Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геохимия подземных вод нефтегазоносных отложений западной части Енисей-Хатангского бассейна

ВАК РФ 25.00.07, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Геохимия подземных вод нефтегазоносных отложений западной части Енисей-Хатангского бассейна"

На правах рукописи

КОХ Александр Александрович

ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО БАССЕЙНА

25.00.07 - Гидрогеология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 0 НОЯ 2014

005555647

Томск-2014

005555647

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук

Научный руководитель: Новиков Дмитрий Анатольевич

кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Официальные оппоненты: Матусевич Владимир Михайлович

доктор геолого-минералогических наук, профессор, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет, профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа

Сурнин Алексей Иванович

кандидат геолого-минералогических наук, федеральное государственное унитарное предприятие Сибирский научно-исследовательский институт Геологии, геофизики и минерального сырья, заведующий отделом гидрогеологии

нефтегазоносных провинций и геоэкологии

Ведущая организация: федеральное государственное бюджетное учреждение

науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук, г. Иркутск, ул. Лермонтова, д. 128

Защита диссертации состоится 26 декабря 2014 г. в 16— часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.269.03 при ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» по адресу: 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, корпус 20, ауд. 504

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» (634050, г. Томск, ул. Белинского, 55) и на сайте: http://portal.tpu.ru/council/2799/worklist

Автореферат разослан «30» октября 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.г-м.н.

С/с^с^^/ - Лепокурова ^ ■'/ Олеся Евгеньевна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В последние годы многократно возрос интерес к арктическим территориям Российской Федерации. Несмотря на ряд обобщающих работ (Ростовцев, Равдоникас, 1958; Торгованова, 1960; Маврицкий, 1962; Равдоникас, 1962; Гидрогеология..., 1972; Конторович и др., 1975; Матусевич, 1976; Кругликов и др., 1985; Ставицкий, Курников, Конторович и др., 2004; Матусевич, Рыльков, Ушатинский, 2005), гидрогеологические условия северных территорий изучены сравнительно слабо и неравномерно. Здесь остается нерешенным ряд фундаментальных вопросов гидрогеохимии, связанных с природой инверсионного типа вертикальной гидрогеохимической зональности и аномально высоких пластовых давлений. По изучаемому региону не проводилось обобщения гидрогеологических данных с 1977 г., за это время в результате геологоразведочных работ накоплен обширный материал, требующий комплексной интерпретации.

Западная часть Енисей-Хатангского бассейна (ЕХБ) является высокоперспективной территорией для восполнения ресурсной базы углеводородов (УВ), став объектом поисково-разведочных работ еще в 30-е годы прошлого века. Активное изучение арктических районов РФ в последнее время, в том числе и изучаемого района, привело к открытию Ново-Соленинского нефтегазового в 2000 г. и Байкаловского нефтегазоконденсатного в 2009 г. Здесь вьивлена уникальная Ванкор-Сузунская зона нефтегазонакопления, залежи которой являются одними из ведущих поставщиков нефти в трубопроводную систему Восточная Сибирь - Тихий океан.

Гидрогеологические особенности региона и существующие предпосылки выявления новых ресурсов УВ предопределяют интерес и актуальность изучения западной части ЕХБ. Результаты исследований способствуют росту заинтересованности к нефтегазопоисковым работам в арктических районах Западной Сибири, включая прилегающий шельф Карского моря.

Целью работы является проведение детальных гидрогеологических исследований, выявление особенностей геохимии подземных вод нефтегазоносных отложений и обоснование гидрогеологических критериев нефтегазоносности мезозойских отложений.

Объект исследования — подземные воды нефтегазоносных отложений западной части Енисей-Хатангского бассейна.

Научная задача состояла в том, чтобы на основе гидрогеохимических материалов, результатов испытания скважин, данных ГИС, с применением детальных палеогидрогеологических реконструкций и методов физико-химического моделирования в системе «вода-порода-газ-ОВ» изучить механизмы формирования состава подземных вод нефтегазоносных отложений западной части ЕХБ.

Поставленная задача решалась поэтапно:

• выполнена гидрогеологическая стратификация разреза с последующим районированием территории, изучена структура геотермического поля, гидродинамический режим недр и папеогидрогеологические условия нефтегазоносных отложений;

• выявлены закономерности распределения ионно-солевого состава, водорастворенных газов и водорастворенного органического вещества по площади и разрезу, установлены особенности гидрогеохимического поля, латеральной и вертикальной гидрогеохимической зональности;

• изучены параметры фазовых равновесий между свободными газами залежей и водорастворенными, установлен характер равновесия подземных вод с карбонатными и алюмосиликатными минералами;

• выявлены основные механизмы формирования разных генетических типов подземных вод;

• обоснован оптимальный комплекс гидрогеохимических критериев на основе которого выполнена оценка перспектив нефтегазоносное™ юрско-меловых отложений и даны рекомендации для постановки дальнейших нефтегазопоисковых работ.

