CC BY
16УДК 556.3:556.98 (07)
ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ МЕЗОЗОЙСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО БАССЕЙНА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА
UNDERGROUND WATERS OF THE MESOZOIC HYDROGEOLOGICAL BASIN OF THE WEST SIBERIA MEGABASIN
В. M. Матвеевич, Jl. А. Ковиткпма
V. M. Matuscvich. L. A. Kovyalkina
Тюменский государственный иефтегаювый университет,<>. Тюмень
Юиочеоые слова: подъемные коды, сверхглуонкие скважины, триасовый гидрогеологический комшекс. инверсионная тна шность Keywords: underground waters, ultra deep bores, Triassic hydrogeological complex, inversion iihhIcI of ion salt composition
На основании новой гсодинамичсской концепции понятия «подземных водных резервуаров». разработанной исследованиями А. А. Карцева. С. Б. Вагина. Е. В. Пиннексра. В. М Матусевича. С. Л. Шварцсва. Б. П. Ставицкого. и природных водонапорных систем ЗСМБ (В. М. Матуссвич. О. В. Бакусв. 1986) предложена новая гидрогеологическая стратификация подземных вод Западно-Сибирской геосинеклизы.
Согласно этой концепции на территории Западно-Сибирской равнины был выделен надпорядковый элемент — Западно-Сибирский мсгабассейн (ЗСМБ) как сложная система, состоящая из гидрогеологических бассейнов: кайнозойского, мезозойского и палеозойского. В пределах всего разреза мегабассейна выделено 7 гидрогеологических комплексов (ГГК): олигоцен-четвертичный. турон-палсогсновый. апт-альб-ссноманский. нсокомский. всрхнеюрский. срсднс-нижнсюрский и триас-палеозойский. Степень изученности комплексов оставалась крайне неодинаковой, а триас-палеозойский гидрогеологический комплекс до настоящего времени характеризовался отрывочными сведениями по единичным скважинам. Мезозойский гидрогеологический бассейн характеризуется сложными тсрмобаричсскими и гидрогсохимическими условиями, межрезервуарными суб-
вертикальными связями, которые с палеозойским бассейном реализуются в виси мост и от тектонической и гсодинамичсской обстановки. С кайнозойским бассейном он гидравлически сообщается только по окраинам. На большей части территории ЗСМБ. то есть в погруженной части, мезозойский бассейн надежно изолирован сверху турон-олигоценовой толщей (до 650-800 м) глин.
В разрезе мезозойского бассейна ранее рассматривались четыре гидрогеологических комплекса: апт-альб-ссноманский. неокомский. всрхнсюрский. срсдне-нижнсюрский. Доюрский разрез объединялся в единый триас-палеозойский ГГК: поскольку в течение длительного времени в литературе укоренились термины «доюрскос основание» или «доюрский фундамент» Западно-Сибирской плиты, четкого стратиграфического разделения нижнего мела, триаса и перми не существовало. На стратиграфическом совещании 2001 года утверждено расчленение триасового комплекса на серии и свиты 111.
Новые технологии геофизических исследований и материалы сверхглубоких скважин 1990-2000-х годов открыли перспективы для всестороннего изучения глубоких горизонтов триасового и палеозойских комплексов.
Бурение и испытание глубоких и сверхглубоких скважин на территории ЗСМБ. а также проведенные ранее В. М. Матвеевичем широкомасштабные гидрогсохи-мичсскис исследования позволяют нам предложить новый вариант гидрогеологической стратификации с разделением триас-палеозойского комплекса на два самостоятельных стратона и охарактеризовать триасовый комплекс — нижний в мезозойском гидрогеологическом бассейне.
Меловые и юрские комплексы представлены чередованием песчаников, алевролитов. аргиллитов в различном соотношении по их пространственном) положению. общая мощность достигает 4-5 км. увеличиваясь от псри<1>срии к центру и в северо-восточном направлении.
