CC BY
15
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА СТРУКТУРАХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЯМАЛО-КАРСКОЙ ДЕПРЕССИИ
Д.А.Новиков (ИГНГ СО РАН),
А.В.Лепокуров (Томский политехнический университет)
Гидрогеологическим исследованиям нефтегазоносных отложений Западно-Сибирского мегабассейна посвящены многочисленные работы Е.А.Барс, М.СГуревича, С.В.Егоро-ва, А.Э.Конторовича, А.А.Карцева,
Н.М.Кругликова, В.М.Матусевича,
В.В.Нелюбина, Р.Г.Прокопьевой, О.В.Равдоникас, А.А.Розина, Б.П.Ста-вицкого, В.Б.Торговановой, Л.Г.Учи-телевой и др. Результатом их явилось установление основных гидрогеологических закономерностей бассейна, в частности его зональности, специфики формирования ионно-со-левого состава, особенностей вод нефтяных и газовых месторождений [1].
Рассмотрим гидрогеологические условия нефтегазоносных отложений структур Северного свода, расположенного в южной части Ямало-Карской депрессии на севере Западной Сибири (рис. 1).
Гидрогеологические условия региона
Геологический разрез Северного свода представлен песчано-глини-стыми отложениями мезо-кайнозой-ского осадочного чехла, мощность которого варьирует от 3,6-3,9 км на юге структуры до 4,0-4,б км на севере. Чехол подстилается в разной степени метаморфизованными породами палеозойского фундамента, преимущественно карбонатного и терригенно-карбонатного составов [1, 2]. В тектоническом отношении
Северный свод является структурой I порядка в пределах южной части Ямало-Карской депрессии Западно-Сибирской геосинеклизы [3].
На изучаемой территории поисково-разведочными работами выявлено 21 месторождение нефти и газа (Губкинское, Комсомольское, Северо-Комсомольское, Верхнепур-пейское и др.). Этаж промышленной нефтегазоносности охватывает отложения от сеномана (пласт ПК^ до средней юры (пласт Ю3) и составляет более 2,5 км.
В соответствии с принятой гидрогеологической стратификацией (Матусевич В.М., 1976; Розин А.А., 1977; Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н., 1985; Матусевич В.М., Рыльков А.В., Ушатинский И.Н., 2005; Гидрогеология СССР. Т. XVI., 1970) в разрезе нижнего гидрогеологического этажа выделяются четыре основных гидрогеологических комплекса: апт-альб-сеноманский, нео-комский, верхнеюрский и нижне-средне-юрский.
Все водоносные комплексы нижнего гидрогеологического этажа в пределах изученных структур значительно отличаются составом подземных вод и водорастворенных газов (ВРГ), геохимическими и гене-
тическими типами вод, термобарическими условиями (табл. 1). В нефтегазоносных отложениях развиты солоноватые, соленые воды и слабые рассолы со значениями минерализации до 66,6 г/дм3. Состав подземных вод довольно разнообразен, однако доминируют воды хлоридного натриевого, хлоридно-гидрокарбонатного натриевого и гидрокарбонатно-хло-ридного натриевого составов. Наиболее соленые воды приурочены к верхнеюрским отложениям. Все воды содержат газы метанового состава с содержанием более 60 %, лишь в пределах неокомского комплекса выявлено несколько точек с более низкой концентрацией. Газо-насыщенность подземных вод закономерно растет с глубиной от 0,2-2,3 л/л в апт-альб-сеноманском комплексе до 3,6 л/л в нижне-среднеюрском.
