CC BY
0
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
И СМЕЖНЫХ РЕГИОНОВ
УДК: 550.8.052
ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИИ РЕЖИМ АРТЕЗИАНСКИХ БАССЕЙНОВ И СВЯЗЬ
С НЕФТЕНОСНОСТЬЮ ОТЛОЖЕНИЙ
© А.Т. Колотухин, М.П. Логинова
ФГБОУВО «СГУ» Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени
Н.Г.Чернышевсгого, Саратов
DOI:10.24412/1997-8316-2024-114-52-57
Аннотация: гидрогеодинамические исследования нефтегазоводоносных комплексов известных провинций позволяют прогнозировать зоны гидрогеологической раскрытости недр и физические свойства нефтей ожидаемых залежей.
Ключевые слова: гидрогеодинамические условия, нефтегазоводоносные комплексы, сохранность залежей, плотность нефти.
E-mail: mp.loginova@mail.ru
HYDROGEODYNAMIC MODE OF ARTESIAN POOLS AND CONNECTION WITH CONTAINING OIL OF SEDIMENTATIONS
© А. Kolotukhin, M. Loginova Saratov State University
Abstract: hydrogeodynamic of research of oil-and-gas-and-water complexes of well-known provinces allow to forecast the zones of hydrogeological exposed of bowels of the earth and physical properties of oils of the expected beds.
Key words: hydrogeodynamic terms, oil-and-gas-and-water complexes, safety of beds, closeness of oil.
Гидрогеологические (артезианские) бас- рушении и сохранении залежей, а также при сейны могут содержать в своих недрах зале- прогнозе физических свойств (плотности) жи нефти и газа. В этом случае их можно ото- нефтей с целью планирования технологиче-ждествлять с нефтегазоносными бассейнами, ских процессов разработки и переработки. а комплексы отложений, содержащие залежи К гидрогеодинамическим критериям углеводородов, являются нефтегазоводонос- нефтегазоносности относятся показатели ными комплексами, т.е. представляющими процессов водообмена и гидрогеологиче-единые гидродинамические системы. Гидро- ская «закрытость» недр, величины пьезо-геологические (гидрогеодинамические) ус- метрических напоров, скорости движения ловия могут приобретать основное значение подземных вод, распределение пьезомакси-в процессах аккумуляции нефти и газа, раз- мумов и пьезоминимумов и др. [2].
По мнению Н.К.Игнатовича [3], для формирования углеводородных скоплений наиболее благоприятным является такой ги-дрогеодинамический 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; Ори-нокский пояс тяжелых нефтей - Оринок-ский бассейн), высоковязкие и сверхтяжелые нефти (Ярегское и др. месторождения Тимано-Печорской провинции; Альшачин-ское, 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 гидрогеодинамические зоны, отличающиеся большими мощностями вмещающих и перекрывающих отложений, низкими скоростями движения, затрудненным и застойным гидрогеодинамическим режимом, являются благоприятными для сохранения залежей углеводородов. Эта закономерность отмечалась для разных нефтегазоносных бассейнов (провинций) А.И. Силиным-Бикчуриным [11], В.Н. Кор-ценштейном [5], Я. А. Ходжакулиевым [12], Г. П. Якобсоном [14], В. Г. Поповым [9] и другими.
Движение вод в нижних гидродинамических зонах характеризуется малыми скоростями. По мнению В. В. Колодия [4], для платформенных водонапорных (нефтегазоносных) бассейнов скорости движения подземных рассолов составляют п х 10-1 - п х 10-2 см/год. Скорость движения рассолов в девонских горизонтах центральной части
Волго-Уральского бассейна и провинции, по расчетам В.В. Ягодина [13], составляет около 10 см/год. Близкие значения (0,01-0,1 м/год) получены и другими авторами.
