CC BY
10УДК 552. 578. 2. 061. 33 (571. 122)
ВЛИЯНИЕ РАЗЛОМНО-БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ФУНДАМЕНТА НА ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОЕ ПОЛЕ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА
Р. Н. Абдрашитова
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: разломно-блоковое строение, гидрогеохимическое поле, глубинные флюиды,
геофлюидальные системы Key words: blocks andfaults of the basement, hydrogeochemical field, endogenetic fluid, geofluidal systems
Представления о гидрогеологическом поле получили развитие в работах В. И. Вернадского, Е. В. Пиннекера, В. А. Кирюхина, С. И. Смирнова и других исследователей.
Гидрогеохимическое поле является составляющей гидрогеологического поля, которое есть суперпозиция геогидродинамического, концентрационного, гидрогеотермического и электромагнитного полей. Структура гидрогеологического поля обусловлена непрерывными процессами переноса и аккумуляции вещества и энергии. Современная природа данных процессов во многом определяется функционированием через динамически напряженные зоны [1] геофлюидальной системы, тектоническими процессами и техногенным воздействием на недра.
Гидрогеохимическое поле является отражением длительных естественных процессов литогенеза, нашедших свое выражение в формировании гидрогеохимической зональности по минерализации и ионно-солевому составу. Для инфильтрационных водонапорных систем характерна классическая гидрогеохимическая зональность, а для элизионных - инверсионная [2]. Именно к последней относится район Красноленинского свода.
Свод входит в состав элизионной литостатической системы западного мегаблока [3] Западно-Сибирского мегабассейна. В геологическом разрезе здесь прослеживаются три характерных для Западной Сибири мегациклита: триас-аптский, апт-олигоценовый и олиго-цен-четвертичный.
В то же время, есть ряд особенностей, главной из которых является наличие «фролов-ского барьера» - глинистых отложений неокома толщиной = 600 м. Формирование этих осадков происходило в условиях устойчивого прогибания, сохранения морских условий в течение неокомского времени и накопления органических веществ. Фроловский барьер существенно повлиял на обстановку в нижележащих юрских и вышезалегающих аптских отложениях. В юрских отложениях сформировалась закрытая гидрогеологическая система.
На сложные геологические и гидрогеологические условия Красноленинского свода накладывается разломно-блоковое строение фундамента. Разрывные нарушения и блоковые поля фундамента оказывают огромное влияние на состав, структуру и характер отложений осадочного чехла в пределах района исследований. Блоки фундамента «просвечивают» в осадочный чехол, определяют характер структурно-фациальных зон мезозойских отложений и размещение зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Разломы могут являться каналами фильтрации и непроницаемыми экранами. О наличии гидротермальной деятельности в осадочной толще свода свидетельствует наличие аутиген-ных минералов (дикктит, пирит, сидерит, каолинит, карбонаты и др.) [4].
Разломно-блоковое строение сказывается на продуктивности отложений. На Ем-Еговском месторождении Красноленинского свода, на участке, площадью в 1 км2, 92% накопленной добычи нефти получено из одной скважины, попавшей в субвертикальную зону деструкции, тогда как на каждую из остальных восьми добывающих скважин, оказавшихся за пределами очага, приходится лишь по 1% [5]. Нефти юрского комплекса содержат палеонтологические остатки подстилающих палеозойских, иногда триасовых пород. На Ем-Еговской площади в апт-альб-сеноманском комплексе в составе микрофлоры выделены: 39% меловых и около 50% более древних миграционных форм [6].
Разломно-блоковое строение фундамента оказывает влияние на гидрогеохимическое поле, в первую очередь, юрского гидрогеологического комплекса Красноленинского свода. На рис.1 представлена волновая картина юрских отложений с выделенными разломами (по данным ОАО «Хантымансийскгеофизика», В.А. Корнев, 2003г.) с гидрогеохимической информацией.
Рис. 1. Волновая картина юрского и триасового комплексов и химический состав подземных вод
Подобная картина получена при совмещении сейсмических профилей и гидрогеохимической информации в пределах Песчаной, Инжегорской, Поснокорской и других площадей Красноленинского свода. Таким образом, можно говорить о формировании гидрокарбонат-но-натриевого типа вод с пониженной минерализацией, высоким содержанием гидрокарбонат-ионов вблизи разлома (не более 2 - 3-х км).
Хлоркальциевый тип с нормальной для этих глубин минерализацией выявлен в пробах подземных вод, отобранных из скважин, расположенных на определенном расстоянии от разломов (более 2,5 км). Ионно-солевой состав соответствует классической гидрогеохимической зональности. Обобщенные данные по химическому составу подземных вод нижнеюрских отложений в зависимости от «попадания» в зону трещиноватости представлены в табл. 1.