Рис. 1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ СЕВЕРНОГО СВОДА (1) НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ГЕОСИНЕКЛИЗЫ
Таблица 1
Гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов
Показатели Апт-альб- сеноманский Неокомский Верхнеюрский Нижне- среднеюрский
Водовмещающие отложения
Свита Пласт Мощность, м Температура,°С Пластовое давление,МПа Ка Покурская ПКі_24 1150-1300 24-59 7,3-18,8 0,84-1,10 Тангаловская, сортымская и их возрастные аналоги АП7_11,БП1_24,БТ0-16 БУ8-і8,БВо-і2,БС7_іо Ачі_4 и др. 950-1100 52-92 18,6-35,5 0,94-1,31 Яновстанская, васюганская и их возрастные аналоги Ю, 50-150 87-101 31,4-39,0 1,09-1,31 Тюменская, котухтинская, ягельная,береговая Ю2-23 850-1100 91-103 30.3-38,9 1.03-1,32
Состав подземных вод
pH 6,8-8,8 (7,8) 5,7-9,1 (7,7) 6,6-8,3 (7,2) 7,4-9,2 (8,1)
НС03,мг/дм3 74-2294 (687) 49-3050 (905) 48-1964 (809) 159-1110 (741)
вО^'.мг/дм3 1-50 (14) 1-347 (37) 7-126 (50) 14-40 (23)
СГ,г/дм3 3,7-12,9 (9,6) 1,0-20,9 (7,3) 3,4-39,7 (19,1) 6,4-22,2 (13,3)
Вг,мг/дм3 14,9-75,5 (39,9) 0,4-87,6 (31,9) 7,1-147,4 (62,5) 22,9-79,0 (58,4)
|-,мг/дм3 2,6-59,3 (12,0) 0,3-22,7 (9,1) 0,8-26,3 (5,1) 1,7-4,2 (3,2)
Ма+,г/дм3 2,4-8,9 (6,1) 0,9-12,9 (4,6) 2,0-23,4 (12,1) 3,9-13,9 (9,2)
Са2+,мг/дм3 44-710 (283) 18-2390 (257) 60-2400 (859) 6-721 (396)
Мд2+,мг/дм3 12-360 (94) 1-304 (38) 6-301 (111) 2-130 (50)
К+,мг/дм3 24-144 (64) 6-300 (59) 17-325 (146) 58-150 (113)
ІМН^.мг/дм3 2,5-45,0 (21,8) 0,2-150,0 (21,7) 3,0-150,0 (57,7) 42,0-75,0 (59,3)
вЮ2,мг/дм3 6,0-79,0 (19,2) 2,0-112,0 (24,2) 5,0-58,0 (17,9) 5,0-22,0 (15,3)
В+,мг/дм3 3,1-59,5 (22,8) 0,4-90,6 (25,6) 2,2-68,0 (10,4) 2,2-4,3 (3,6)
р-,мг/дм3 0,4-4,4 (1,6) 0,1-6,5 (1,6) 0,4-8,9 (2,0) 1,3-1,7 (1,5)
Нафтеновые кислоты, мг/дм3 0,1-5,7 (1,0) 0,1-5,9 (0,7) 0,1-1,1 (0,6) 0,3-1,9 (0,8)
Сумма, г/дм3 6,5-22,5 (16,5) 2,6-35,6 (13,3) 6,2-66,6 (32,7) 11,1-37,7 (23,8)
гМа/гС1,г/дм3 0,83-1,40 (0,98) 0,41-1,54 (1,02) 0,42-1,31 (0,93) 0,94-1,51 (1,05)
С1/Вг,г/дм3 141-399 (231) 114-892 (239) 178-495 (304) 223-286 (265)
Солевой состав вод Хлоридный натриевый,хлоридно-гидрокарбонатный натриевый,
(по С.А. Щукареву) гидрокарбонатно-хлоридный натриевый
Число анализов 74 344 29 10
Состав ВРГ,%
С02 0,06-3,24 (0,87) 0,02-3,19 (0,61) 0,09-1,60 (0,70) 0,32
N2 0,62-6,91 (2,59) 0,03-15,01 (2,44) 0,90-2,89 (1,75) 0,68
Не Сл.-0,015 (0,008) Сл.-0,075 (0,016) Сл.-0,058 (0,021) 0,015
Аг Сл.-0,102 (0,028) Сл.-0,281 (0,034) Сл.-0,013 (0,012) -
Н2 Сл.-0,20 (0,08) Сл.-5,76 (0,56) Сл.-1,77 (0,90) Сл.
