CC BY
19
ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ (ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА
Том 297 1975
ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РАЙОНОВ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
А. Д. НАЗАРОВ, П. А. УДОДОВ, Н. М. РАССКАЗОВ, В. Г. БЫКОВ
,В ¡пределах нефтегазоносных площадей Томской области развиты разнообразные по химическому, газовому, изотопному и бактериологическому составам (подземные воды, изучение которых имеет большое значение (при .поисках, разведке и эксплуатации залежей нефти и газа, водоснабжении городов и поселков и развитии гидроминеральной базы санаторно-курортного строительства и теплофикации.
Целью -региональных нефтепоисковых гидрогеохимических исследований является оценка перспектив неизученных территорий или уточнение »перспектив территорий с выявленной иефтегазоносностью. Так, например, в 'настоящее время в Томской области встал воттрос оценки перспектив нефтегазоносности Обь-Енисейского междуречья и верхних гидродинамических зон Обь-Иртышского междуречья.
Формирование вод нефтяных и газовых месторождений и самих месторождений тесно связано с гидрогеологическими и палеогидрогео-логичесшми условиями, которые для каждого объекта :МОгут быть различными, так как участие седиментационных, древних и современных кнфильтрационных вод в формировании вод различных районов и даже месторождений неодинаково.
Наиболее благоприятными условиями для длительного 'сохранения залежей нефти и газа является затрудненный водообмен или повышенная, рез'ко угнетающая развитие микрофлоры температура.
В таких условиях воды нефтяных 'и газовых месторождений обычно имеют 'повышенную общую минерализацию и повышенное содержание хлоридов ¡кальция и натрия, брома и аммония. Однако известны случаи (север Западной Сибири, Кавказ и другие), когда залежам нефти и газа сопутствуют низкоминерализованные воды с повышенным содержанием-сульфатов и гидрокарбонатов. Не исключена возможность встречи в слабо-минерализованных водах »месторождений нефти и таза и в восточных районах Западной Сибири.
И даже в области развития слабаминерализованных вод 'часто можно встретить участки со значительным повышением минерализации, что обусловлено интенсивностью водообмена, связанного, в свою очередь, с различной флюидоироводимостью пород. Следовательно, при отрицательной оценке перспектив, нефтегазоносности необходимо иметь данные о площадном распределении значений коэффициента проницаемости.
Анализ фактического материала показывает, что в пределах Том-
сиой области довольно четко выделяются три гидрогеохимические зоны, существенно отличающиеся по условиям формирования [16].
(В верхней, хорошо (Промытой инфильтрационными водами зоне на Обь-Иртышском междуречье отложения представлены песчано-глини-стыМ'И морскими и континентальными породами- кайнозоя. На Обь-Енисейском междуречье эта зона опускается уже в верхнемеловые и за ¡пределами области в нижнемеловые и юрские отложения. Воды этой зоны пресные гидрокарбонатно-натриевые или кальциевые с азотным или метановым (в торфяниках) составом растворенных газов. Содержание аммония достигает 10 мг]л, брома — в пределах чувствительности метода. При (вскрытии водоносных горизонтов на глубине '280—380 м (Кол-пашево, Александров«) отмечается выделение газов [14, 6].
Вторая, менее промытая зона приурочена к песчано-глинистым континентальным (покурская свита и ее аналоги) и морским (кия-линская, тарская, куломзи-нская свиты и их аналоги) отложениям верхнею и нижнего мела. Эта зона изолирована от верхней на Обь-Иртыш-ском междуречье мощной водоупорной толщей эоценверхнемеловых морских глин. В северо-западном направлении и с глубиной наблюдается закономерная смена солоноватых шдро.карбонатных и гидрокар-бонатно-хлоридных натриевых метаново-азотных вод солеными и крепко-солеными хлоридно-натриевыми т кальциево-натриевыми с азотно-метановым и метановым составом растворенных газоов. В этом же направлении увеличивается содержание аммония (до 35 мг/л), брома (до 95 мг/л), тяжелых углеводородов (до 3,7%). ¡На формирование ¡вод данной зоны оказали ¡влияние свободные талассогенные и метеогенные воды и поровые растворы как вмещающих, так и перекрывающих отложений [6, 14—¡19]. Оказалось также влияние процессов мета-морфизации и преобразования вод и захороненного органического -вещества, а местами и /вертикальная миграция флюидов. Область развития смешанных вод уходит на запад за пределы Колпашевского района. Результатом 'воздействия этих вод можно считать разрушение небольшой залежи углеводородов на Колпашевской площади (5—>Р) в отложениях тарской свиты. На Обь-Енисейском междуречье основное влияние оказали процессы метаморфизации ин фильтрационных вод и захороненного органического ¡вещества, гж как здесь отложения данной зоны формировались ¡в континентальных условиях. Результатом этого является распространение солоноватых и соленых вод с метановым составом растворенных газов. В этой зоне -на Обь-Иртышском -междуречье выявлен ряд продуктивных пластов группы БВ, АВ и ПК.
