CC BY
34
УДК 553.982.2
Т.А. Киреева1
ГЕНЕЗИС ПОДЗЕМНЫХ ВОД МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (шельф Южного Вьетнама) В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ
Результаты анализа генетической принадлежности подземных вод месторождения Белый Тигр (шельф Южного Вьетнама) позволили выделить два типа вод: маломинерализованные гидрокарбонатно-натриевые (инверсионные) воды осадочного чехла и остаточные гидротермальные хлоридно-натриевые воды фундамента. На основе сопоставления солевого комплекса безводных нефтей фундамента и химического состава вод осадочного чехла и остаточных гидротерм фундамента сделан вывод о возможности переноса первичной нефти в составе среднетемпературного гидрокарбонатно-сульфатно-натриевого эндогенного флюида, а не хлоридно-натриевыми гидротермами или седиментогенными водами осадочного чехла.
Ключевые слова: кристаллический фундамент, эндогенные флюиды, залежи нефти, инверсия гидрохимической зональности.
Genetic analysis of White Tiger (shelf of Southern Vietnam) ground water field allows to sort out two types of waters: hydro-carbonate-sodium poor-mineralizated waters of sedimentary cover and hydrotherm chlorine-sodium waters of crystalline fundament. Compare fundament's salin complex of waterless oils to chemical composition of sedimentary cover waters and fundament hydrotherms it could be concluded that initial oil might be transferred by hydrocarbonate-sulfate-sodium medium temperature endogenous fluid and not by chlorine-sodium hydrotherms or sedimentogene waters of sedimentary cover.
Key words: crystalline fundament, endogenous fluid, oil deposit, hydrochemical zonality inversion.
Введение. После открытия в 1988 г. залежи нефти в гранитоидах кристаллического фундамента структуры Белый Тигр шельфа Южного Вьетнама появилось много работ, посвященных природе коллекторов этого месторождения и условиям образования скоплений УВ в них. Однако практически отсутствуют публикации, посвященные составу и генезису подземных вод месторождения Белый Тигр, кроме одной работы [Тиен, 1998], практически недоступной широкому кругу читателей. Между тем изучение химического состава и условий формирования солевого комплекса пластовых вод может дать ценную информацию об условиях образования скоплений УВ.
Геологическое строение месторождения Белый Тигр. Месторождение Белый Тигр расположено в средней части центрального поднятия Меконгской впадины, стратиграфический разрез которой включает докайнозойский кристаллический фундамент и перекрывающие его терригенные олигоценовые, миоценовые и плиоцен-четвертичные отложения. Мощность кайнозойского осадочного чехла изменяется от 3000 м на локальных поднятиях до 8000 м в депрессиях. В палеогене в результате блоковых движений континентальной литосферы сформировались отдельные структуры — выступы кристаллического фундамента. Один из таких выступов — Белый Тигр — представляет собой горстообразную структуру, протянувшуюся в северо-восточном направлении в соответствии с общим структурно-тектоническим
планом этого участка южновьетнамского шельфа. В строении месторождения Белый Тигр выделены два структурных этажа: докайнозойский кристаллический фундамент и кайнозойский осадочный терригенный комплекс (рисунок). В осадочном комплексе нефтеносны песчаники нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Однако основная доля УВ сосредоточена в трещиноватых гранитоидах фундамента, дающих более 90% общей добычи. По кровле фундамента месторождение Белый Тигр представляет собой трех-вершинную морфоструктуру, состоящую из Южного, Центрального и Северного сводов. Самый высокий гипсометрически Центральный свод, а наиболее полный разрез осадочных пород представлен на Северном своде (рисунок).
Гидрогеологические условия месторождения Белый Тигр. В пределах структуры Белый Тигр по литолого-фациальному составу, гидродинамике, а также по физико-химическим свойствам подземных вод выделяются три водоносных комплекса: нижнемиоценовый, верхнеолигоценовый, нижнеолигоце-новый [Тиен, 1998]. Породы всех трех водоносных комплексов достаточно однотипны в литологическом отношении и представлены чередованием пластов разнозернистых песчаников и глинистых прослоев со значительной долей мелководных лагунных фаций.