сн4 73,7-98,3 (94,7) 56,2-98,0 (86,6) 73,7-90,7 (82,9) 85,3
С2Н6 0,31-2,51 (1,09) 0,37-17,51 (4,88) 2,52-11,85 (7,55) 9,31
с3н8 0,01-0,23 (0,05) 0,01-13,15 (2,54) 1,78-9,35 (4,45) 3,20
Д34Н10 Сл.-0,154 (0,040) Сл.-8,472 (0,956) Сл.-1,588 (0,673) 0,486
ЛС4Н10 Сл.-0,082 (0,032) Сл.-4,248 (0,874) Сл.-1,810 (1,099) 0,530
/С5н12 Сл.-0,115 (0,022) Сл.-1,843 (0,444) Сл.-0,490 (0,330) 0,130
ЛС5Н12 Сл.-0,024 (0,012) Сл.-1,171 (0,274) Сл.-0,430 (0,300) 0,071
ЕТУ 0,04-2,97 (1,17) 0,65-38,86 (9,75) 7,53-24,94 (14,51) 13,73
ЕУВ / М2 4-155 (80) 4-519 (101) 34-110 (66) 146
сн4/ету 32-2397 (217) 1-150 (26) 3-11 (7) 6
Г азонасыщенность, л/л 0,2-2,3 0,3-3,5 0,7-3,2 3,6
Состав ВРГ Метановый
Число анализов 20 163 6 1
Примечание. В скобках — предельные значения (среднее арифметическое). ---------------------------------------------------- OIL AND GAS GEOLOGY, 5‘ 2005
Изучаемый район расположен в пределах области с широким распространением аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Они выявлены практически по всему разрезу, начиная с низов апт-альб-сеноманского комплекса. Пластовые давления отдельных горизонтов в пределах неокомского и юрских водоносных комплексов имеют значения, близкие к нормальным и повышенным, но это связано с наличием в них крупных газовых и газоконденсатных залежей. В данном случае повышенные и аномально высокие давления следует трактовать как признак высокой степени закрытости недр, характерной для геогидродинамической системы элизионного геостатического (литостатического) типа, напор в которой создается при выжимании вод из уплотняющихся осадков и пород в коллекторы и частично при уплотнении самих коллекторов с выжиманием вод из одних их частей в другие (Карцев А.А., Вагин С.Б., Ма-тусевич В.М., 1986; Матусевич В.М., Рыльков А.В., Ушатинский И.Н., 2005).
В целом комплексы гидродинамически изолированы друг от друга мощными флюидоупорами, обособленность которых нарушается на локальных участках, где развиты многочисленные разломы, тектонические нарушения или литологические окна. При этом даже в пределах отдельных комплексов гидродинамические условия довольно изменчивы и позволяют выделять гидродинамически обособленные друг от друга блоки и участки (Шварцев С.Л., Новиков Д.А., 2004).