Все комплексы являются регионально нс<|ггсгазоносными. В ионно-солсвом составе вод преобладают хлориды натрия, по минерализации воды преимущественно соленые. По содержанию микрокомпонентов они могут относиться к лечебным или промышленным в зависимости от концентраций йода (до 27-69 мг/л) и брома (до 105-187 мг/л) 121.
Воды апт-альб-сеномаиского комплекса высоконапорныс. избыточное давление на их устье составляет 1-7 атм. Дебиты скважин чаще всего составляют 100-800 м7сут. Песчаники характеризуются высокой пористостью от 12 до 42 % и проницаемостью — до 12 ООО мД. В краевых частях бассейна состав газов азотно-мстановый и мстаново-азотный, переход этих вод в метановые происходит закономерно при газонасыщснности 0.4-0.5 л/л. максимум отмечен в бассейне р. Пур — .3 л/л. Воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления эксплуатируемых нефтеносных пластов. В Среднем Приобье с<]юрми-ровались дспрессионныс воронки радиусом в десятки километров и понижением уровней до десятков и первых сотен метров.
Неокомский гидрогеологический комплекс по строению и взаимоотношению водоносных и водоупорных толщ крайне неоднороден.
В западной части бассейна комплекс по всему разрезу сложен глинами «фро-ловского барьера». Мощность достигает 500-650 м в центральной части бассейна, увеличиваясь до 1 800 м в северных районах. Обводненные песчаники комплекса имеют открытую пористость 24-27 %. проницаемость 900-1100 мД.
По ионно-солсвом\ составу и минерализации подземные воды неокомского комплекса принципиально не отличаются от вод апт-альб-ссноманского комплекса. В краевых частях бассейна развиты солоноватые гидрокарбонатные натриевые воды с минерализацией 1-3 г/л. увеличиваясь по мерс погружения отложений до 20-25 г/л с переходом в хлоридные натриевые. В пределах Ханты-Мансийской впадины и к северу происходит снижение минерализации до 8-12 г/л и повышение концентраций гидрокарбонат-иона. В восточной части в низах комплекса встречаются слабые рассолы (38-55 г/ л) хлоридного натриевого состава. По мере повышения минерализации содержание брома возрастает до 83 мг/л. Отношение
rNaVrCl" снижается с глубиной от I до 0,68- 0,87. Отношение гСГ/гВг' уменьшается от восточного обрамления к центру от 350 до 200. а вблизи «фроловского барьера» падает до 120-180. В восточной части бассейна на отдельных участках отмечаются повышенные концентрации углекислого газа. Пластовые температу ры составляют 60-90 °С, увеличиваясь до 100 °С и более.
Юрские гидрогеологические комплексы слагаются отложениями верхней, средней и нижней юры обшей мощностью до I 000 м, увеличивающейся в северном направлении до 2 000 м. К северу происходит увеличение песчанистости пластов. Открытая пористость песчаников составляет 8-12 %. На большей части бассейна отложения комплексов имеют пониженную водообильность (удельные дебиты 0,005-0,01 л/сек м), а пьезометрические уровни устанавливаются ниже дневной поверхности.
Ионно-солевой состав вод юрских комплексов довольно пестрый. Большую часть погруженной зоны бассейна занимают воды хлоридного натриевого состава с минерализацией 12-20 г/л, с повышенным содержанием гидрокарбонат-иона. В Колпашевском Приобье и в Омской впадине обнаружены рассолы с минерализацией до 105 г/л. Локализация рассолов тяготеет к линии Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта. Концентрации брома в рассолах достигают 105-187 мг/л. Температура вод в наиболее погруженной части нижне-среднеюрского комплекса достигает 90-105 °С.
Триасовый гидрогеологический комплекс. Современными методами геофизических исследований и материалами глубокого бурения установлены гетерогенность фундамента ЗСМБ [3], в различных районах его выявлены триасовые интрузии в рифтовых зонах и перекрывающие их вулканогенно-осадочные и терригенные комплексы пород (рис.1).
Ярудейская. сг.8 м
Лом»»ск*я.