Нижнемиоценовый водоносный комплекс вскрыт на глубине около 2100 м и имеет мощность от 400 до 900 м. Пластовая температура (Гпл) изменяется от
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра гидрогеологии, ст. н. сотр., канд. геол.-минер. н.; e-mail: [email protected]
Таблица 1
Химический состав подземных вод осадочного чехла месторождения Белый Тигр
Компоненты (мг/л) и параметры химического состава Центральный свод, нижний миоцен Северный свод, нижний миоцен Северный свод, верхний олигоцен Северный свод, нижний олигоцен
№а+К 4192 2038 1414 992
Мв 21 14 36 1,7
Са 1695 160 98 113
С1 8876 2795 1830 1218
Вг 50,6 22,5 41,7 12,4
I 3,7 2,6 2,4 1,4
№Н4 20,8 16,5 40,6 13,5
804 98 76 151,6 243
НВ02 5,7 3,73 18,6 10,5
НС03 519 829 927 565
Минерализация, г/л 15,9 5,9 4,6 3,2
0,72 1.1 1,14 1,3
В/Вг 0,11 0,17 0,44 0,85
Формула ионного состава С196 НС033,3 8040,7 С184 НС0314,5 8041,5 С174 НС0322 8044 С170 НС0319 80411
(№а+К)68 Са31,5 Мв0,5 (№а+К)91 Са8 Мв1 (№а+К)89 Са7 Мв4 (№а+К)85 Са11 Мв4
Тип воды Хлор-кальциевый Гидрокарбонатно-натриевый Гидрокарбонатно-натриевый Гидрокарбонатно-натриевый
Примечание. Содержание компонентов по [Тиен, 1998].
125 над выступами фундамента до 83 °С в периферических частях структуры. Общая минерализация вод возрастает от 3,2—12,9 (при средней 5,9) на Северном своде до 17—18 г/л на Центральном своде (табл. 1) В этом же направлении изменяется тип вод с гидрокарбонатно-натриевого на хлор-кальциевый (по классификации В.А. Сулина). Величина коэффициента г№а/гС1 пластовых вод на Северном своде составляет 1,1, на Центральном — 0,72.
Породы водоносного комплекса верхнего оли-гоцена имеют мощность 100—600 м и расположены на глубине от 3200 до 3700 м. Общая минерализация
пластовых вод составляет 4,25—5,78 г/л (при средней 4,56), величина коэффициента г№а/гС1 равна 1,14, тип вод — гидрокарбонатно-натриевый (табл. 1).
Кровля нижнеолигоценового водоносного комплекса вскрыта на глубине около 3700 м. В зависимости от структурной приуроченности мощность нижнеолигоценового водоносного комплекса изменяется от 100—150 м над куполом Северного свода до 700—800 м в опущенных частях структуры. В пределах Центрального свода нижнеолигоценовые отложения отсутствуют. Пластовая температура составляет 142—147 °С, общая минерализация вод низкая: от 1,2
Продольный разрез месторождения Белый Тигр (по [Тиен,1998] с дополнениями): 1 — границы водоносных комплексов; 2 — разрывные нарушения; 3 — скопления нефти; 4 — кристаллические породы фундамента; 5 — пробуренные скважины
до 5,6 г/л при средней 3,2 г/л (табл. 1), генетический коэффициент rNa/rCl увеличивается до 1,3, тип вод — гидрокарбонатно-натриевый.
Таким образом, минерализация пластовых вод осадочного чехла уменьшается сверху вниз по разрезу, а также в направлении от Центрального свода к Северному, т.е. в противоположном направлении, что следовало бы ожидать в «нормальном» разрезе осадочного чехла. Одновременно с уменьшением минерализации наблюдается абсолютное и относительное увеличение содержания гидрокарбонат-иона: от 3,3 экв.-% в водах нижнемиоценовых отложений Центрального свода до 19,1—21,8 экв.-% в водах оли-гоценовых отложений Северного свода (табл. 1).