Фактический материал и методы исследования. Основой для научных исследований послужили фондовые материалы производственных и научных организаций (ПГО Енисейгеофизика, Енисейнефтегазгеология, СЕВМОРГЕО, НИИГА, ВНИГРИ, СНИИГГиМС, ИНГГ СО РАН) и опубликованные работы по западной части ЕХБ и сопредельных территорий: 1) результаты испытания скважин (256 объектов) 51 поисковой площади; 2) химические анализы подземных вод (435 проб), водорастворенных газов (55 проб) и водорастворенного органического вещества (36 проб); 3) замеры пластовых давлений (313 объектов) и точечные замеры пластовых температур (212), термометрия из комплекса ГИС по 56 скважинам.

Анализ тектонического строения проводился по тектонической карте юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Конторович, Беляев и др., 2007) и классификации тектонических элементов. Анализ напряженности гидродинамического поля выполнялся по классификации М.Б. Букаты (2001).

Комплексное изучение химического и газового состава подземных вод и их типизация проводилась по гидрогеологическим наборам признаков с применением методов математической статистики. Химические типы подземных вод выделены по классификации С.А. Щукарева. При интерпретации химического состава применялись графоаналитические методы М.Г. Курлова, Н.И. Толстихина, С. Palmer, A. Piper, H. Schoeller и других.

При палеогидрогеологических реконструкциях использованы атласы литолого-палеогеографических карт (Атлас..., 1968, 1976; Конторович, Конторович, Рыжкова и др., 2013), палеоландшафты Западной Сибири (Гольберт, Маркова, Полякова и др., 1968) и общепринятые представления о гидрогеологическом цикле, смене природных водонапорных систем, процессах уплотнения глинистых осадков, принципах актуализма и историзма. Схема периодизации гидрогеологической истории составлена по методике Е.А. Баскова, С.Б. Вагина, A.A. Карцева (1969).

Расчеты коэффициентов активностей, оценка равновесия с минералами водовмещающих отложений проводились в программном комплексе HydroGeo (разработан М.Б. Букаты), основанном на принципах равновесного физико-химического моделирования по константам стехиометрических уравнений реакций. Основы термодинамических расчетов изложены в работах R.M. Garrels и C.L. Christ (1960), Н.С. Helgeson (1968, 1969), Т. Paces (1973), J.Г. Drever (1982), K.S. Pitzer (1992), A.A. Махнача (1989), B.H. Озябкина и C.B. Озябкина (1996), С.Л. Шварцева (1991, 1998), М.Б. Букаты (2010). Решение о направлении преобразования минерального вещества в сложившихся гидрогеохимических условиях проводилось с использованием диаграмм стабильности минералов, где линии полей устойчивости минералов определяются стехиометрией реакций, а их положение - численными значениями констант равновесий, которые определяются исходя из свободных энергий образования (Гиббса) рассматриваемых веществ.

Для хранения и обработки информации использовались средства пакетов Microsoft Office, StatSoft (Statistica 8.0). Составление гидрогеологических карт, схем, разрезов выполнено в программных комплексах Surfer 11.0 и GridMaster на основе структурных карт по основным отражающим горизонтам, созданных в ИНГГ СО РАН, и полученных регрессионных

зависимостей. Финальная обработка картографического материала проводилась в среде пакета CorelDRAW 14.0.

Научная новизна, личный вклад. Впервые выполнено гидрогеологическое районирование западной части ЕХБ. На основе имеющегося фактического материала проведено комплексное изучение состава подземных вод, водорастворенных газов, геотермических и гидродинамических условий нефтегазоносных отложений региона. Установлено шесть типов вертикальной геотермической зональности и выполнено районирование территории. Составлены карты по общей минерализации, химическому составу подземных вод и коэффициенту аномальности пластовых давлений. Установлено преобладание во всех гидрогеологических комплексах вод седиментогенного генезиса, разбавленных древними инфильтрогенными, литогенными и локально распространенными конденсатогенными водами. Впервые проведены расчеты степени насыщения подземных вод газами и определен характер физико-химических равновесий и направленность процессов фазового перераспределения газов между УВ залежей и окружающими их пластовыми водами. Составлены диаграммы стабильности минералов с отражением химического состава и оценена степень равновесия подземных вод с карбонатными и алюмосиликатными минералами. Подтвержден равновесно-неравновесный характер системы «вода - горная порода - газ - ОВ». Обоснован комплекс гидрогеологических критериев, по которому рекомендовано 23 высокоперспективных объекта, с целью обнаружения пропущенных (или невыявленных) залежей УВ. Впервые составлен комплект карт перспектив нефтегазоносное™ юрско-меловых комплексов по гидрогеологическим данным.

Практическая значимость полученных результатов. Проведенные гидрогеохимические исследования позволили выявить ведущие гидрогеологические показатели для западной части ЕХБ и выполнить оценку перспектив нефтегазоносности нижнего гидрогеологического этажа с разделением земель по вероятности обнаружения залежей УВ. Предложенный комплекс гидрогеологических критериев прогноза нефти и газа применим для других районов Западно-Сибирского мегабассейна.

Материалы диссертации использовались в отчетных материалах по базовым научным проектам ИНГГ СО РАН, СО РАН и заказам ОАО «Роснефть», ОАО «Газпром» и других недропользователей.