Особое внимание среди представленных данных следует обратить на Б/Бг - коэффициент. Соотношение бора и брома, согласно исследованиям Т. А. Киреевой и В. А. Всеволожского, указывает на генезис глубинных вод. Оба элемента присутствуют в океанических водах в достаточно постоянных количествах: среднее содержание брома составляет около 65 мг/л, среднее содержание бора колеблется в пределах 10-40 мг/л.
Содержание брома непрерывно возрастает по мере концентрирования седиментогенно-инфильтрогенных растворов. Содержание брома в природных водах является функцией их минерализации (установлено М. Г. Валяшко). При этом бром в незначительном количестве переносится высокотемпературными (> 100 0С) водами, на что указывает его крайне низкое содержание в современных высокотемпературных гидротермах.
Таблица 1
Пределы изменений некоторых параметров гидрогеохимического поля юрского гидрогеологического комплекса Красноленинского свода
Показатель Зона трещиноватости Отсутствуют разломы и трещиноватость
Пластовое давление, МПа 22 - 27 25 - 27
Тип вод по В.А. Сулину Гидрокарбонатно-натриевый Гидрокарбонатно-натриевый, иногда хлоркальциевый
Минерализация, г/л 3 - 15, 9 5 - 18
Температура кровли фундамента 100-145 0С 93 -140 0С
B/Br 0,34 - 2,2 0,19 - 0,63
SiO2, мг/л 4 - 28 7 - 99
I, мг/л 1,7-6,1 2,6-15,2
rNa/rCl 0,87 - 2,46 0,96 - 1,96
Формула ионно-солевого состава (Na+K)95 Ca3 Mg2 Cl74 HCO326 (Na+K)96 Ca3 Mg1 Cl90 HCO310
Пределы изменения ионного состава (Na+K)(92-97) Ca(1-6) Mg(1- 3) Cl(70-75) HCO3(25-30) (Na+K)(96-98) Ca(2-4) Mg(0- D Cl(88-93) HCO3 (7-12)
Растворимость соединений бора, в отличие от соединений брома, резко увеличивается с повышением температуры. Его содержание, по данным Пилипенко Г.Ф., в высокотемпературных гидротермах, может достигать 600-800 мг/л (при среднем содержании в хлоридных натриевых термах 150-200 мг/л). Установлено [7], что значения B/Br - коэффициента, приближающиеся к 1 или превышающие эти значения, должны свидетельствовать о резком увеличении температуры питающего раствора, то есть о поступлении глубинных флюидов.
Значения B/Br - коэффициента в пределах зон трещиноватости Красноленинского свода достигают 2,2, составляя в среднем 1,5, что дает основание предполагать поступление флюидов из фундамента. В этих же зонах фиксируется повышенная температура кровли фундамента (до 1450С). Поступающие из фундамента маломинерализованные воды и углекислый газ могли трансформировать состав изначальных седиментогенных вод с высокой минерализацией юрского комплекса.
Таким образом, неоднородность гидрогеохимического поля Красноленинского свода определяется наличием многочисленных разломов: трансрегиональных, межрегиональных, региональных и различной интенсивностью источника питания.
Поступающие флюиды являются одной из причин формирования пьзомаксимумов в пределах Красноленинского свода.
Превышение условного гидростатического давления на Ем-Еговской и Каменной структурах свода составляет 4 -7 МПа. Наличие пьезоминимумов в юрском комплексе (дефицит пластового давления на Талинской и Пальяновской площадях свода достигает 5-8 МПа) связано с зонами растяжения, эффектом «всасывания» седиметогенных вод в разломы и трещины фундамента.
В целом Красноленинский свод относится к региональной области пьезомаксимума эли-зионной литостатической системы западного мегаблока.
Поэтому наиболее масштабное перераспределение вещества в разрезе связано с эли-зионным питанием, отжатием вод из неокомских глин в юрские песчаники. Качественная оценка величины элизионного питания для рассматриваемой территории приведена нами ранее [8].
На рис. 2 представлена волновая картина викуловских отложений (по данным ОАО «Хантымансийскгеофизика», В. А. Корнев, 2003 г.) с наложенной гидрогеохимической информацией.
временной разрез ЕМ-ЕГОВСКАЯ
86 2 16 29 27
Рис. 2. Волновая картина викуловских отложений и химический состав подземных вод
Вверх по разрезу в апт-альб-сеноманских отложениях влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле почти не сказывается. Преобладающий тип вод по В. А. Сулину - хлоркальциевый с минерализацией 11-17 г/л. Значения B/Br -коэффициента не велики и составляют в среднем 0,2-0,4. Пределы изменений некоторых параметров гидрогеохимического поля апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса Красноленинского свода представлены в табл. 2.