Подобную направленность изменения минерализации нельзя объяснить структурными особенностями, так как Северный свод более погружен, чем Центральный, а также особенностями осадконако-пления — песчаники во всех водоносных горизонтах представлены достаточно однообразными плохо-сортированными мелководными фациями. Остается предположить, что в данном случае наблюдается проявление инверсионного разреза, когда ниже зоны развития минерализованных вод и рассолов обнаруживаются маломинерализованные, преимущественно гидрокарбонатно-натриевые воды, так называемые глубинные щелочные.
Одни авторы (Л.Н. Капченко, А.А. Карцев, В.В. Коллодий, В.М. Матусевич) связывают образование маломинерализованных гидрокарбонатно-натриевых вод с процессами катагенеза и нефте-генерации, когда в результате термодеструкции органического вещества (ОВ) и дегидратации глинистых минералов отделяется значительная масса практически дистиллированных вод, насыщенных
С02. Другие ученые (Ю.А. Ежов, И.А. Лагунова) считают появление инверсионных вод региональным явлением, связанным с поступлением содовых гидротерм по разломам фундамента.
В случае месторождения Белый Тигр причина опреснения пластовых вод с глубиной и смены их типа с хлор-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый заключается, по-видимому, в поступлении глубинных вод, насыщенных СО2, так как если бы опреснение возникало вследствие термодеструкции ОВ и дегидратации глинистых минералов, то этот процесс должен был проявляться в пределах обоих сводов и как максимум до глубины 3 км, так как ниже в глинистых породах практически полностью отсутствует монтмориллонит [Киреев, 1997], переход которого в гидрослюду «обеспечивает» основное поступление катагенных вод. Однако с глубиной здесь отмечается прогрессирующее опреснение вод, а минимальная минерализация (1,2 г/л) зафиксирована на глубине 4300 м.
В пользу глубинного гидротермального генезиса инверсионных вод месторождения Белый Тигр свидетельствует также их локальное расположение, так как в латеральном направлении они не выдержаны в разрезе даже столь небольшой геологической структуры, имеющей размеры всего 28x7 км. Так, инверсионные гидрокарбонатно-натриевые воды, развитые в северной части месторождения, в южном направлении сменяются хлор-кальциевыми водами, имеющими минерализацию 16—22 г/л.
О формировании гидрокарбонатно-натриевых вод в результате смешения седиментогенных вод с глубинными флюидами также свидетельствует резко повышенное содержание в них бора. Так, для ниж-неолигоценовых пород содержание бора практически равно содержанию брома (табл. 1), что не характер-
Таблица 2
Химический состав подземных вод фундамента месторождения Белый Тигр и гидротерм Камчатки
Компоненты (мг/л) и параметры химического состава Месторождение Белый Тигр*, фундамент, скв. 110 Хлоридно-натриевые термы**, Узон, Камчатка Гидротермы, Паужетское месторождение**, Камчатка
№а+К 1700 555,9 1060
Мв 9 4 7
Са 294 13,4 119
С1 2945 886,8 1470
Вг 7,6 2,8
I 2,1
№н4 5,4 5
804 84 39,4 164
НВ02 147,2 152 127
НС03 85 54,9 61
Минерализация, г/л 5,1 2,1 2,5
0,89 1,0 0,99
В/Вг 20,4 45,4
Формула ионного состава Cl96 SO42,5 HCO31,5 Cl94 SO4 3 HCO3 3 Cl90,4 SO4 7,4 HCO3 2,2
Na83 Ca16 Mg1 (Na+K)96 Ca2,8 Mg1,4 Na89,5 K9 Ca1,5
Тип воды Хлор-кальциевый Хлор-кальциевый Хлор-кальциевый
Примечания. Содержание компонентов по: *[Тиен, 1998], ** [Арсанова, 1974].