Нижняя пидрогеохимическая зона с ¡весьма замедленным 'водообменом ¡приурочена 'к юрским отложениям и 'верхней части фундамента и изолирована почти 'во всей области от вышележащих отложений ¡мощной ¡валанжин-берриас-верхнеюрской толщей глин. Зона характеризуется широким (развитием рассольных (36—80 г/л) хлоридно-натрие-вых метановых вод с содержанием -аммония до 150 мг/л, брома — до 153 мг/л и тяжелых углеводородов — до <5,7%. И лишь вблизи ¡внешних областей питания рассолы сменяются менее минерализованными водами, а метановые газы — азотно-пиетановыми. Граница зоны с наличием углеводородов протягивается на востоке примерно по линии Ванжилькы-нж — Максим1кин Яр — Пеоочно-Дубршка. Формирование вод происходило под влиянием сингенетичных метеогенных (нижняя — средняя юра), морских (верхняя — средняя юра) и инфильтрогенных i (¡вдоль обрамления) ¡вод, процессов метаморфизации органического вещества и 'миграции флюидов из фундамента. В этой зоне выявлены продуктивные пласты группы Ю и М [6, 14—<19].
Та:ким образом, в результате ¡сложных гидрогеологических и палео-гидрогеологи'чеоких условий сформировались современная вертикаль-
ная и горизонтальная 1гидрогеохимические зональности, проявляющиеся в закономерном увеличении сверху вниз по разрезу и с юго-востока на северо-запад (по площади) минерализации, хлоридов натрия и кальция, газонасыщенности, углеводородных газов, аммония, брома. В этом же направлении улучшают условия сохранения залежей нефти и газа. Вообще, можно сказать, что вторая и третья зоны с замедленным и весьма замедленным водообменом характеризуются благоприятными уело- » виями, ухудшаясь лишь в зоне смешения вод. Это подтверждают и открытые .месторождения нефти и газа [19].
Однако кроме благоприятных условий необходим еще источник углеводородов. По мнению большинства сибирских и других ученых источник а ми нефти и газа пластов Ю-1, Ю-П и пластов групп БВ, АВ и ПК являются нефтематеринские средне-верхнеюрюкие и нижнемеловые отложения [б, 10, 11]. Вопрос же об образовании нефти и газа в пресноводных юрских отложениях и поступления их из фундамента является открытым. В этом отношении заслуживает внимания вопрос формирования рассолов. По мнению одних исследователей (Н. Н. Ростовцев, Б. П. ■Ставицкий и др.)> образование рассолов обусловлено процессами метаморфизации (концентрации) вод, по мнению других — раюоолы поступили из соленооных кембрийских отложений фундамента [6, 20]. Аномальное залегание рассолов, особенно в куломзинской свите, среди вод Западно-Сибирского артезианского бассейна и рост минерализации в основном за счет хлоридов натрия позволяет предполагать возможность поступления рассолов из фундамента по тектоническим нарушениям. Поэтому формирование залежей нефти и газа на Обь-Ени-сейском междуречье может быть связано 'как с образованием углеводородов в пресноводных юрских отложениях (хотя в настоящее время еще трудно судить о масштабах такого нефтеобразования), так и с поступлением их по тектоническим нарушениям. Наличие в составе растворенных газов тяжелых углеводородов, а в водах органического вещества нефтяного ряда и угл еводоро докис л я ю щи х* бактерий (Северо-Колпашбвская площадь) указывает на возможность образования в юрских отложениях Обь-Енисейшого междуречья скоплений нефти и газа. В то же время открытие залежей углеводородов на контакте с палеозойскими породами указывает на возможность миграции их из фундамента [3, 6, 16].
Многие исследователи (В. А. Кротова и др.) уже давно отмечали важное значение тектонических нарушений в образовании месторождений нефти и газа [12, 13]. Подтверждением этого в Толокой области может служить наличие углеводородных залежей в покурской и ипа-товской свитах (Северное месторождение).
Поэтому при поисках нефти и газа на Обь-Енисейском междуречье 1
первоочередного внимания заслуживают структуры, находящиеся вблизи или связанные с крупными тектоническими нарушениями.
То же самое можно сказать о перспективах нефтегазонооности верхней части второй гидрогеохимической зоны на Обь-Иртышском междуречье. /
Таиим образом, из вышеизложенного видно, что традиционные гидрогеологические показатели нефтегазоносности, такие как минерализация, хлор-кальциевый тип, йод, бром, аммоний и газовый состав, являются региональными показателями, применимыми лишь для оценки* перспектив нефтегазоносности.