Апробация результатов работы. Результаты исследований по теме диссертации докладывались на конференциях, совещаниях и симпозиумах разного уровня: Всероссийская молодежная научная конференция «Трофимуковские чтения» (Новосибирск, ИНГГ СО РАН, 2008, 2011); XXIII, XXIV и XXV Всероссийская молодежная конференция «Строение литосферы и геодинамика» (Иркутск, ИЗК СО РАН, 2009, 2011, 2013); XIX и XX Всероссийское совещание по подземным водам востока Сибири и Дальнего Востока «Подземная гидросфера» (Тюмень, ТФ ИНГГ СО РАН, 2009; Иркутск, ИЗК СО РАН, 2012); XV Международный научный симпозиум им. ак. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, ТПУ, 2011); VII, VIII и X Международный научный конгресс «Интерэкспо ГеоСибирь» (Новосибирск, ИНГГ СО РАН, 2011, 2012, 2014); Научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, ТПУ, 2011); Всероссийская конференция с участием иностранных ученых «Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами» (Томск, ТНЦ СО РАН, 2012); Научно-практическая конференция «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса востока России» (Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2013);

Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «Науки о Земле. Современное состояние» (республика Хакасия, геологический полигон «Шира», 2013, 2014).

По теме диссертации опубликовано 20 работ, в том числе 3 в журналах из перечня ВАК («Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», «Отечественная геология» и «Водные ресурсы»).

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем - 194 страниц, включая 77 рисунков, 33 таблицы и список литературы (более 250 наименований).

Благодарности. Автор выражает особую признательность и благодарность научному руководителю Д.А. Новикову за требовательность, постоянное обсуждение результатов, замечания и объективную критику при написании работы. Также автор признателен академику РАН А.Э. Конторовичу и его научной школе. В ходе работы автор пользовался советами, консультациями и рекомендациями докторов наук В.И. Москвина, С.Л. Шварцева, кандидатов наук А.Д. Назарова, Я.В. Садыковой, А.Ф. Сухоруковой, М.А. Фомина. Также получены ценные советы и критические замечания кандидатов наук М.О. Захряминой, М.А. Павловой, Н.С. Трифонова.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ Первое положение. В разрезе нижнего гидрогеологического этажа западной части Енисей-Хатапгского бассейна распространены подземные воды хлоридного-натриевого, хлоридно-гидрокарбонатного натриевого и гидрокарбонатно-хлоридного натриевого составов с величиной общей минерализации от 2-5 до 20-23 г/дм3. В центральной части региона преобладает инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, являющийся следствием эволюции осадочного бассейна.

В тектоническом отношении ЕХБ занимает территорию Енисей-Хатангского регионального прогиба вытянутого в субширотном направлении (от низовьев р. Енисея на западе до Хатангского залива на востоке). Разделен на две впадины Малохетско-Рассохинско-Балахнинским глубинным разломом с системой одноименных мегавалов, вместе с которыми западная часть ЕХБ по особенностям строения и первичной седиментации входит в ЗападноСибирский мегабассейн, в пределах которого установлено развитие неокомского клиноформного комплекса, аналогичного Западно-Сибирскому, и полное его отсутствие в восточной части ЕХБ. Другими словами, изучаемый регион характеризуется переходным типом гидрогеологического разреза от Западно-Сибирского артезианского бассейна (ЗСАБ) к Восточно-Сибирской артезианской области с вытекающими отсюда следствиями: гидрогеологической стратификацией разреза, термобарическими условиями и химизмом подземных вод.

При рассмотрении имеющихся гидрогеологических материалов выявлена весьма сложная гидрогеологическая структура бассейна, обусловленная наличием размывов флюидоупоров и дизъюнктивной тектоники. В разрезе выделено два гидрогеологических этажа. Используя водообменные параметры гидрогеологических структур по С.Л. Шварцеву (1998) верхний гидрогеологический этаж следует относить к зоне интенсивного, а нижний - к зоне затрудненного и застойного водообмена. Верхний отделен от нижнего регионально развитым турон-олигоценовым водоупором, экранирующие способности которого нарушаются в прибортовых частях бассейна при литологическом замещении на песчаные разности. В нижнем гидрогеологическом этаже, сложенном породами песчано-алевролитового состава, разделенными аргиллито-глинистыми водоупорами, выделено 5 гидрогеологических

комплексов (сверху - вни i) airr-a.iьб-сеноманский. неокомскнй, верхнеюрскнй. нижне-срелнсюрский, три ас-палеозойский (нерасчлененный) (Гидрогеология ... 1970: Крутиков. 1(елюбнн. Яковлев. 1985. lia tapón. 2004. Новиков. 2012) По полноте paipc ta выделено восемь тшюв гидрогеологических структур, на основе которых выполнено гидрогеологическое районирование территории.

Анализ структуры гидродинамического поля выявил повышенные и аномалию высокие пластовые давления ниже 2$00 м (рис 1), развитые в ннжнехетском. ннжнехетско-сухолудинском и ннжнссуходудннском рскрвуарах нсокомского гидрогеологического комплекса (коэффициент аномальности Ка составляет 1.46 в скважине Sí2 Турковской плошали. 1.45 - в №1 Пайяхской плошали) н чазышевском рскгрв>аре нижне-среднеюрского комплекса (Ка - 1.24 в скважине N^4 Срелнс-Яровской плошали. 1,61 - в скважине На2 Турковской п;юшалн)

Ппастоам мамая. МП«

в . о°<* .