но для глубинных пластовых вод седиментогенного генезиса. В последних содержание брома более чем на порядок превышает содержание бора, т.е. отношение В/Вг составляет менее 0,1. В современных же гидротермах это отношение резко повышено и может достигать 40—50 [Киреева, 2009]. В гидрокарбонатно-натриевых водах месторождения Белый Тигр отношение В/Вг доходит до 0,85, а в хлор-кальциевых водах оно не превышает 0,11.
Если принять, что опреснение пластовых вод осадочного чехла здесь вызывано воздействием гидротерм, то такие гидротермы относятся к гидро-карбонатно-сульфатно-натриевому классу и в генетическом плане представляют собой дериваты магмато-генных флюидов [Карпов, 2005]. Их минерализация не превышает 0,8—1,6 г/л, а в составе свободных газов преобладают углекислый газ, метан и водород.
Воды в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр. Отличительная особенность залежи нефти в гранитном фундаменте этого месторождения — также ее безводность. Этот продуктивный объект эксплуатируется более 20 лет, однако ни разу не получены притоки пластовых вод, несмотря на то что скважины пробурены до глубины 5014 м. Даже на этих отметках подошвенная вода отсутствует, т.е. водонеф-тяной контакт не установлен. Исключение составляет один случай получения минерализованной (попутно добываемой) воды из скв. 110 Северного свода на глубине 4493 м. Эта вода по всем параметрам резко отличается как от пластовых вод в вышезалегающих осадочных комплексах (табл. 2), так и от морской воды, закачиваемой в скважины месторождения для поддержания пластового давления. Так, общая минерализация «пластовой» воды фундамента Северного свода изменяется от 3,8 до 6,6 г/л при среднем 5,1 г/л, что приблизительно в 7 раз меньше общей минерализации морской воды. Воды осадочного чехла имеют похожую малую минерализацию, однако по компонентному составу вода в фундаменте существенно от них отличается. Вода в фундаменте почти «чистая» хлоридно-натриево-кальциевая, содержание хлор-иона во всех пробах превышает 95 экв-% (табл. 2), содержание гидрокарбонат- и сульфат-ионов не превышает 1,0—2,5 экв.-%. В пластовых водах олигоце-новых и нижнемиоценовых пород резко (более чем в 10 раз) увеличивается содержание гидрокарбонат- и сульфат-ионов с соответствующим уменьшением содержания хлор-иона.
Генетический коэффициент г№а/гС1 для воды фундамента изменяется в пределах 0,80—0,89, для вод осадочного чехла Северного свода он всегда больше 1 (в среднем 1,3 для нижнего олигоцена, 1,14 для верхнего олигоцена и 1,1 для нижнего миоцена). Таким образом, значения отношения г№а/>С1>1 характеризуют воды олигоценовых и нижнемиоценовых отложений Северного свода как малометаморфи-зованные, а воды в фундаменте — как высокоме-таморфизованные хлор-кальциевые (г№а/гС1<1) по
классификации В.А. Сулина. Однако при этом общая минерализация хлор-натриево-кальциевых вод в фундаменте месторождения Белый Тигр приблизительно в 10 раз меньше, чем минерализация «типичных» высокометаморфизованных хлор-кальциевых вод глубоких горизонтов осадочного чехла. Многочисленные данные о химическом составе глубоких подземных вод свидетельствуют, что закономерное изменение с глубиной их состава и минерализации (метаморфизм подземных вод) предполагает с увеличением относительной доли ионов натрия и хлора в составе солевого комплекса одновременное увеличение общей минерализации. При этом величине содержания №а+ и С1-, равной примерно 86—96 экв.-%, соответствует общая минерализации не менее 45—60 г/л [Крайнов и др., 2004, с. 277]. Таким образом, воды в фундаменте месторождения Белый Тигр нельзя считать захороненными седиментогенными.