5ЙЖ? 4
vV'.v 5
№
8-
Рис. 1. Триасовый комплекс
в разрезах сверхглубоких скважин (К. А. Мещеряков, Т. В. Карасева, 2010):
I — песчаник, 2 — алевролит, 3 — аргиллит, 4 — гравелит,
5 базальт, 6 — цеояитизированные туфы
Глубокопогруженные зоны фундамента с наибольшей мощностью осадочного чехла приурочены к северным районам ЗСМБ, где толщины мезозойско-кайнозойских отложений варьируют от 6 до 18 км. Скважинами более 4 км (скв. 7 Надымская, скв. 700 Самбургская, скв. 14 Геологическая, скв. 264. 266, 282 — Уренгойские) вскрыты отложения юрского, триасового и палеозойского возраста [4, 5, 6]. Триасовый период явился переходным от геосинклинального цикла раз-
12
Нефть и газ
№ 3, 2014
вития к платформенному, к широкому проявлению рифтообразования и активизации эффузивных процессов |5. 7|. Континентальные образования триаса, размещенные в грабенах и депрессиях толщиной до 2-4 км. выделены в самостоятельный тафрогенный этаж плиты.
Грабены и депрессии объединены в единую рифтовую систему, разделившую геосинсклизу на отдельные мегаблоки. в пределах которых сформировались водонапорные системы различных типов: инфильтрационные восточного, казахстанского. приуральского мегаблоков: элизионная литостатичсская центрального мс-габлока: элизионные геодинамические Омско-Гыданской структурной зоны. Вос-точно-Уральского краевого шва (В. М. Матусевич. О. В. Бакусв. 19X6). Для всей территории Западной Сибири А. М. Казаковым |Х| выделены 3 фациальные области развития триасовых отложений: I — Обь-Тазовская. II — Обь-Иртышская. Ill — Приуральская (рис. 2).
В региональном плане триасовый комплекс изучен буровыми скважинами фрагментарно. Опорные разрезы в северных районах представлены Тюменской СГ-6 и Ен-Яхинской СГ-7. на юго-западе — Тюменской скважиной 1 -Р. на юго-востоке — Никольской скважиной 1 -Р.
и- рч* шшз т* о
ZZ> А"
Рис. 2. Схема фации, много районирования триасовых опчожений Западной Сибири
(по А. \/. Каткову и др., 2002)
Фациальные области: 1 Обь-Таювская, 11 Опь-Иртышская, 111 Приуральская: 1 границы Западно-С 'ибнрекон плиты: 2 . ратщы фацнальных областей: 3 территория
развития таупеискон серии: 4 вулканогенно-осабочные породы рнфтовои системы: 5 вулкана. ■енно-осмЬчшм поргх)ы локальных впск)ии и вулканических плато; 6 прибрежная равнина: ? аллкмтальная равнина; 8 предгорная ни теш/ость; 9 опорные скваж ины и ра1речы
Максимальное распространение по площади ЗСМБ полумили породы туринской серии, впервые описанные Н. Н. Ростовцевым в 1956 г.. тампсйская и красно-селькупская серии, выделенные В. С. Бочкарсвым. распространены к северу от Сибирских Увалов.
Коллскторскими свойствами, по данным ТСГ-6. обладают песчаники и алевролиты витютинской. варснгаяхинской. пурской свит тампсйской серии триаса и вулканогенно-осадочные толщи коротчаевской свиты красносслькупской серии нижнего триаса (рис. 3). В качестве регионального флюидоупора рассмэтриваются глинистые отложения ягельной свиты нижней юры мощностью до 120 м |4|. Песчаники витютинской. варенгаяхинской. пурской свит триаса в интервалах
5 427-5 682. 5 758-5 768. 5 870-5 878. 6 259-6 280 м характеризуются повышенными фильтрационно-смкостными свойствами и газоносностью: приток газа — до 3 m Vcyt. пористость — 7.4-11.0 %. проницаемость — 0.003-0.920 ф.\г.