Г идрогеохимическая зональность
В пределах основных водоносных комплексов распределение солености подземных вод разной минерализации носит достаточно сложный характер. Так, в апт-альб-се-
номанском комплексе наиболее соленые воды с минерализацией 18-19 г/дм3 доминируют в центральных районах Северного свода и ограничены Северо-Комсомольским, Се-веро-Губкинским, Губки неким и
Вьюжным месторождениями. На Комсомольском месторождении в районе скв. 130, 155 и 446 происходит значительное снижение минерализации вод до 10 г/дм3. В пределах неокомского комплекса вариация общей минерализации носит еще более сложный, мозаичный характер, что связано с наличием здесь крупных залежей нефти и газа и клиноформным строением отложений. Минерализация вод меняется в значительных пределах и варьирует от 3 до 24 г/дм3 (средние значения) (рис. 2, А) и до 35,6 г/дм3 в отдельных точках (Северо-Губкинское месторождение, скв. 78, пласт Ач3). Отложения верхнеюрского комплекса характеризуются закономерным снижением минерализации подземных вод в северном и северо-запад-ном направлениях к границе выклинивания проницаемого комплекса оксфордского регионального резервуара, минерализация изменяется от 66,6 г/дм3 на Известинском до 10 г/дм3 на Северо-Комсомольском месторождении (см. рис. 2, Б). В пределах отложений нижне-среднеюр-ского комплекса проводилось опробование только малышевского горизонта. В нем максимальная минерализация подземных вод была установлена на Губкинском (29,4-32,4 г/дм3) и Северо-Комсомоль-ском (до 37,7 г/дм3) месторождениях. На других структурах Северного свода ее значение варьирует от 15-17 до 22-27 г/дм3. На участках развития вод повышенной минерализации (более 30 г/дм3) можно предположить наличие процесса вертикальных перетоков подземных вод по тектоническим нарушениям в отложения нижне-среднеюрского комплекса из вы-шезалегающего оксфордского резервуара или подстилающего палеозой-
ского фундамента. В частности, при сравнении вод васюганского (верхнеюрский комплекс) и малышевского (нижне-среднеюрский комплекс) резервуаров на Губкинском месторождении (район скв. 45, 49 и 608) выявлена их значительная схожесть не только по значению общей минерализации вод, но и по содержанию микрокомпонентов Вг, I, В и нафтеновых кислот. Вопрос о возможности вертикальных перетоков флюидов в Западно-Сибирском мегабассейне рассматривался и обсуждался в работах А.Э.Конторовича, А.А. Розина, Н.М.Кругликова, В.В.Нелюби-на, О.Н.Яковлева и др.
Выявленная гидрогеологическая структура отдельных водоносных комплексов отчетливо просматривается и при анализе вертикальной гидрогеохимической зональности. Установлено, что в пределах нефтегазоносной части разреза структур Северного свода гидрогеохимический разрез имеет инверсионный характер вплоть до верхнеюрских отложений (рис. 3, А). Далее в отложениях верхней юры происходит значительный рост минерализации подземных вод, а затем ее снижение в отложениях нижнесреднеюрского комплекса. В чем же причина такого поведения минерализации подземных вод? Ответ на этот вопрос мы можем найти при анализе генезиса подземных вод и фациальной обстановки формирования отложений в разные геологические эпохи. Как показывают результаты исследований, проведенных в ИГНГ СО РАН и СНИИГГиМСе [2], в пределах изучаемой территории преимущественно континентальные условия осадконакопления сохранялись во время формирования отложений апт-альб-сеноманского и нижне-среднеюрского комплексов, что привело к захоронению в отложениях инфильтрогенных вод, впоследствии измененных за счет взаимодействия с горными породами и рассеянным органическим веществом (РОВ).
Рис. 3. ЗАВИСИМОСТЬ ОБЩЕЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД (А), ДЕБИТА ГАЗА И СТАБИЛЬНОГО ГАЗОКОНДЕНСАТА (Б) ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
А: комплексы: 1 - апт-альб-сеноманский; 2- неокомский, 3- верхнеюрский, 4 - нижне-среднеюрский; 5- газовые и газоконденсатные залежи; 6- линия тренда; Б: дебит: 1 - газа, 2-стабильного конденсата; 3-газовые и газоконденсатные залежи
Отложения неокомского клиноформного комплекса формировались в различных фациальных обстановках. Морские условия седиментации доминировали во время формирования отложений ниже залегающего верхнеюрского комплекса, что и привело к захоронению вод изначально более высокой минерализации (> 20 г/дм3).
Наличие надежных флюидоупоров (нижневасюганского и яновстанского) обеспечило формирование элизион-ного режима и сохранение до настоящего времени метаморфизованных в прямом направлении (Шварцев С.Л., Пиннекер Е.В., Перельман А.И. и др., 1982) седиментогенных вод. Отсюда и наибольшая их соленость.