Вместе с тем эти воды обнаруживают большое сходство с высокотемпературными хлор-натриевыми термами областей современного вулканизма, в которых эндогенная компонента, по мнению большинства исследователей, составляет не менее 90%. Современные высокотемпературные хлор-натриевые термы представляют собой практически чисто хлор-натриевые (содержание №аС1 около 90%) воды с общей минерализацией от 1,5 до 4,6 г/л, с рН 6—8 и высоким содержанием бора, калия, редких щелочей и мышьяка, в составе растворенных газов присутствует 75-95% СО2 и до 10% СН4 [Арсанова, 1974].
При сравнении составов вод фундамента Северного свода и хлор-натриевых гидротерм (табл. 2), установлена несколько большая минерализованность вод в фундаменте (до 6,6 г/л, при средней 5,1 г/л), а также увеличение содержания Са2+ и уменьшение суммы №а+ и К- при почти аналогичном содержании гидрокарбонат- и сульфат-ионов. Такие изменения ионного состава можно объяснить взаимодействием гидротерм с минералами гранитоидов. Интересно, что величины г№а/гС1 для хлор-натриевых гидротерм и воды в фундаменте очень близки и составляют 1,0 и 0,89 соответственно.
На принадлежность вод в фундаменте месторождения Белый Тигр к «остаточным» гидротермам указывает и их микрокомпонентный состав, прежде всего резко повышенное содержание бора (147,2 мг/л), что в 5-10 раз больше величин, фиксируемых в водах осадочного чехла. В водах фундамента Северного свода содержание бора практически аналогично содержанию последнего в хлор-натриевых термах кальдеры Узон (Камчатка) (табл. 2). То же касается и содержания иона аммония. Величина отношения В/Вг для вод фундамента составляет 20,4, что соответствует величинам данного отношения для современных гидротерм [Киреева, 2009].
Таким образом, с достаточной долей уверенности можно полагать, что формирование основной полезной емкости гидротермального коллектора в
фундаменте шельфа Южного Вьетнама происходило под действием высокотемпературных (7>400 °С) хлор-натриевых гидротерм, представляющих собой флюид, отторгающийся при дегазации магматических тел. Этот вывод подтверждает ранее сделанное заключение, основанное на анализе комплекса аутигенных минералов [Дмитриевский и др., 1992].
Обнаружение вод гидротермального генезиса в непосредственном контакте с нефтяной залежью при полном отсутствии вод седиментогенного происхождения ставит под сомнение формирование скоплений УВ в фундаменте в результате вертикальной (нисходящей) или латеральной миграции микронефти из нефтематеринских олигоценовых пород. Действительно, перемещение УВ из осадочных пород должно было бы неизбежно сопровождаться поступлением сопутствующих седиментогенных вод, что в действительности не наблюдается. Вероятно, заполнение нефтью гранитоидного коллектора должно было происходить в результате миграции флюидов из более глубоких зон земной коры.
Состав водорастворимых солей в безводной нефти фундамента. Кроме того, на вопрос о том, в составе каких флюидов мигрировала первичная нефть, может в какой-то степени ответить изучение состава ее водорастворимых солей. Известно [Аширов, 1967], что нефть всегда содержит незначительное (п • 1-10 мг/л) количество водорастворимых солей, состав которых отражает как обстановку нефтеобразования, так и состав контактирующих с залежью пластовых вод. С этой точки зрения очень интересен состав солей в безводной нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр, так как присутствие солевых компонентов в безводной нефти может объясняться только наличием генетически связанных с нефтью вод, т.е. солевой комплекс безводной нефти должен отражать условия ее образования.