При испытании вулканогенных пород коротчаевской свиты триаса в интервале
6 600-6 650 м получен приток пластовой воды с газом до 100 м'/сут. Пористость по данным керна и ГНС составляет 6.2-1.3.0 %. проницаемость — 0.004-0.012 фм:. По данным изучения керна и материалам интерпретации ГИС высокопроницасмыс пласты-коллекторы в эфф) зивной толще коротчаевской свиты представлены базальтами со смешанной структурой пустотного пространства (сочетание пор. трещин. каверн). Пластовая вода характеризуется низкой минерализацией (< 3 г/л), высоким газосодсржанисм (до 10 л/л) с преобладанием метана — до 97 %. тяжелых У В < 0.99 %. гелия — до 0.11 %.
Уренгойское валообразное Колтогореко-Уренгойский
2 поднятие рифт g
14 п 15 п сг.6
Нерутинскап впадина 41-1 '111 3bt> 358 . 35
А Л А А А А к Ai
1гелоная свита
о.ою-о.оу.
риа^.
НовоуремгойскаХ/ Z " свита v' _ йилотииская сайта— "
Bdринг аяхШркаа^гви 1 а— *"
Пурсчая сайта— ■
Корс1мяеа<.:кая свитги
N 3,t*gc f . г
Палеозой
,ooj-aoi2
4500-5000-5500-
ьооо-
ЬЬОО-/000-
yv/
5
■■
.1' ЗМ VyT
6
l. Oí '. II I
7
Рис. 3. Фрагмент геологического paipeia Уренгойского IITP (по Т. Н. lie. юконь -Карасевой
II др. [1]): I писчано-гаесролитоаые природные резервуары; 2 глинистые ре.'ионаиьные флюидоупоры; S карбонатные протонно-тектонические останцы: 4 резервуар в вулканогенных породах; 5 рекомендованные поисковых: скважины; 6 числитель .■азопоказаннн. знаменатель результаты испытании; 7 числитель пористость. % (по керну и ГИС), знаменатель проницаемость, ф.\г (по керну и ГИС)
Тсрригенные отложения тампсйской серии триаса, представленные чередованием песчано-глинистых слоев, по данным Кравченко М. Н. (2012 г.). распространены на территории около 700 тыс. км", а их мощность увеличивается от района г. Тарко-Салс к северу, достигая 767 м в скв. СГ-6. I 183 м в скв. СГ-7. а в Большс-хстской впадине, по данным МОГТ. до 2 000-2 500 м |9|. Температурные градиенты в северных районах возрастают с глубиной: на 5-километровой отметке температура составляет 150 "С. увеличиваясь до 210 "С на глубине 7 км. а на забое Ен-Яхинской скважины (8 250 м) достигает 230 "С. Пластовые давления в интервалах глубин от .3 до 8 км превышают условные гидростатические в 1.8-2.0 раза.
Еще в конце 60-х годов прошлого века по результатам гидрогеохимических исследований было показано, что на достигнутых бурением глубинах (2-3 км) крайнего севера геохимический облик подземных вод (в частности, концентрации микроэлементов и водно-растворенного органического вещества) еще не достигает главной зоны нефтсобразования (по Н. Б. Вассосвичу). что явилось основой для высокой оценки перспектив северных районов не только на газ. как считали многие ученые, но и на нефть |2|.
Главная зона новообразования по гидрогеологическим показателям, геотермическим градиентам и степени прсобразованности органического веществ;! в северных районах сдвинута на значительно большие глубины по сравнению с центральными районами Западной Сибири. В настоящее время эти выводы подтверждаются на примере Большого Уренгоя, где обнаружены нефтяные скопления на глубинах .3 500-3 900 м 11()|.
Фактический материал свидетельствует о наличии на глубинах более 4-5 км поровых. трещинных и коллекторов смешанных типов, горизонтов и зон тектонической трещиноватости с различной степенью нс<|гтсгазоводоносности.