Геохимия и генезис подземных вод
Изучение гидрогеологических условий любой структуры невозможно без выявления основных геохимических и генетических типов подземных вод. В этой связи был проведен тщательный анализ
HYDROGEOLOGICAL INVESTIGATIONS
Рис. 4. ЗАВИСИМОСТЬ ИОННОГО СОСТАВА ОТ СТЕПЕНИ МИНЕРАЛИЗАЦИИ (А, Б) И ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЙ КОРРЕЛЯЦИОННЫЙ ГРАФИК (В) ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
1200
Общая минерализация, г/дм3
А
Отношение гЫа/гС1
20 40 60 80
Общая минерализация, г/дм3
У
\
<с
Ф
□
о
X
ь
О
Содержание С1,мг • экв/л В
Тип вод: / - с резким преобладанием конденсатогенных, II - смешанный (конденсатогенный, древний инфильтрогенный, седиментоген-ный), III - преимущественно седи-ментогенный, IV- седиментогенные рассолы; А: 1 - С1; 2 - НСОз; 3 -Б04; Б: 1- N3; 2-Са; З-Мд
состава подземных вод и по имеющимся критериям выделены основные геохимические и генетические типы вод. Установлено, что в разрезе доминируют воды трех основных геохимических типов (по С.А.Щука-реву): хлоридный натриевый, хло-ридно-гидрокарбонатный натриевый и гидрокарбонатно-хлоридный натриевый. Каждый из них имеет свои особенности по содержанию
основных солеобразующих макро-и микрокомпонентов, напрямую зависящих от значений минерализации подземных вод.
По мере роста общей минерализации подземных вод происходит закономерный рост основных солеобразующих катионов и анионов, в первую очередь С1 и № (рис. 4, А, 5), в меньшей степени Са, Мд и К, а также содержания микрокомпонентов: Вг, I,
В и 1\1Н4. В этом же направлении происходит закономерное снижение основных генетических коэффициентов.
В пределах изученной части разреза установлено три основных генетических типа подземных вод: седиментогенные, захоронившиеся при морских условиях седиментации, древние инфильтрогенные, проникшие в отложения в периоды регрессии морского бассейна, и
Таблица 2
Химическая характеристика генетических типов вод
Коэффициент 1 II III IV
pH 6.6-9.7 5.7-11.6 6.7 - 9.2 6,6
(7,8) (7,7) (7,5)
М,г/л < 10 10-25 25-50 > 50
гЫа 0.54-1.54 0.41-1.50 0.90-1.11 0.88-0.91
гС1 (1,06) (1.01) (0,95) (0,90)
С1 114-800 139-893 166-495 255
Вг (268) (229) (286)
г№ 0.9-57.3 0.7-98.1 8.1-45.6 7.3-7.8
(гСа+гМд) (19,4) (18,3) (13,5) (7,6)
гЫа+гМа 1.5-153.4 0.7-211.0 10.6-60.3 8.5-8.8
гСа (28,1) (28,6) (17,3) (8,6)
гСа 0.5-40.3 0.3-89.8 1.0-144.5 5.9-11.2
гМд (6,1) (6,9) (12,9) (8,7)
гЭ04- 100 0.01-9.15 0.01-1.55 0.01-0.07 —
гС1 (0,70) (0,14) (0,04)
гНС03- 100 0.7-43.9 0.4-30.3 0.5-8.8 1,1-1.4
гС1 (12,1) (6,9) (2,6) (1.3)
Вг ■103 0.74-43.98 0.29-4.23 1.14-3.28 2,35
М (2,18) (2,53) (2,17)
I- 103 0.11-1.75 0.02-3.28 0.02-0.53 0,03
М (0,81) (0,74) (0,15)
СЖ4- 103 0.05-10.23 0.15-21.36 0.31-2.83 2,39
М (1,81) (1,66) (1,58)
Вг 1.05-27.39 1.17-121.21 3.96-50.50 85,7
I (3,69) (5,83) (23,91)
НС03 1-1840 1-4640 12-146
БО, (72) (104) (79)
Число анализов 80 346 28 3
Примечание. Числитель — предельные значения,знаменатель — среднее арифметическое.