Изучение состава солевых вытяжек из нефтей залежи в фундаменте в безводный период ее разработки, выполненное В.В. Донцовым, показало, что во всех пробах нефти состав водорастворимых солей весьма однороден и характеризуется преимущественно гидрокарбонатоно-натриевым комплексом, со значительным содержанием кальция, магния и сульфатов и незначительной примесью железа, но при полном отсутствии хлора (табл. 3). Подобный солевой
состав резко отличается как от минерального состава «погребенных» вод фундамента, так и от пластовых вод в осадочных породах, ионный состав которых на 90% состоит из хлорида натрия. Также известно, что безводная нефть чутко реагирует на соприкосновение с водами, содержащими хлориды. Так, по данным К.Б. Аширова [Аширов, 1967], в начальный период обводнения добывающих скважин за счет закачки пластовой воды засоленность нефти резко повышается — скачкообразно возрастает содержание хлора и натрия. Таким образом, если бы микронефть во время своего образования и перемещения в коллектор соприкасалась с водами хлоридного состава, то это отразилось бы в солевом комплексе. Полное отсутствие хлора в последнем позволяет предположить, что в момент образования нефть в фундаменте месторождения Белый Тигр не соприкасалась с водами хлоридного состава.
Обсуждение результатов. Из изложенного следует, что перенос первичной нефти должен был происходить в обстановке водно-углекислого флюида и в достаточно низкотемпературных условиях, так как преобладание СО2 (до 95%) и практически полное отсутствие летучих галоидов отмечается в вулканических эксгаляциях при 7<300 °С [Соколов, 1971].
Об изменении химического состава и снижении температуры воздействовавших гидротерм свидетельствует также широкое развитие вторичного ломонтита в гидротермально измененных породах фундамента. Известно, что образование ломонтита происходит преимущественно в интервале 120—150 °С и не выше 220 °С. Наложение же низкотемпературных минеральных ассоциаций на высокотемпературные — одна из характерных черт гидротермального процесса.
Таким образом, формирование коллектора и залежи нефти в гранитоидном массиве месторождения Белый Тигр представляется следующим. Первоначально произошла проработка гранитного массива поступавшими по разломам высокотемпературными (7=400^600 °С), маломинерализованными (М<1,0— 4,0 г/л) гидротермами хлоридно-натриевого состава, насыщенными газообразными HCl, HF и СО2. Выщелачивающее действие этих гидротерм сформировало коллекторские зоны, представляющие собой достаточно узкие и глубокие (до 1500 м) «карманы», прилегающие к глубинным разломам. К основным
Таблица 3
Состав солей в безводных нефтях фундамента месторождения Белый Тигр
Скважина Мобщ нефти, мг/л Na К Ca Mg Fe Cl SO4 HCO3 Формула ионного состава
110 21,04 0,81 1,35 0,76 0,32 0,30 0,0 4,32 13,18 S0430 НСО3 70
Na24 K24Ca26 Mg18 Fe8
1108 10,56 0,99 1,56 0,0 0,57 0,09 0,0 0,0 7.35 НСО3 100 Na32 K30 Mg35 Fe3
437 12,24 1,32 2,55 0,48 0,30 0,15 0,0 0,0 7,44 НСО3 100
Na33 K37 Ca14 Mg14 Fe2
Примечание. Данные о содержании компонентов предоставлены В.В. Донцовым.
вторичным минералам первого этапа гидротермальной проработки относится кварц-диккитовая ассоциация с включениями хлорного железа и цинкистой меди [Дмитриевский и др., 1992].
Однако образование залежей нефти не связано с хлоридно-натриевыми термами, так как в составе нефти фундамента отсутствуют хлориды. Перемещение первичной нефти в гранитоидный коллектор должно было происходить в составе среднетемпе-ратурного (Т<300 °С) гидрокарбонатно-сульфатно-натриевого флюида, о чем свидетельствует состав солей в безводной нефти фундамента. Такая последовательность изменения состава флюида хорошо согласуется с закономерностями газовыделения из вулканического очага в районах современного вулканизма. Известно, что на первой, наиболее интенсивной стадии при температуре 600—800 °С в составе вулканических газов содержится до 15—20% HCl и HF [Соколов, 1971]. По мере затухания вулканической деятельности состав газов сменяется на сульфатный, а затем на углекислый. Таким образом, можно предположить, что формирование коллектора происходило на ранних стадиях дегазации магматического очага, а формирование нефтяной залежи соответствовало заключительной стадии этого процесса.