ООО о о

г • • \ t\

Рисунок 1 • Зависимость пластовых давлений (а> и коэффициента аномальности (б) с глубиной Замеры пластовых давлений в I - апт-альб-сеномаиском. 2 - иеокомском. 3 - верхнеюрском. 4 -ннжне-среднсюрском. 5- триас-палеозойском гидрогеологических комплексах

Имеющийся фактический магериаз по химическому составу подземных вод западной части ЕХБ н применение методов математической статистики позволили установить характеристики пиротэхимического поля, фоновые н анома1Ы1ЫС концентрации химических элементов для основных гидрогеологических комплексов

13 разрезе нижнего гидрогеологнческою этажа выявлены воды разного химического состава, но доминирующими являются воды хлорндного натриевого. хлоридно-Iилрокарбонатного натриевого и I илрокарбонатио-члоридного натриевого составов. Каждый из них нмест свои особенности в распределении солеобразуюших компонентов но комплексам и ра грезу Северные районы ЗС'АЬ и прилегающих структур характеризуются весьма сложной поясной гидрогеохимнческой зоназьностыо Запазиая часть НХБ не является исключением Так. в апт-ыьб-семоманском I н.тро! еолш нчсском комплексе мннераигшшя 1нэдземных вод вары|русгот2.0 до 17.0 г/дм' (фоновые значения 8.4-11.5 г/дм'). Наиболее распространенными являются хлорндные натриевые воды (до 80 % случаев). В восточной и северо-восточной части региона встречены практически пресные пол кмные волы (до 1-2 г/дм'). Воды с соленостью до 16-17 г/дм' установлены на Аномальной. Лодочной, Педяткниской и Срелнс-Яровской площадях В пределах н(окомскаго гидрогеологического комплекса картина распределения величины общей чижрашзашш но«п мозаичный характер (от первых |раммов до 14.0 г/дм'). Фоновым значениям выступает ингерват 5.8-6.6 г/дм'. Восточная прибор говая юна и

обширный юго-западный район характеризуются наличием вол еще более низкой минерализации ло 2.0-3.5 г/дм'. В ннжисхетско-сухолулинском м ннжнесуходудннском резервуарах установлены повышенные концсиграннн НСОз-иона (от 286 ло 2500 мг/дм' и более) Водоносные отложения верхнеюрского комплекса большей частью за> лини тированы н распространены > жой полосой вдоль восточного борга бассейна Среднее значение минералнзании составляет 9,3 г/дм' (лианах») изменения фоновых значений от 5.8 ло 14,0 г/лм') В мижме-среОнеюрском комплексе подземные волы достаточно пестрые по составу Среднее значение минералнзанни составляет 8.4 г/лм' (фоновые значения от 1.5 ло 12.3 г/дм'). Примерно в равных долях присутствуют хлорндные натриевые н хлоридно-гнлрокарбонагные натриевые, в меньшей степени встречаются тидрокарбонатио-хлорндные натриевые колы Мапоминсрализованные подземные воды залегают в северных и северозападных раЛонал злучаемого региона, а также у восточной окраины

Установлено закономерное уменьшение величины обшей минерализации с глубиной (от 14-17 г/дм1 ло 2-5 г/дм'), сопровождающееся сменой ионно-солсвого состава подъемных вод от хлорилкмо натриевого типа к волам с различным преобладанием ПСОчюна в анионной части химического состава. Инверсионный тип вертикальной знлрогеохнмической зональности зафиксирован на 20 и» 30 поисковых площадей (рис 2. а), местоположение которых в целом совпадает с юной повышенных и АН11Л (рис 2. в) Зоны пониженной минерализации в пределах нижнссухолулинского. псрхнссухолудннского и малынквекого резервуаров связаны с процессами тли знойною водообмена Данными Л М Блоха. У Джонса. Дж Перри. Дж Хаутра. а также В.Д Безродном. Л.Л. Жучковой. П Л. Крюкова. ВФ Снчоненко в лабораторных уровнях по сжатию волонасышсиных глин жеперименталыю показано, что в процессе умеренного упеличения давления, концентрация солей в >ли тонной воде уменьшается Воды, высвобождающиеся при перестройке глинистых минералом в химическом отношении чрезвычайно агрессивны, обладают аномально высокой растворяющей способностью, в том числе по отношению к неполярным органическим соединениям и могут высвобождать из нефтеирон зводяпшх порол значительное количество У В (Бабинсц. 1960; Крюков, Жучкова, Рснгартсн. 1962. Безродное. 1970).

юналыюсти и их соотношение с повышенными н АВПЛ в npc.ie.iax нижнего гидрозеолопзчеекмо

мажа западной части 13ХБ

На ряде площадей, приурочекшч к прибортовым частям бассейна и Мадохстско-Рассохинско-Ьатхнннскому мегавалу (участки промытые нифнлмраштоннымн волами), установлен прямой тип вертикальной гндрогсохнмичсской зональности (рис. 2, б, в).