конденсатогенные, формировавшиеся одновременно с образованием УВ-залежей. К настоящему времени в бассейне доминируют процессы смешения различных генетических типов подземных вод. Начиная с момента попадания в осадочнопородный бассейн, воды различного генезиса были вовлечены в сложнейшие геохимические процессы взаимодействия с вмещающими горными породами и РОВ. В результате этого на настоящем этапе развития нефтегазоносной сис-
темы бассейна идентификацию подземных вод по генезису возможно провести только с определенными допущениями.
По комплексу генетических коэффициентов все воды были разделены на четыре типа: с резким преобладанием конденсатогенных (I), смешанный (II) (конденсатогенные, древние инфильтрогенные и седи-ментогенные), преимущественно се-диментогенные (III) и седиментоген-ные рассолы (IV) (табл. 2). Наиболее сильно различаются седиментоген-
ные рассолы и воды с резким преобладанием в смеси конденсатогенных вод. Исключительно низкая минерализация последних (<10 г/дм3) резко выделяет их на фоне остальных, но эти воды широко развиты только в районах локализации крупных месторождений газа и газоконденсата и имеют с ними общую историю (Матусевич В.М., 1975; Колодий
В.В., 1985), в нашем случае в пределах структур Северного свода (см. рис. 3, 6). Седиментогенные рассолы наоборот отличаются высокой
Таблица 3
Степень относительного концентрирования элементов (по хлору) в основных водоносных комплексах нижнего гидрогеологического этажа Северного свода по сравнению с водами Мирового океана
Северный свод Надым-Тазовское междуречье
Химические элементы апт-альб- верхне- нижне- апт-альб- верхне- нижне-
сено- манский неокомский юрский средне- юрский сено- манский неокомский юрский средне- юрский
Ca2+ 0.21-3.46 1,41 0.15-16.26 1,69 0.86-1.21 2,30 0.04-2.21 1,35 1,64 3,12 2,39 1,76
Mg2+ 0.03-0.52 0,14 0.002-0.77 0,08 0.003-0.38 0,09 0.004-0.13 0,05 0,12 0,06 0,08 0,06
Na++K+ 0.81-1.61 1.12 0.17-1.74 1,15 0.47-1.48 1,05 1.07-1.70 1,18 1,10 1,11 1,06 1,14
Cl- 1.49-5.23 2,21 0.92-18.77 3,25 0.49-5.72 1,45 0.87-3.02 1,76 2,42 3,05 1,50 2,30
c/) о Л. ro 0.001-0.051 0,014 0.001-1.773 0,058 0.002-0.141 0,054 0.007-0.045 0,020 0,020 0,038 0,023 0,070
нсоз 0.9-32.5 9,4 0.8-91.3 17,8 1.5-70.2 7,7 1.1-15.7 7,9 9,3 16,7 8,6 15,8
nh; 13-84 45 2-794 63 8-118 57 49-127 83 100 111 102 104
B+ 2.02-23.29 10,43 0.38-62.79 16,84 0.49-84.54 7,02 0.52-2.70 1,27 5,15 9,93 4,13 3,34
Br 0.27-1.42 0,68 0.01-1.69 0,55 0.10-2.27 1,03 0.38-1.30 0,96 1,30 1,31 0,92 0,97
I- 166-1741 410 12-1171 452 13-987 130 57-85 70 387 355 90 130
Si02 1.92-21.72 7,10 1.07-256.58 15,46 0.84-6.80 2,78 0.91-11.09 4,50 6,97 16,55 6,06 12,40
Число анализов 74 344 29 10 433 1969 322 186
Примечания. 1. Состав пород приведен в тексте. 2. Числитель — предельные значения,знаменатель — среднее арифметическое.
минерализацией и пониженным значением коэффициента С1/Вг. Воды смешанного и преимущественно седиментогенного типа по значениям генетических коэффициентов являются переходными. Основные различия выделенных генетических типов вод также хорошо видны на рис. 4, В, где наибольшей пестротой по химическому составу и вариацией по коэффициенту г№/гС1 обладают воды с минерализацией <10 г/дм3 с доминирующей составляющей конденсатогенных вод.