На основании геофизических данных Н. Н. Нсмчснко. А. С. Ровснская. Л. Ш. Гиршгорн (1989) провели фор.мационный анализ глубоких зон осадочного чехла и фундамента северных районов. На схематической карте-срезе — 5 ООО м на большей части севера ЗСМБ глубокопогруженные зоны выполнены нижнсюр-ской морской и прибрсжно-морской пссчано-глинистой <|юрмацисй 1111.
Триасовая континентальная пссчано-глинистая формация (тампсйская серия) в Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО развита локально в виде узкой полосы, окаймляющей зону развития нижнсюрской формации, а на северо-западе и севере (Ямальская и Гы да некая НГО) развита нижнс-срсднспалсозойская карбонатно-терригенная формация.
Вниз по разрезу (срез — 7 ООО м) наибольшее распространение получили тампсйская серия триаса и нижнс-срсднспалсозойская карбонатно-терригенная формация. Прогноз типов формаций по данным ГИС подтвердился результатами бурения и данными керна глубоких и свсхглубоких (ТСГ-6. СГ-7) скважин. В северных районах ЗСМБ на глубинах около 7 ООО м триасовые отложения сохраняют коллскторский потенциал по всему разрезу, а открытая пористость в них достигает 20 %.
Высокие коллскторскис характеристики глубокопогруженных пород, содержащих глинистые минералы, объясняются с позиций постссдимснтационных преобразований на поздних стадиях катагенеза |12|. При высоких температурах и давлениях интенсифицируются процессы выщелачивания карбонатов и других минералов при воздействии высвобождаемой с поверхности глинистых минералов физически и химически связанной воды, обладающей аномальными свойствами и химической агрессивностью. Присутствие ОВ в глинах, являющихся мощным катализатором, еще более резко усиливает интенсивность протекания химических реакций (за счет выделяющихся органических кислот), что подтверждено экспериментально (Белов Н. В.. Зхус И. Д. и др.. 1974). В скв. ТСГ-6 на глубине около 4 км отмечены гидрокарбонатные натриевые воды с минерализацией 7.3 г/л.
йода — 7 мг/л. брома — 13 мг/л. Поровыс растворы песчаников имеют минерализацию 6-10 г/л. а в ris рекой свите (Т,_2) в интервале 6 174-6 300 м минерализация составляет около 1 г/л |2|. Наличие инверсионной гидрогеохимической зональности является одним из надежных показателей регионального прогноза нефтеносности.
Результаты опробования глубоких и сверхглубоких скважин позволили выявить на севере Западно-Сибирского мсгабасссйна реликт нижнемезозойской эли-зионной водонапорной системы, характеризующейся инверсионной гидрогеохимической зональностью, которая отчетливо проявляется в триасовом гидрогеологическом комплексе, как и в низах нсокомского и юрских нефтегазоносных комплексов в центральной части бассейна. В ионно-солсвом составе подземных вод появляется гидрокарбонатно-натрисвый тип (по В. А. Сулину). свидетельствующий о «молодости» нефтяных залежей — от раннего кайнозоя до средне-четвертичного. установленных В. М. Матвеевичем на основе расчетов диффузии бензола из водных ореолов рассеяния нефтяных залежей (В. М. Матуссвич. 1976).
Образование гидрокарбонатно-натрисвых вод и инверсионную зональность подземных вод глубоких горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты на основе расчетов бор-бромного отношения В. А. Всеволожский. Т. А. Кирссва связывают с посту плением эндогенных и мантийных парогазовых флюидов по рифтовым структурам и зонам разуплотнения пород, формирующимся в результате разнонаправленных тектонических движений.
Континентальные условия накопления осадков в триасовом периоде предопределяют первоначально инфильтрационный генезис и гидрокарбонатно-натрисвый (по В. А. Сулину) тип подземных вод. претерпевающих в дальнейшем глубокие преобразования при смене континентального режима осадконакопления (регрессии) морским (трансгрессия). Погружение и прогибание пластов, у величение литостатичсского давления привели к накоплению ссдимснтационных вод. к инъекциям элизионных (возрожденных) вод в коллекторы и их смешению с инфильтрационными. Мстаморфизация вод и посту пление газопаровых флюидов из мантии при активизации тектонических движений в течение 200-миллионнолстнсго периода времени с<|юрмировали современный облик подземных вод глубинного триасового гидрогеологического комплекса ЗСМБ.