Выявлена связь хдоридно-т идрскарбонагиых натриевых и гттдрокарбонатно-хлорилных натриевых подземных вод с выокогаюнасыщенными интервалами н повышенными концентрациями бензола На прямую связь органических кислот и гидрокарбонат-иона укатывали Г.А. Иванова н И М Матусевич Эта два химических типа вол связаны с кондсисатогеннымн растворами, формирование которых шло одновременно с залежами УВ. Растворитель в кондснсатогснных волах образуется при выделении из тшро-волно-гаэовой смеси при изменении пластового давления и температуры, а растворенные вещества по большей часми галассотенные. В Г. Козловым. Т В Левшенко и другими эмпирически установлено увеличение относительной концентрации ор|аннческих кис.ют. NIU . В'. НСОз-нона и снижение содержаний CI" и Вг'в таких водах Работами А.Э. Конторовича Ю Г. Зимина и других показано, что рост- концентраций IICOi-иона также сопровождается увеличением содержаний NH<", J перехоляших в раствор ири преобразовании OB.

В современной гилрогеохамнн лля объяснения природы инверсионной з идрогсохимичсской зональности »ыдвинут ряд научных гипотез I) первоначальная оиреенсниост I. бассейна седиментации. 2) современное и древнее промывание инфидырационными волами. 3) преобразование захороненною органическою кешсства: 4) подток элтнонных вол из нижележащих отложений: 5) конденсация паров волы при восходящей миграции углеводородных газов. 6) минеральные преобразования глинистых пород (Кротова, 1962; Ростовцев. 1968; Ставнцкий. 1968. Учнтслсва. Пусговалова. 1978; Карцев, Вагин. Матусевич. 1986)

Проявление подтемных вол not иженной минерализации в изучаемом регионе является результатом действия грех основных процессов I) разбавлением селимснганнонных вол маломннердлизо ванным и интимными полами. 2) наличием OB и его кататенсгичсското преобразования. 3) формированием млежей УВ вместе с конленсатогенными водами

Второе положение. В юрско-меловых отложении* исследуемою бассейна развиты подземные »оды разното leiierHca. Зо всех i илрогеолотических комплексах доминируют воды сслнмснтогениого генезиса, смешанные с древними и н ф и. ■ ы рог ей и ы м и, преобладающими в нрнбортоиых частях. IIa современной эгане доминируют процессы их емс шоп им г лит ol синими и .toki.ti.ho распространенными конленсатогенными.

Палсогнлрогеологнчсские реконструкции позволили выитслить две «ветви» гидрогео.логичеекзтх штклов. учитывиоших особенности осадконакоплення »анашой части НХБ (рис 3). В северо-затталнсй и центральной частях бассейна выделено 10 гидрогеологических циклов, среди которых выделен крупный всрхззеторско-нижнсмеловой в связи с преобладанием морских обстановок осадконакоплення в течение келловей-ватаижннско! о времени В пределах «скриой н юго-восточной частей, начиная с гсттангского века обособляется пятнадцать гидрогеологических штклов. отражающих стабильное чередование трансгрсссивно-рстрсс:ивных этапов Так. в прибортовых частях ЕХБ господствовали обстановки преимущественно континентального осадконакоплення. где источником подземных вол являлись мстсогсниыс гидрокарбонатные кальциевые воды с минерализацией до 2 г/дм' В осевой части прогиба основным источником подземных пол служили сннгснстичныс гатассотснные воды хлоридного натриевого состава с

мннераликтией от 1$ jo 30-3$ г/дм1, которые во время длительных трансгрессивных налов тахораннвались совместно с богатыми ОВ морскими глинистыми осадками

1 - глубокие скважины. 2 - границы палеогеографических обстанотюк. демчданионпые области 3 ■ равнина »отаышенная (дефляционная су ша) Области мореного осалконакоилсни* 4 - морс и ел вое (глубина мор* менее 2$ м), S ■ море мелкое (глубина wop« 25*100 и). 6 • море мелкое (г.пбииа мори 100-200 мк 7 - море глубокое ндубина мор» 200-400 м и более) Налсооиротсохммичссвяе ю»сы тахороисииа 8 - пресных имфмлктрогеииых юл с минсрадитаинсА до 0.S г лм'. с преобладанием a составе иемюа ИГО. и (V . 9 • пресных и солоноватых инфнльтрогснных кц с минсралимимсА 0.5-2.0 г/дм', с преобладанием а составе нож» HCOi и Ci- . при повышенном содержании ионов О и Ча. 10 - солоноавтых вол с ишкралнитией 2.0-5,0 |Удм' с преобладанием а состаас ионо» CI и Na\ при повышенном содержании HCOi и С«5: 11 - солоноватых ми с минерали нишей $.0-15.0 г'ш'. с преобладанием а состаас ионо* С! и Na'. прн повышенном солсржакни ионов Сг и Mg-' ; 12 - соленых (талассогенных) аса с минералитаттей 15,020.0 г дм'. с преобладанием а составе ионов О' и Na . при повышенном содержании Mg-* . 13 - соленых (талассогенных) пол с минсралииииеА 20,030.0 г.'лм1. с преобладанием а состаас ионов О в Na . при повышенном содержании Mg-" , 14 • со.теиых (талассотстсных! вод с мннералн ишией 30.035.0 г/дм', с преобладанием а составе ионов (Т и Ча при повышенном содержании Mg-'

Рисунок 3 ■ Палсогнлрогтохияжчсская схема с пементамн фаииалыюй тональности (волжский век)