Состав подземных вод нижнего гидрогеологического этажа структур Северного свода формировался в осадочном бассейне, заполненном преимущественно седименто-генными водами, смешанными в разной степени с древними инфиль-трогенными и конденсатогенными. Химические элементы в подземных водах нефтегазоносных отложений накапливаются избирательно, а некоторые из них, например БО^ совсем не концентрируются, поэтому важно сравнить их состав с морскими водами, которые, как показали наши исследования, в большей своей части служили источником первых.
Чтобы сравнительный анализ подземных вод был более объективным, мы ввели поправочный коэффициент на возможное разбавление морской воды путем приведения концентраций С1 к одному показателю (табл. 3). За захороня-ющиеся в бассейне морские воды были приняты воды Мирового океана со следующим составом (мг/дм3): Са2+ - 400; Мд2+ - 1350; Ма++К+ -11080; С1- - 19300; ЭО2' - 2700; НСО“ - 160; Вг - 65; Г - 0,06; N14; -
0,5; БЮ2 — 6; В+ — 4,6. Полученные результаты показали, что наибольшая степень концентрирования наблюдается у традиционного ряда микрокомпонентов, таких как I, 1\1Н4, 8102, В. В макрокомпонентном составе степень концентрирования различна. Так, максимальная сте-
пень концентрирования у Са наблюдается в водах верхнеюрского комплекса (2,30), а наименьшая — в водах нижне-среднеюрского (1,35). В подземных водах не наблюдается накопления Мд и БО^, который в нашем случае восстанавливается до Н23. Этот процесс наиболее активно протекает еще на иловой стадии по реакции, в которой 8 восстанавливается, а С окисляется [5]: БО2' + 2Сорг + 2Н20 = 2НСО“ + Н2&
Накопление Мд в растворе не происходит из-за его связывания во вторичных минеральных соединениях (аутигенных алюмосиликатах). Наблюдается также высокая степень концентрирования НСО3 от 7,7-7,9 в юрских комплексах до 9,4 в апт-альб-сеноманском и до 17,8 в неокомском. В микрокомпонент-ном составе высокой степенью концентрирования относительно С1 отличается 1\1Н4 (45-83) и I (70-452), средней — В (1-17) и 8Ю2 (3-15) и низкой — Вг (0,55-1,03) (см. табл. 3). Приведённые данные показывают, что подземные воды нижнего гидрогеологического этажа изученных структур отличаются от морских более высокими содержаниями НСО3, В, Вг, I и БЮ2.
Как отмечалось, состав вод в значительной мере изменен за счет взаимодействия с вмещающими горными породами и ОВ. Взаимодействие в системе вода — горная порода разнообразно. С первичными алюмосиликатами вода повсеместно неравновесна, что приводит к их постоянному растворению. Вследствие этого происходит формирование вторичного (аутигенно-го) цемента (глинистого или карбонатного), который связывает из раствора часть химических элементов. Глинистая составляющая пород по мере развития седиментаци-онного бассейна трансформируется в направлении гидрослюдиза-ции, хлоритизации, каолинизации и отдает при этом часть элементов в
раствор [4]. В результате метаморфизма РОВ происходит поступление в воды биогенных элементов (I, В, NH4, Р и т.д.) и выделение в водорастворенную, а затем, при наличии благоприятных условий, и свободную фазу значительных объемов СН4, его гомологов, N и С02.
В заключение следует отметить, что геохимию подземных вод и тип вертикальной гидрогеохимической зональности определяют два основных фактора: 1) генетический тип; 2) равновесно-неравновесное состояние системы вода — порода — газ (нефть) — ОВ. Таким образом, современный состав подземных вод нефтегазоносных отложений изученных структур южной части Ямало-Карской депрессии является результатом эволюции состава подземных вод преимущественно седиментогенного генезиса, протекавшей под воздействием в основном палеогеографических, литолого-фа-циальных и термобарических факторов при геологически длительном процессе взаимодействия в системе вода — порода — газ (нефть) — ОВ.
Литература
1. Конюрович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Кон-торович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. — М.: Недра, 1975.