На поисковой же стадии область этих показателей резко ограничена, так как целью гидрогеохимических исследований на данной стадии уже является оценка продуктивности отдельных структур как до, так и в процессе, и после окончания бурения скважин. Поэтому в данном
случае используются такие гидрогеохимические показатели, изменения которых обусловлены в основном миграцией компонентов нефти и газа из залежи. К ним можно отнести упругость растворенных газов, содержание тяжелых углеводородов, бензолов, органических кислот, изотопов углерода, азота и водорода, некоторых микрокомпонентов (ванадия, никеля, фосфора и др.)» бенЗолокисляющих бактерий, брома, аммония и др. [12, 14, 15, 18].
К сожалению, нужно констатировать, что закономерности изменения этих показателей вблизи залежей вообще, а в условиях Западной Сибири, в частности, еще слабо изучены. Обычно на процесс обмена составными компонентами между водой и нефтью- накладывают отпечатки другие процессы, и влияние залежей часто улавливается лишь с помощью высокочувствительных методов и поэтому большое значение приобретает качество опробования горизонтов и отбора пробы воды.
В пределах Томской области наблюдается увеличение вблизи залежей углеводородов газового фактора до 5 и более и тяжелых углеводородов — до 2—20% •
Не ясен еще вопрос распределения вблизи нефти и газа брома и аммония. Бели раньше считалось, что они накапливаются под влиянием углеводородов, то в последнее время доказано, (в том числе и для Западной Сибири, определяющее влияние процессов метаморфи-зации. Это подтверждается и фактическим материалом. Так, если в верхней гидрогеохимической зоне содержание брома находится в пределах чувствительности методов ■ анализа, а аммония в пределах от 0,1 до 10 мг/л> то во второй зоне содержание их повышается соответственно до 95 и 35 мг/л и в третьей — до 153 и 150 мг/л. Вопрос же влияния углеводородных залежей, которые к тому же характеризуются более застойными по отношению к другим участкам пласта условиями, остается до сих пор не выясненным. Здесь большую роль может сыграть изучение изотопов азота [15, 19].
В распределении микрокомпононтов в подземных водах также наблюдается возрастающее влияние процессов (концентрации с глубиной. Известны работы (Л. К. Гуцало, В. А. Кривошея) по Днепрово-До-нецкой впадине, в ¡которых высказывается мысль о поисковом значении стронция [9]. Однако 'последний находится в парагенетической ассоциации с кальцием и скорее является показателем более застойных условий ловушек. Поисковое значение ванадия и никеля также еще не ясно. По мнению М. С. Гуревича, для Западной Сибири не наблюдается взаимосвязи (микрокомнонентов с углеводородами [8].
Большую перспективу, однако очень сложную методику анализа, имеет изучение органического вещества ©од. Имеющиеся материалы по органическому составу подземных вод нефтяных и газовых месторождений позволяют наметить в качестве более перспективных показателей содержание бензола, жирных кистоти органического фосфора.
В настоящее время в нефтепоисковых целях широко проводятся изотопные (по углероду, водороду, кислороду, азоту и т. д.) и микробиологические исследования. В распределении дейтерия отмечается закономерное увеличение его с глубиной. Вопрос же распределения его вблизи залежей остается открытым. По мнению И. В. Гринберга и М. Е. Петриковской (флотационный метод анализа), воды обогащаются дейтерием, по мнению других— они обедняются, по мнению третьих — изотопного обмена не происходит {1, 2, 7]. Исходя из теоретических предпосылок, изотопный обмен между водой и углеводородами должен происходить в ту или иную сторону в ¡зависимости от смещения изотопного равновесия. По нашим данным, полученным актив анионным методом, отмечается увеличение содержания дейтерия в водах с глубиной от 0,0140 до 0,0148 ат %, что обусловлено увеличением доли та лассо-
генных вод. Однозначного влияния залежей нефти не отмечается. Поэтому дейтерий следует считать (региональным показателем {17].
Нами также, совместно с кафедрой горючих ископаемых ТЛИ и СНИИГГИМСом, начаты исследования по ¡распределению изотопов углерода вод и газов в региональном плане и вблизи залежей нефти и газа. В настоящее время проводятся глубинная и поверхностная изотопные съемки, целью которых являлось выявление фронта миграции углеводородов из залежи. Теоретической предпосылкой проведенных исследований явились различия изотопного состава нефтяных газов от других биохимических и метаморфических газов, увеличение содержания тяжелых изотопов в сторону гомологов метана (работы И. В. Гринберга, Ф. А. Алексеева, Э. М. Г адамова и других советских и зарубежных авторов) и возможность миграции углеводородов вплоть до поверхности ((работы В. А. Соколова, П. А. Антонова, Ф. А. Алексеева, Г. А. Мопшиввокого и др.) [4, 6, 7].