U раннссреднсюрское время в пределах западной части КХБ была рашига прибрежная равнина, временами затагливасмая морем, лавншя начато волам с величиной обшей минерализации от 2 до 5 г/ды] Прибортовыс территории (северная и юго-восточная части региона) служили источником обломочного материала для осадочного бассейна и преимущественно инфнлырацнонных вол в течение всето мею-кайноюйского ттапа ссднмснтогсие «а Процессы формирования основных глинистых толш на тлит ионных ханах сопровождались захоронением еншенетичных тал ассо генных вод. В позлнсюрскос время крупнейшая трансгрессия привела к расширению моря с некомпенсированным типом осадконакоплсния. доминировавшим до волжского времени с незначительными колебаниями уровня моря В юго-восточной части региона прн ттом происходили закономерные чередования трансгрессий и регрессий, с формированием перемежающихся глинистых и хорошо проницаемых толы, в которых имели место сначала талассогенные. а но мере уплотнения поступали зли знойные волы. В неокомском комплексе, представленном ритмнчно-слоистой формацией сложного клнноформного строения, развиты подземные воды преимущественно ссдиментогсниого типа, смешанные с древними ннфнльтротенными. проникавшими в шохн регрессии С ним комплексом связаны основные ».лежи нефти н гата н перспективы на обнаружение новых Агп-альб-сеноманскнй комплекс формировался также в условиях смены трансгрсссивио-рсгрссснвных циклон, что приводило к поступлению в бассейн селимеитаинонных и ннфилыраинонных вод.

По комплексу геологических н палсогидрогсологичсских данных предварительно установлены особенности химического сосгава основных генетических мшои вол (табл. I).

Таблица I • Характеристика генетических типов полкчных иол

Ггмончгский тип НОЛГМИЫ\ вол Кпйшмлы

м, I/W iVl |('|»ГМ£ N0,400 HCOiMOO а 1 а rNa/KI CI/Br В/ Br

СГЛНМГНИН ениый (1 |.Ш(ОГ(НИМЙ| 9-23 3.1-1742» 29.4 0.1-3.8 <и 0.2-27.9 4.5 0.8-1.5 0.9 35-403 220 0.1-2-Я 0.4

Древний МНфМЛЬТро<(11НЫЙ 3-10 3.1-11 J.0 «и 0.1-6.0 1.2 .ч.о-??.? 64.5 0.4-3.6 I* 46-395 197 0.1-2.1 0.6

Лктм гнный 1 TtflMQ к' мратяииоиный^ 5-12 3.2-11.3.8 35,6 0.1-5.3 0,6 0-3-101 в 32,9 0.3-3.5 50-380 205 0.1-1 8 0.5

Коилгжятогтный 1-5 <9 IQ9.3 зад 9,9-?,7 3Л *2J 1<>1.8 131.5 1.3-J,4 2.4 ■ 87 0.3-2.8 1.1

Примечание * - к числителе преде.тыше значения. в знаменателе - среднее

По мере развития осадочного бассейна формировались горизонты, содержавшие сингснетичные сслнмснтогеиные полы. начальный состав которых отвечал либо нормальной океанической воле, либо ее дериватам (лагуны, морские волы, разбавленные континеитзьным стоком и друз не)

Седиментогенные воды преобладают в центральных. западных н восточных районах и характерн >>ются минералнзадней от 8 до 20-23 г/дм', и ко »ффициенточ rNa'rCI колеблющемся в пределах 0.8-l.S, CL/Br составляет в среднем 220. Их источником являлись талассогенные воды, состав которых первоначально определялся обстаиовкачн морского осадконакоплсння Но уже на иловой стадии произошли революционные изменения их сослана Оценка степени концентрирования химических злеменгов относительно состава морской волы нормальной солености по хлору покатала. что их накопление происходило селективно Высокой степенью концентрирования облагают J". Nil«'. HCOj". SiOj, В" Средней - ионы Са1'. Na\ К'. Вт" Не происходит накопления Mg~* и SOi1'. Подземные воды еше на иловой стадии прошли паи десульфатн заннн. a Mg:' по мерс развития процессов взаимодействия вол с вмещающими породами связывается вторичными минеральными фатами Медленно протекающие процессы ратру итения и перехода в растворенное состояние захороненного вместе с горными 1юроламн ОВ приводят к появлению в подземных волах широкого ряда органических соединений

Древние ннфнлыротенные волы развиты в прибортовых частях осадочного бассейна и в древних областях нилання. возникавших в периоды денулашш волоупоров, перекрывающих водоносные горизонты Их источником послужили метеогенные гндрокарбонагно-катышевые воды

По мерс погружения получили ратвшие литотенные (злишонные) воды, отжимавшиеся из волоупоров в ниже- н вышележащие пласты коллекторы На стадиях диагенеза и кататенеза захваченные волы претерпевал»! значительные изменения, вовлекаясь во множество процессов; уплотнение осадков, вертикальная и латеральная миграция флюидов, смешение различных типов вод. Дальнейшие постссдимснташюнныс преобразования вол протекали в тесной генетической связи с преобразованием самих осадочных толш гилро.н» icpptu енных алюмоенликотоп, минеральная трансформация глинистых минералов; прообразован!!« ОВ; восстановление сульфатов, рястворснис-осаждсннс вторичных минералов, ионно-обменные рсакции и другие. Так. лнтогенные воды схожи с селнмснлогенными, но имеют пониженную минеразиишно (5 - 12 г/дм*) и ряд отличий но генетическим козффищюнам