2. Конторович А.Э. Геология и полезные ископаемые России. — Т. 2. — Западная Сибирь / А.Э.Конторович,
B.С.Сурков. - СПб.: ВСЕГЕИ, 2000.
3. Конторович В.А. Тектоническое строение и история развития За-падно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое / В.А.Конторович,
C.Ю. Беляев, А.Э. Конторович и др. // Геология и геофизика. — 2001. — Т. 42. — № 11-12.
4. Шварцев С.Л. Взаимодействие воды с алюмосиликатными горными породами // Геология и геофизика. — 1991. - № 12.
5. Шишкина О.В. Геохимия морских и океанических иловых вод. — М.: Наука, 1972.
О Д.А.Новиков, А.В.Лепокуров, 2005
Results of geochemical research of underground waters of petroleum potential deposits of structures of Northern arch are given. It is shown that under conditions of geohydrodynamic system of elision geostatic (lithostatic) type the vertical hydrogeochemical ash value complicated by inversion was revealed. The underground waters advanced in region by genesis can be divided into four types:1) with sharp prevalence of condensatogene; 2) mixed (condensatogene, ancient infiltrogene, sedimentogene); 3) mainly sedimentogene and 4) sedimentogene brines. The primary factors determining geochemistry of underground waters and type of vertical hydrogeochemical ash value in region are the following: 1) history of geological development; 2) genetic type of underground waters; 3) degree of interaction of water with containing rocks and organic matter. All the listed factors determine as a result the modern structure of underground waters of petroleum potential deposits and various sequence of change with depth of waters of different salinity, a degree of metamorphization and mixtures.
УВАЖАЕМЫЕ КОЛЛЕГИ!
Во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте подготовлена и будет опубликована в 2005 г. книга В.С.Шеиня, К.А.Клещева ТЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РОССИИ”. - М.: ВНИГНИ, 2005. - 455 с., 40 табл., 225 рис.
В книге рассмотрено современное состояние геодинамических основ прогноза, поисков и разведки нефти и газа, описана методика геодинамического анализа, принципы плитотектонического, нефтегазогеологического районирования, оценки ресурсов и запасовУВ, проанализировано геологическое строение и условия формирования нефтегазоносных бассейнов России с позиций теории тектоники литосферных плит, осуществлено плитотектоническое, нефтегазогеологическое районирование территории и акватории страны, охарактеризована ее нефтегазо-носность (состояние сырьевой базы УВ-сырья, стратиграфический диапазон нефтегазоносно-сти, размещение 2868 месторождений, их приуроченность к различным плитотектоническим структурам, их характеристика).
Установлено, что 71% выявленных месторождений связан с бассейнами пассивных континентальных палеоокраин и сопряженных с ними предорогенных прогибов, 23% - с бассейнами рифтов и надрифтовых депрессий, 3 % - с бассейнами субдукционного типа (активных континентальных окраин и островных дуг), 3 % - с бассейнами орогенов столкновения плит. Оценены перспективы нефтегазоносности 20 нефтегазоносных и 27 потенциально нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов России. Их площадь по сравнению с традиционным нефтегазогеологическим районированием увеличилась на 3 5% и составляет 16,2 млн км2 (9,6 млн км2 - на суше и 6,6 млн км2 - на море). Выяснено, что крупные месторождения в России можно встретить в пределах бассейнов пассивных континентальных палеоокраин (Приенисейского, Енисей-ско-Анабарского, Лено-Вилюйского, Восточно-Енисейского, Присаянского, Восточно-Арктическо-го), внутриконтинентальных рифтов и надрифтовых депрессий (Барениевоморского, Западно-Сибирского, Лаптевского), а также в бассейнах орогенов столкновения плит (Верхоянского) и субдукционных (Сахалинских и Охотоморских).
Книга рассчитана на геологов и геофизиков-нефтяников, а также преподавателей, студентов геологического профиля.
Книгу можно заказать по адресу: 105118 Москва, ш. Энтузиастов, 36, ВНИГНИ
или по тел. (095) 673 45 01 (факс 673 47 21), E-mail: vniqni@dol.ru у Елены Михайловны Масловой
