содержание
ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ.
В.А. Всеволожский, Т.А. Киреева
В соответствии с современными (общепринятыми) представлениями, генерация углеводородов, процессы их миграции и формирование залежей во всех случаях происходят при активном участии подземных вод различных генетических типов.
В настоящее время в большинстве случаев в качестве основной "водной составляющей" процессов нефтегазообразования (наиболее распространенная точка зрения) рассматриваются так называемые элизионные (седиментогенные) и дегидратационные подземные воды, формирующиеся при процессах уплотнения (отжатие) и катагенезе морских преимущественно глинистых "нефтематеринских" осадочных толщ. В соответствии с положениями осадочно-миграционной гипотезы, именно эти воды и их внутрибассейновые (пластовые) потоки определяют первичную миграцию УВ из уплотняющихся "нефтематеринских" пород, их перенос в системе межпластовых потоков и формирование залежей. (Вассоевич Н.Б., Мухин Ю.В., Карцев А.А., Соколов Б.А и др.)
В соответствии с другими представлениями поступление углеводородов в осадочные толщи нефтегазоносных бассейнов связано с восходящей миграцией глубинных (мантийных ?) флюидов с последующим формированием пластовых, т. н. "флюидных интрузий" (Дюнин В.И.), или с наличием т. н. "труб дегазации" глубинных недр (Кропоткин П.Н.).
Анализ распределения пластовых давлений в нефтегазоносных интервалах разреза ряда осадочных бассейнов (Восточно-Предкавказский, Амударьинский, Ферганский, Западно-Сибирский и др.) свидетельствует о том, что в них отсутствуют гидродинамические условия, для формирования латеральных (пластовых) потоков подземных вод на сколько-нибудь значительные расстояния. Величины пластовых давлений, градиенты давлений по величинам и направлениям резко меняются на коротких расстояниях, формируя сложные замкнутые контуры. (А. Е. Гуревич А.Е,1969, ЗайдельсонМ.И 1972. А. Д. Резников 1967, В. И. Дюнин 2000 и др.) В связи с этим для значительных участков пластовых систем нефтегазоносных интервалов разреза в последнее время все чаще используется понятие "области с неупорядоченным распределением пластовых давлений" (Матусевич В.М. и др.), которое не может быть объяснено схемой формирования инфильтрационных или элизионно-дегидротационных потоков. В связи с этим, нами (Всеволожский В.А., Дюнин В.И, 1996) было предложено понятие "пластово-блоковая система", характеризующее наличие "разобщенных" участков пластовой системы в связи с проявлением гидродинамических границ разного типа (Дюнин В.И. и др, 2000). Выявление гидродинамических границ в глубоких нефтегазоносных интервалах разреза и определение их типа, естественно, представляет значительные трудности.
Однако, при наличии массовых определений, данные об изменениях химического состава нефтяных вод (которые в принципе не зависят от распределения пластовых давлений) свидетельствуют о том, что в большинстве случаев формирование "избыточных" давлений может быть связано главным образом с притоком глубоких флюидов из пород фундамента, с чем также могут быть связаны и резкие изменения температур пластовых вод.
В отдельных случаях это уже убедительно подтверждается резкими изменениями состава и величин минерализации подземных вод на смежных участках единой пластовой системы. Так в пределах Васюгано-Калпашевского р-на Западной Сибири подземные воды нефтяных месторождений (нижнемеловые и юрские отложения) имеют преимущественно Сl-Na состав и минерализацию до 50-60 и более г/л. В соседнем р-не по направлению к центру бассейна (Сургутский свод) при заметном проявлении гидрогеохимической инверсии разреза в тех же отложениях и на тех же глубинах средняя минерализация подземных вод составляет 10-15 г/л при Cl,HCO-Na составе.
Еще более показательным является изменение содержания в пластовых водах микрокомпонентов и, прежде всего, бора, как элемента, который может служить показателем генезиса воды. Так известно, что в океанических водах B/Cl отношение составляет около 0,0002, а в термальных и вулканических водах оно резко увеличивается доходя до 0,1 [С.Дэвис, Р. де Уист, 1970].
Относительное, по сравнению с хлором и бромом увеличение содержания бора в высокотемпературных водах связано с особенностями его гидрохимии. Во-первых, с резким увеличением растворимости боратов при повышении температуры, по сравнению с хлоридами и бромидами; во-вторых, с преимущественным переносом соединений бора в паровой фазе, по сравнению с бромидами и хлоридами [Шувалов, 1974; Киреева, 2011]; в третьих, с эффективной отгонкой бора из вмещающих пород при воздействии высокотемпературных вод и пара [Красинцева, 1960]. Таким образом, увеличение B/Cl и B/Br отношений в пластовых водах является убедительным свидетельством поступления в водоносные горизонты высокотемпературных газопаровых флюидов.
Анализ фактических данных по водам Западной Сибири показывает, что во многих нефтегазоносных районах этой области отмечается резкое увеличение B/Cl и B/Br отношений в пластовых водах нефтегазовых месторождений, в 3-10 раз превышающее это отношение для морской воды и метаморфогенных (седиментогенных) рассолов.
Нанесение на карту нефтегазоносных площадей значений B/Cl и B/Br отношений, показало, что зоны повышенных значений B/Cl и B/Br коэффициентов располагаются локально, вытянутыми полосами в субширотном и С-З направлениях. Максимальные значения коэффициентов, доходящие до 3-4 для B/Cl*1000 и до >7 для B/Br отношений приурочены к нефтегазоносным районам: Березовский, Уренгойский, Большехетский - до 1,0-1,1 для B/Br отношения; Сергинский, Надымский, Гыданский, Напалковский - до 0,5-0,7.
Формирование вод, характеризующихся столь повышенными значениями B/Cl и B/Br отношений вероятнее всего связано с поступлением высокотемпературных флюидов из нижних горизонтов осадочного чехла или из пород складчатого фундамента, что объясняет их локальное расположение и высокую температуру, необходимую для накопления резко повышенных концентраций бора.
Участкам повышенных значений B/Cl и B/Br коэффициентов почти точно соответствуют области развития инверсионных вод. При этом отношение rHCO3/rCl в инверсионных водах доходит до 60-90, что более чем на порядок превышает данное отношение для морской воды и свидетельствует о том, что весь гидрокарбонат-ион накопился в постседиментационный период. Локальное расположение глубинных гидрокарбонатно-натриевых вод в субмеридиональном направлении, может свидетельствовать об их образовании в результате глубинных эндогенных, а не катагенных процессов. Образование инверсионных вод в результате дегидратации глинистых минералов и катагенной деструкции РОВ должно было привести к их более равномерному площадному расположению, согласно равномерно площадному распространению глинистых пород в разрезе осадочного чехла Западной Сибири.
|