Наибольшим разнообразием химического состава и вариацией генетических козффициентов отличаются локально развитые конденсате генные воды, связанные с формированием углеводородных залежей Величина их обшей минерал» taiuin составляет от 2 до 5 г/дм', значения rNVrCl варьиру ют от 1.3 до 3.4. CI/Br в среднем составляет 187. Этот тип вол отличается повышенной газонасышенностыо и концентрацией НСОэ-нона. Таким образом, установлено сложное распределение генетических типов подземных вол в нижнем гидрогеологическом паже западной части ЕХЬ. проермсваюших значительные изменения химического состава на протяжении всей истории развития бассейна На современном папе развития бассейна высока роль процессов смешения выявленных генетических типов подземных пол.

Третье положение. В западной части Еиисей-Хатаигекого бассейна установлен сложный характер фазового равновесия между пластовыми водами и углеводородными залежами. Система «вола — порола» ноент равновеено-неравноиесный характер, определяя непрерывное растворение нерннчиьп и обрашваине и i ори ч пых (ауппеиных) минералов.

Водорасттюрснные тазы (ВРГ) являются наиболее активными компонентами системы «вола - порол - таз - ОВ» и создают полные ореолы рассеяния залежей в зонах ГВК и BIIK. Доказана высокая степень (азонасышсння paipcia западной части ЕХБ, проявляющаяся в многочисленных естественных выходах природных газов и открытием газовых залежей в меловых и юрских отложениях и скоплений газогилратов в четвертичных Исследования ВРГ здесь проводили К) А. Дфанасов. Г.Д Гинсбург. Г А. Иванова, Н Н Ростовцев. Г.Е. Рябухин. В Н. Соколов, А В Щербаков н другие

К настоящему времени накоплен значительный фактический материал 1Ю составу ВРГ н газонасышенности подземных вод. характеризующий разрез в интервале глубин от 750 ло 4100 м По классификации J1-M Зорькина, в подземных волах мезозойских отложений западной части ЕХБ развиты ВРГ существенно углеводородного типа (углеводородных компонентов ло 99 об%. с содержанием ТУ от сотых долей до 8.8 о<5.%). Аномалии по газонасышенности подземных вод выявлены по всему разрезу В неокомском комплексе высокогаюнасыикнные воды (более 2.S л/л) выявлены на Аномальной. Лерябинской. II аналя некой. Пеляткинской. Срелне-Яровской н Танамской площадях С глубиной установлено огчетлнвое «утяжеление" газового состава и зафиксирован переход BIT от

преимущественно нормального и сухого класса в апт-альб-сеноманском комплексе к жирным газам в юрских отложениях через нормальные и жирные волораезворенные газы неокомского комплекса На глубинах до 1000 м содержание ТУ в тазах не превышает десятых долей об.%, а ниже 2000 м происходит рост их концентраций (рис 4). Содержание Nj изменяется в пределах 0.2-4.4 об %. Содержания СО} 0 «Гоч варьирует от0.1 до 0,4 об.% Рису кок 4 • Изменение состава ВРГ с глубиной

Для выяснения устойчивости системы «вола - таз» провелена оценка ее физико-химическою равновесия в программном комплексе Н?-32 (Ну&оОсо). Произведя расчеты степени насыщения подземных вод газами (Кг), прогнозного газового состава залежи по данным ВРГ и рассчитав равновесный состав ВРГ но имеющимся данным состава свободной газовой фазы, была рассмотрена направленность процессов взаимодействия залежей УВ с подземными водами по отношениям фугнтнвностей (лстучссгсй) газов

Установлен неодинаковый характер насыщения подземных вод газами В апт-адьб-сено майском комплексе зззачення К, варьируют от 0,53 до 1.00. В нсокомском - от 0.36 до 1.00. Масыпк-нньн- газами подземные воды зафиксированы на Дсрябннской, Срсдне-Яровской, Сутунекой и Яровской площадях Установленный ранее конлснсатогснный тип вод подтверждается расчетами водно-газовых равновесий: гак высокогазонасышенныс воды (с Кг 0.55 • 0.63) приурочены к приконтурным водам высокодебнтных залежей (рис. 5. а) В юрских комплексах выявлены воды с широким интервалом значений козффициезтта насыщения (от 0,57 до 1.00). В ннжне-срелнсюрском гидрогеологическом комплексе установлено увеличение степени насыщения подземных вол 1Ю мере уменьшения обшей минерализации (рис 5. б). Выявлена зависимость между степенью насыщения пластовых вол I азами и величиной общей ■ азонасышснности подземных вод. иллюстрирующая предельное насыщение подземных вол при значениях общей газонасыпкнности 2.0-2.2 л/л (рис 5. в).