В результате региональных обобщений по вопросам движения подземных вод Г.П. Якобсона [14], Я.А. Ходжакулиева [12], Н.В. Роговской, Л.Г. Соколовского [10], В.Г. Попова [9] сложились основные представления относительно источников создания напора в пластовой системе. Одним из источников напора в бассейне является инфильтрация вод с поверхности. При возникновении другого (элизионного) 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, сопровождающемся вытеснением межслоевых вод из глинистых толщ в коллекторы под действием геостатической нагрузки, так и в результате повышения напора за счет инфильтрации в областях выходов на поверхность пород водоносных комплексов. Возникшее в том и другом случае повышенное давление передается всей водонапорной системе комплекса. Это перераспределение напоров и обуславливает движение (фильтрацию) подземных вод по пласту, их разгрузку по тектоническим нарушениям, а иногда и через водоупоры [12, 7].
Важным гидрогеодинамическим показателем нефтегазоносности недр являются пьезометрические аномалии, которые выражаются в локальных понижениях и повышениях приведенных напоров подземных вод (пьезоминимумах и пьезомаксимумах). К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены зоны нефтегазонакопления. 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. Кротовой [6], В.А. Кудряковым [7] 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, которые происходили на протяжении истории тектонического развития. Это свидетельствует о связи нефтегазонакопления, сохранения и размещения залежей углеводородов с седиментогенными водами и элизионны-ми этапами гидрогеологических циклов. Именно на элизионных этапах преимущественно имели место первичная миграция нефти, газа и накопление углеводородов в залежах.
На участках «гидрогеологических окон» или близкого залегания нефтегазоводонос-ных горизонтов к дневной поверхности отмечаются качественные изменения свойств нефтей, обусловленные активным влиянием инфильтрационных вод.
Связь современного гидрогеодинамиче-ского режима с особенностями нефтегазо-носности основных нефтегазоносных комплексов палеозоя наглядно прослеживается на примере Волго-Уральского артезианского бассейна.
Волго-Уральский артезианский бассейн территориально совпадает с Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинцией. Мощность осадочного чехла изменяется от 1-1,5 км на сводах до 3-6 км в прогибах и впадинах. Для характеристики гидрогеодина-мических условий палеозойских отложений юго-востока Волго-Уральского артезианского бассейна с целью оценки степени их «закрытости» и благоприятности для сохранения залежей углеводородов исследовались эйфельско-нижнефранский и сред-некаменноугольно-нижнепермский нефте-газоводоносные комплексы.
При построении схематической карты приведенных напоров эйфельско-ниж-нефранского комплекса использовались
отметки напоров, рассчитанные по методике А. И. Силина-Бекчурина относительно плоскости сравнения - 2000 м [1]. Выявленные участки максимальных и минимальных приведенных напоров позволяют определить направления потенциального движения подземных вод, а также выделить пьезоминимумы и пьезомаксимумы.
Гидрогеодинамический режим эйфель-ско-нижнефранского нефтегазоводоносно-го комплекса характеризуется общим снижением пьезометрических напоров с северо-востока на запад, юго-запад и юг (рис. а). Максимальные значения приведенных напоров (393 м) отмечаются 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 м 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 Бузулук-ской 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 Ки-рюшкинского 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.
нефтегазоносность прикаспийской впадины и смежных регионов
Рис. Схематические карты приведенных напоров: а) эйфельско-нижнефранского, б) среднекаменноугольно-нижнепермского комплексов
В эйфельско-нижнефранском комплексе по площади его развития перепад напоров не превышает 100 м (рис.а). Участок, оконтуренный 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 380 м и 350 м являются зонами возможного внутрипластового питания комплекса, то есть участки гидрогеологически раскрытые («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 Яблоновый Овраг, Чубовское, Красноярское, Султангу-лово-Заглядинское, Демское и др.).
В целом комплекс характеризуется весьма затрудненным водообменом, незначительным перепадом приведенных пьезометрических напоров. Открытые очаги разгрузки для девонских водоносных комплексов в пределах Волго-Уральского бассейна неизвестны. Приведенные данные характеризуют гидрогеодинамические условия комплекса как благоприятные для сохранения залежей углеводородов.
При построении схематической карты для среднекаменноугольно-нижнепермско-го комплекса использовались пьезометрические напоры, рассчитанные по методике В. М. Шестакова на плоскость сравнения -574 м [8].
Пьезометрические напоры комплекса меняются от 900 м до 550 м (рис.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, западной части Предуральского прогиба и составляют
573-594 м (Ероховское, Раздольское месторождения). Перепад напоров по площади развития комплекса составляет 350 м. Наиболее интенсивное их снижение отмечается в пределах Восточно-Оренбургского ва-лообразного поднятия, в меньшей степени в Бузулукской впадине.