По нашим данным установлена вертикальная миграция углеводородных, в том числе тяжелых, газов из глубокозалегающих нефтегазоносных отложений. Региональная газовая зональность глубоких горизонтов в общих чертах отражается в газовом составе первого от поверхности выдержанного водоносного горизонта. На таком региональном фоне залежи углеводородов и зоны разрывных нарушений фиксируются в виде аномалий по углеводородным газам и микрофлоре. Результаты этих исследований позволили разработать ¡методику гидрогазобиохи-мичеоких поисков месторождений нефти и газа в характеризуемом регионе, рекомендованную производственным организациям.
Учитывая, что в настоящее время наступает более трудный этап — этап поисков литологических, стратиграфических и тектонически экранированных залежей, разработка гидрогеохимического метода имеет большое значение.
ЛИТЕРАТУРА
1. Ф. А. Алексеев, В. В. Концов а, К геохимии дейтерия в подземных водах. Сб. «Прямые методы поисков нефти и газа». М. ,«Недра», 1964.
2. Б. С. Бр е з г у н о в, Л. С. Власова, В. Н. С о й ф е р. Изотопный состав водорода подземных вод и нефтей в связи с их происхождением. «Геохимия», 1968, № 1.
3. В. С. В ы ш е м и р с к и й. О возможности нефтегазоносности палеозоя Западно-Сибирской низменности. Кн. «Проблемы нефтегазоносности Сибири». «Наука», 1971.
4. Э. М. Г а л и м о в. Геохимия стабильных изотопов углерода. М., «Недра», 1968.
5. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности (под. ред. Н. Н. Ростовцева), Л., Гост-оптехиздат, 1958.
6. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений. М., Изд-во АН СССР, 1959.
7. И. В. Гринбе,рг, М. Е. П е т р и к о в с к а я. Исследование изотопного состава органического вещества горючих ископаемых. Киев, «Наукова думка», 1965.
8. М. С. Гуревич. Редкие и рассеянные элементы в артезианских водак. Бюллетень ВСЕГЕИ, № 2, 1960.
9. Л. К. Гуцало. Применение статистического анализа для выявления гидро-гео химических показателей нефтегазоносности локальных структур. «Известия А1Н СССР, серия геол.», № 2, 11970.
10. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. Тр. СНИИГГЙМС вып. 132, 1972.
11. А. Э. Контор ович и др. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности. М., «Недра», 1971.
12. В. А. Кротова. Гидрогеологические критерии нефтеносности. Л., Гостоп-техиздат, 1960,
13. В. А. Кротова. Роль зон разгрузки подземных вод в формировании углеводородных скошлений и их нефтелоисковое значение. «Советская геология», № 3, 1966.
14. А. Д. Назаров. К характеристике состава подземных вод районов буро-угольных месторождений Назаровской впадины и нефтегазоносных районов Томской области. Кн. «Геология и полезные исшпаемые Восточной Сибири». Иркутск, 1971.
15. А. Д. Назаров. Распределение аммония в подземных водах месторождений горючих полезных ископаемых юго-восточной части Западно-Сибирской низменности. Об. «Геология», Томск, Изд-во Томск, ун-та, 1973.
16. А. Д. Назаров. Районирование территории Томской области по условиям формирования химического состава минеральных вод. Тезисы докладов VII совещ. по подз. водам Сибири и Д. Востока, Иркутск — Новосибирск, 1973.
17. А. Д. Назаров, В. Г. Иванов, В. Е. Ветштейн. Оценка перспектив неф-тегазоносности территории Томской области по изотопному составу водорода подземных вод. Матер. XI научной аспирантеко-етуденческой конф., Новосибирск, 1973.
18. А. Д. Назаров. Перспективы нефтегазоносности территории Томской области по гидрогеохимическим показателям. Материалы XI научной аспирантско-студен-ческой конференции. Новосибирск, 1973.
-19. А. Д. Назаров. Минеральные лечебные и 'промышленные воды Томской области. Об. «Вопросы 'изучения курортных ресурсов и организации санаторно-курортного лечения в Сибири и на Д. Востоке». Вып. 2, Томск, 1974.
20. Ю. К. С м о л е н ц е в. К вопросу формирования рассолов в палеозойских и мезозойских отложениях Западно-Сибирского артезианского бассейна. Труды меж-вуз. конф. по гидрогеохим. и палеогидрогеол. методам. Томск, 1969.