Некоторые данные указывают на то, что поступление углекислых флюидов от фундамента в низы осадочного чехла продолжается и в настоящее время. Так, изучение компонентного состава и минерализации пластовых вод в миоцен-олигоценовых отложениях месторождения Белый Тигр выявило увеличение содержания гидрокарбонат-иона и резкое уменьшение общей минерализации подземных вод сверху вниз по разрезу осадочного чехла (см. выше), что является проявлением так называемого инверсионного разреза. А согласно расчетам, выполненным Б.Н. Рыженко [Крайнов и др., 2004], маломинерализованные гидрокарбонатно-натриевые воды неравновесны с глубинными хлор-кальциевыми растворами и могут сохраняться только в условиях постоянного поступления СО2.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Арсанова Г.И. К вопросу о происхождении перегретых хлоридно-натриевых вод молодых вулканических областей // Гидротермальные минералообразующие растворы областей активного вулканизма. Новосибирск: Наука, 1974. С. 14-21.
Аширов К.Б., Данилова Н.И. О характере погребенных вод нефтяных месторождений среднего Поволжья // Тр. Гипровостокнефть. Вып. 11. М.: Недра, 1967. С. 17-32.
Дмитриевский А.Н., Киреев Ф.А., Федорова Т.А. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах кристаллического фундамента // Изв. РАН. Сер. геолог. 1992 № 5. С. 119-128.
Киреев Ф.А. Глинистые минералы в нижнемиоценовых и олигоценовых отложениях месторождения Белый Тигр //
Выводы. 1. Воды в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр, вскрытые в гидродинамически изолированном блоке Северного свода, в генетическом отношении представляют собой «остатки» высокотемпературных хлоридно-натриевых магматогенных флюидов, выщелачивающее воздействие которых сформировало коллекторские зоны в гранитном массиве.
2. На принадлежность вод в фундаменте к маг-матогенным флюидам указывают их малая минерализация (в среднем 5,1 г/л) при почти 100%-ном хлоридно-натриевом составе, а также высокое значение В/Вг-отношения, равное 20,4.
3. Предположительно (по аналогии с современными гидротермами того же класса) температура воздействовавших на гранитный массив хлоридно-натриевых вод превышала 400 °С, а минерализация была не более 1,3—3,5 г/л.
4. Обнаружение вод гидротермального, а не се-диментогенного генезиса в гранитоидном коллекторе ставит под сомнение формирование нефтяной залежи в результате нисходящей или латеральной миграции микронефти из нефтематеринских пород олигоцено-вого возраста.
5. Формирование залежи нефти в кристаллическом фундаменте должно было происходить в обстановке гидрокарбонатно-сульфатно-натриевого флюида. На химический состав флюида указывает гидрокарбонатно-натриевый состав солей в безводной нефти фундамента.
6. Предположительно (по аналогии с современными гидротермами того же класса) температура гидрокарбонатно-сульфатно-натриевого флюида не превышала 300 °С, а минерализация — 0,8—1,6 г/л.
7. Поступление глубинных флюидов, насыщенных СО2, в нижние горизонты осадочного чехла продолжается и в настоящее время, о чем свидетельствует химический состав подземных вод осадочного чехла на месторождении Белый Тигр, формирующих так называемый инверсионный разрез.
Мат-лы науч. конф., посвященной 25-летию Вьетнамского института нефти и газа. Ханой, 2003. С. 59—63.
Киреева Т.А. К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2009. № 1. С. 54-57.
Крайнов С.Р., Рыженко Б.Н., Швец В.М. Геохимия подземных вод. М.: Наука, 2004.
Тиен Х.Д. Гидрогеологические условия месторождения Белый Тигр // Тез. докл. 2-й конф. НИПИморнефтегаз. Вунгтау, 1998. С. 103-119.
Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971. 336 с.
Поступила в редакцию 14.05.2009