Пьезоминимум, оконтуренный гидроизо-пьезой 650 м, отмечен в пределах южного окончания Южно-Татарского свода и северного борта Бузулукской впадины. Здесь напоры снижаются от 650 м до 550 м.
В пределах Восточно-Оренбургского ва-лообразного поднятия снижение напоров происходит на юг, юго-восток и юго-запад; в Бузулукской впадине - с северо-запада и северо-востока на юг и юго-запад. На севере впадины в зоне локального пьезоми-нимума снижение напоров носит обратный характер.
Среднекаменноугольно-нижнепермский нефтегазоводоносный комплекс отличается от вышеописанного более активным ги-дрогеодинамическим режимом. Снижение напоров подземного потока имеет южную, юго-западную и юго-восточную направленность, диапазон изменения напоров существенно возрастает и составляет 350 м (рис.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 мощности этой толщи сокращаются (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 пьезоминимумы и пьезомакси-мумы, являющиеся локальными участками внутрипластовых перетоков (скрытые очаги разгрузки палеозойских водоносных комплексов развиты по всей площади Вол-го-Уральского бассейна).
Гидрогеодинамические условия эйфель-ско-нижнефранского комплекса в целом благоприятны для сохранения залежей углеводородов, за исключением северо-восточной части и узкой полосы на западе изучаемой территории. Среднекаменноугольно-нижне-пермский комплекс характеризуется менее благоприятными гидрогеодинамическими условиями, особенно на участках отсутствия гидрохимических толщ кунгурского и казанского возраста либо незначительных их мощностей. На отдельных участках («гидрогеологические окна»), на юге Южно-Татарского свода, на западе Бузулукской впа-
дины, отмечается взаимосвязь повышенных пьезометрических напоров с ухудшением 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 расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования. Поскольку плотность нефти - одна из основных качественных характеристик добываемой и товарной нефти. Разработка и переработка тяжелых нефтей, содержащих значительную долю смолисто-асфаль-теновых примесей, является ресурсно-затратной, но при этом стоимость тяжелых сортов нефтей существенно ниже легких. Представленные гидрогеодинамические схемы позволяют прогнозировать не только гидрогеологические условия нахождения залежей, но и качественные характеристики нефтей при проведении поисково-разведочных работ в нефтегазоносных провинциях.
ЛИТЕРАТУРА
1. Барс Е.А., Зайдельсон М.И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. - М.: Недра, 1973. - 280 с.
2. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология.- М.: Недра, 1982. - 216 с.
3. Игнатович Н.К. О региональных гидрогеологических закономерностях в связи с оценкой условий нефтеносности // Сов. геология. - 1945. - № 6. - С.69-72.
4. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере юга СССР). - Киев: Наукова думка. - 1983. - 248 с.
5. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. -М.: Недра. - 1976. -309 с.
6. Кротова В.А. Роль зон разгрузки подземных вод в формировании углеводородных скоплений и их нефтепоисковое значение //Сов. геология. - 1966.- № 3. - С.97-105.
7. 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. (Обзор. Сер.У).
8. Питьева К.Е. Подземные воды палеозоя Северного Прикаспия. -М.: Изд-во МГУ, 1971. - 356 с.
9. Попов В.Г. Гидрогеохимия и гидрогеодинамика Предуралья. - М.: Наука, 1985. - 277 с.
10. Роговская Н.В., Соколовский Л.Г. О некоторых гидродинамических закономерностях мезозойских отложений центральных и западных районов Туранской плиты //Сов.геология. - 1972. - № 8. - С.23-35.
11. Силин-Бекчурин А.И. Динамика подземных вод.- М.: Изд-во Моск.ун-та, 1958. - 258 с.
12. Ходжакулиев Я.А. Основные черты современной региональной гидрогеологии нефтегазоносных районов Запада Средней Азии.- М.: Изд-во МГУ, 1966. - 126 с.
13. 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.
14. Якобсон Г.П. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазовых месторождений.- М.: Недра, 1973. - 268 с.