Таким образом, триасовый гидрогеологический комплекс на современном этапе представляет собой наиболее интересный для теоретического изучения объект гидрогеологии, в формировании и преобразовании которого главенствующая роль отводится глубинным факторам и процессам. Уже сейчас просматривается его перспективность на нефть и газ. прогнозируемая по гидрогсологичсскиУ1 показателям.
Список литературы
1. Триас Западной Сибири Материалы к сгражфафичсскому совещанию но мезозою Западно-Сибирской иди I ы. I 1овосибирск: CI 1ИИ1 1 'иMC. 2001. 226 с.
2. Матуссвич Ii. М.. Рыльков А. В.. Ушаганский И. II. Геофлюидальныс системы и проблемы нсфтетопосности Западно-Сибирского мсгабасссйна. Тюмень: Тюм1 ! 11 У. 2005. 225 с.
3. Сурков В. С.. Жеро О. Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 14.3 с.
IxXioKoiib-Карасева Т. В.. Горбачев В. И.. liai икона С. К.. Беляева Г. JI.. Кхлаков 1С). Д. Перснек-I ивы нефтегазоносное га глубокопогружепных оможений севера Западной Сибири но данным сверхглубоко«) бурения Геология нефти и ни. 2006. №6. С. 2-9.
5. 1>очкарев В. С.. Нрехунцов Д. М.. Дсщепя Ji. 11.. Лукомская К. Г.. Тулубаев С. Д. Геодинамика Западной Сибири в фиасовом периоде Горные ведомости. 2005. №3. С. 4-19.
6. Карасева Т. Д.. Мещеряков К. Д.. Горбачев В. И.. Ход ja И. В.. Савинов В. II. Новые представления о формировании нефте!аюносносги в фиасовых прошбах севера Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. №7. С. 10-16.
7. Мещеряков К. Д.. Карасева Т. В. Особенности формирования триасовых прогибов севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностыо Пеф|егазовая геология. Теория и практика. 2010. Т. 5. №3. р.текгронный ресурс]. Режим досгот: http: wuv.nglp.ru ruh 4 31 2010.pdT.
8. Киричкова А. И. Особенности литологии континентального триаса Западной Сибири / Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 6. - № 1. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http:,/www.iietp.ru/rub.23_201 l.pdf.
9. Кравченко М. Н. Ресурсный потенциал углеводородов нижие-«реднеюрских и доюрских горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Автореферат дисс. - М, 2012. - 24 с.
10. Проблемы Большого Уренгоя. Сулейманов Р., Ланчаков Г.. Маринин В., Москвичев В., Григу-лецкий В.. 2008. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http:/.www.indpa. ni/ nefteservis /200&'04/20007.htin I.
11. Немченко H. H.. Ровенская А. С., Гиршгорн Jl. Ш. Прогноз фазового сотояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: geolib. narod.ni/ Journals/ OilGasGeo, 1989,11/Stat/Ol/statOl.htiril.
12. Сиротенко Л. В.. Сиротенко О. И. Геологические факторы нефтегазоносности глинистых толщ на больших глубинах [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: /www.geolib.ru /OilGasGeo 2001/05/stat03.html.
Сведения об авторах.
Матвеевич Владилшр Михайлович, д. г.-м. п., профессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа->>. Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, met. 8(3452)444347.
Ковяпкина Любовь Андреевна, доцент кафедры «Геология месторождений нефти и газа». Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: \yru@mail.ru.
Matusevicli V. М. Doctor of Geology and Mineralogy, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen Siaie CM and Gas University, phone: 8(3432)444347.
Kovyatklna L. A. associate professor of (he chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen Siaie Oil and Gas University, phone: 8(3452)390346, e-mail: vyru@imail.ru.