Таблица 2
Пределы изменений некоторых параметров гидрогеохимического поля апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса Красноленинского свода
Показатель Пределы изменений
Пластовое давление, МПа 12,9 - 13,7
Тип вод В. А. Сулину Хлоркальциевый
Минерализация, г/л 11 - 17
Температура кровли викуловской свиты 50 - 65 0С
B/Br 0,01 - 0,8
SiO2, мг/л 4 - 28
I, мг/л 1,7-18,6
гШГО 0,97 - 1,25
Формула ионно-солевого состава №+Ю92 Ca4Mg4 С190 НС0310
Разломно-блоковое строение фундамента и связанное с ним поступление глубинных флюидов определяет неоднородность гидрогеологического поля, что естественно сказывается на гидрогеохимическом поле.
№ 4, 2011
Нефть и газ
19
В юрском гидрогеологическом комплексе влияние разломно-блокового строения и глубинных флюидов на состав подземных вод выражено наиболее ярко. В апт-альб-сеноманском комплексе гидрогеохимическое поле более однородное, влияние тектонической нарушенности значительно ослабевает.
Список литературы
1. Радченко А. В., Мартынов О. С., Матусевич В. М. Динамически напряженные зоны литосферы - активные каналы энерго-массопереноса. - Тюмень: Тюменский дом печати, 2009. - 240 с.
2. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.
3. Матусевич В. М., Бакуев О. В. Геодинамика водонапорных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Советская геология. - М., 1986, №2.- С. 117-122.
4. Гарипов О. М., Лукин А. Е. Особенности регионального и наложенного катагенеза базальных отложений Красноленинского свода // Материалы НТК «Основные направления НИР в нефтяной промышленности ЗСАООТ Сиб. НИИ». - Тюмень, 1995. - С.54-57.
5. Бембель С. Р. Моделирование сложнопостроенных залежей нефти и газа в связи с разведкой и разработкой месторождений Западной Сибири. - Тюмень-Шадринск: ШДП, 2010. - 153 с.
6. Дюнин В. И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. - М.: Научный мир, 2000.
7. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. - М., 2009, №5. - С. 19 - 25.
8. Абдрашитова Р. Н., Матусевич В. М., Ю. А. Куликов. Гидрогеологические условия формирования залежей нефти Фроловской нефтегазоносной области // Извести вузов. Нефть и газ. - Тюмень, 2010, №5. - С. 10-18.
Сведения об авторе
Абдрашитова Римма Наильевна, аспирант кафедры гидрогеологических и инженерно-геологических изысканий, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8-922-47286-39, e-mail: ritte@list.ru
Abdrashitova R. N., assistant lecturer of Department for Hydrogeological and Engineering-Geological Prospecting, Tyumen State Oil and Gas University, phone 8(3452)390346, e-mail: ritte@list.ru
УДК 553.98.048
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ОЦЕНКУ КАЧЕСТВА ЗАПАСОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Е. А. Маклакова, И. А. Рафиков
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: запасы углеводородов (УВ), геологическая модель, испытания, геофизические исследования скважин (ГИС), эффективная толщина Key words: hydrocarbons reserves, geological model, tests, well logging, net pay thickness
Многие месторождения Западной Сибири (Федоровское, Вачимское и др.) находятся на поздних стадиях разработки и прошли этап подсчета запасов традиционным способом. Именно на этом этапе появляется возможность оценки достоверности утвержденной геологической модели, выявления грубых ошибок в первоначальной оценке геологических и извлекаемых запасов, уточнения запасов по отдельным участкам или отдельным объектам в связи с дифференциацией информации по каким-либо признакам коллекторов, которые выявились позднее при накоплении большого объема дополнительной информации о месторождении.
В ходе выполнения работ по составлению технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) и оперативных подсчетов запасов выявляются участки залежей с неподтвержденными начальными геологическими запасами нефти. Наиболее значительные вероятности неподтверждения запасов выявляются в краевых зонах, в зонах сочленения их с соседними месторождениями, где из-за неточной корреляции продуктивных пластов и, следовательно, несоответствия эффективных толщин и несогласованности контуров нефтеносности, построены геологические модели, не всегда отражающие реальное строение продуктивных пластов (рис.1).
Очень часто возникает необходимость уточнения геологических моделей продуктивных пластов в целом по месторождению, а также в связи с проведением сейсморазведочных работ 3Д.
