарскому своду, на котором в течение нескольких лет велись целенаправленные работы по поиску нефти в фундаменте, давшие полностью
отрицательные результаты.
Таблица 1. Примеры взаимосвязи нефтеносности и обводненности фундамента.
Месторож- Белый Дракон, Дракон Волго- Татарский
дение, Тигр, гранито- гранито- Уральский свод
структура/ гранито- идный идный НГБ,
Водоносность идный фунда- фундамент, Ромашкин-
фунда- мент, К2 К2 ское
мент, К2 Юго- Центральный месторож-
Восточный участок дение
участок кристал-
лический
фундамент
АК
Притоки воды нет есть есть есть есть
Минерализация - 13,3 35,6 333,4 ~300 г/л
поступающих
вод, г/л
Нефтеносность Дебиты Дебиты Отдельные нет нет
до 1000 30-300 непромыш-
т/сут т/сут ленные
притоки
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б., Данилова Н.И О характере погребенных вод нефтяных месторождений среднего Поволжья // Геология и разработка нефтяных месторождений. Труды Гипровостокнефть. Вып. 11. М.: Недра. 1967. С. 17-32;
2. Киреева Т.А. Генезис подземных вод месторождения Белый Тигр (шельф Ю. Вьетнама), в связи с нефтегазоносностью. // Вестник МГУ. Сер.4. Геология. 2010. № 4. С. 35-40.
3. Набоко С.И. Химические типы вулканических вод. // Гидротермальные минералообразующие растворы областей активного вулканизма. Новосибирск: Наука. 1974. С. 8-14.
4. Арсанова Г.И. К вопросу о происхождении перегретых хлоридно-натриевых вод молодых вулканических областей // Гидротермальные минералообразующие растворы областей активного вулканизма. Новосибирск: Наука. 1974. С. 14-22.
5. Карпов Г.А., Ильин В.А. Онтогения гидротермального процесса. Владивосток: Дальнаука. 2005. 158 с.
6. Лагунова И.А. Условия проявления и особенности формирования вод пониженной минерализации в глубоких зонах осадочных бассейнов // Сов. геология. 1979. № 2. С. 48-62;
7. Киреева Т.А. К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод // Вестник МГУ. Сер.4. Геология. 2009. №1. С. 54-57.
8. Киреева Т.А., Бычков А.Ю. Новый метод диагностики конденсационных вод нефтегазовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2011. № 2. С.
10з-108.
9. Крайнов С.Р., Рыженко Б.Н., Швец В.М. Геохимия подземных вод. М.: Наука. 2004. 677 с.
10. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ГЕОС. 2007. 244 с.
11. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра. 1971. ззб с.