Рису нок 5 - Зависимое»» коэффициента насыщения пластовых вол газами от притока таза в объектах исокомского гидрогеологического комплекса (а), от обшей минерализации в верхисюрском и нижне-среднсюрском комплексах (б) и от величины общей газоззасыщенности (в)

При сраннснии индивидуальных показателей футзгтивносгей (летучестей) гаю», отмечается преобдаданнс процессов рассеивания метана из залежей в приконгурные воды. Обратный процесс сопровождается утяжелением состава гаювых залежей »таном, пропаном и бутаном Переход из прнкоитурных вод в залежь отмечается для Не и N2. СО: поступает из залежей в приконгурные воды (рис. 6). То есть, на современном зтапс развития нефтегазоносной системы нарушезю равновесие между залежами н окружающими их пластовыми волами, что проявляется в переформировании залежей УВ в сторону утяжеления их фазового состава, ио в ряде резерву аров существуют предпосылки формирования газовых скоплений.

В процессах формирования состава под земных вод ключевая роль прззналлежит системе «вода - горная порола», которая носит равновесный-нератзновссный характер Становление идей о взаззмолсйствни под-земных вод с вметающими породами, формировании геохимических типов подземных вол, растворении первичных и образовании равновесных вторичных минеральных фаз иашло отражение в Томской школе гилрогсохимиков.

возглавляемой СЛ. Шварцевым, а также в работах В.П Зверева. И К Карпова. A.A. Махнача, В Н. Омбкина. С В 0)ябкнна Б Б Подынова, А Е. Ферсмана, В Н. Холодова и других.

i ч ч в 9 ' i i * 9. 91 а 4 а« и

%_»

л'

f

• na •

Nal

«t > t o > ) o<a » 04 « oí na » w

j

j

л

Jt

СЕМ CZM

Рису hok 6 - Зависимость футитивностей газов a под темных аолач и залежах У В с глубиной Значения фу пгтивностей гаюв I - яодораствореимых. 2 - свободных

Взанмолействие карбонатных породе пол темными волами описывается реакцией: МСОз + Н* ■ М * НСО)'. а растворение алюмосиликатных минералов происходит ннкошружтно и связано с явлением гидролиза, которое согласно УД Келлеру (1963) записывается в виде:

MSiAIOn ♦ HjO - М- + ОН" + (Si(OHK>-i). + (А]°(ОН)»)ь'-. где п относится к неопределенным атомным отношениям. О и I - соответственно к октаздрнческнм и тетраирическнм координациям. М - металлические катионы Последний член реакции включает три возможных вещества глинистый минерал, цеолит и силикатные обломки. Гидролиз сопровождается процессом нейтрали танин щелочности OII>COí-HCOj\ протекающим при участии органических и реже минеральных кислот, источником которых часто высту пает ОН Посту пающие порции СОг способствуют дополнительному разложению алюмосиликатов При гидролизе алюмосиликатов происходит перевод в раствор химических злементов с последующим их осаждением, образованием вторичных продуктов, растворимость которых ниже исходных Это важное обстоятельство определяет иенасышснность воды относительно первичных минералов, которые растворяются в течение всего времени их взаимодействия с подземными водами В работах А.Э. Коиторовича (1968. 1971). СЛ Шварцева (1983. 1991. и др.). В Н Холодова (1983), А А. Махнача (1989) и других показано, что взаимодействие системы «вода - порола - газ - ОВ» начинается сше на иловой стадии и продолжается в зоне катагенеза Дпее. в определенных геохимических условиях система «вода - горная порола» образует новый, равновесный со средой комплекс твердых и растворенных в воле соединений Каолинит, смсктнты и смсшанослойныс мины исчезают на ранних стадиях катагенеза формируясь в гнлрослюды и хлориты На поздних стадиях идет процесс гндрослюди ыщии и атьбитнзашнг Работами отечественных н зарубежных исследователей (J.F. Burst, М.С. Powers и других) подтверждается возможность перехода монтмориллонита в гилрос.тюлы. сопровождаясь выделением слабомннер&шзованных вод. что приводит к разбавлению пластовых.

В карбонатной системе установлено перссыпкнис под'темных вод к кальциту и доломиту. что подтверждаете* результатами лнтологических исследований (образованием цементов карбонатного состава). Равновесие с атюмосиликатными минералами носит более сложный характер. На пути достижения равновесия в кальциевой системе стонт карбонатный барьер, так в системе 5Ю:-А1г01-СаО-СОз-НЮ данные по составу подземных вод располаг аются в полях устойчивости Са-монтмориллонита. каолинита и Маргарита (рис 7. а) На диаграмме стабильности минералов в системе 8Ю:-А1:Оз^а:ОСО>-Н><) точки практически в равной мере достигают равновесия с парагонитом. Ыа-монтморнллоннтом и каолинитом, определяя преобразование натриевых алюмосиликатов в зтих направлениях (рис 7. б) Для калиевой системы ЧК):-Л1.Ч>.-К;(Х.< >.-Н-0 в равных долях лостшается равновесие с иллкгом и мусковитом (рис. 7, в). Равновесие с маг ниевыми мннератами (система Н20-А1гО?-СОг-М(50-N8.0810: и Н>0-А1:0з-С0г-М§()-К:08|02) иллюстрирует линейное расположение большинства точек в полях устойчивости Мв-хлорита и М^-монтмориддонита Все подземные волы не достигают равновесия с первичными алюмосиликатами, способствуя постоянному их растворению (обеспечивая себя нонами С а2'. К^*'. N8'. А1гОз, Н^тО«) и формироваттию вторичных минератьных фаз.

^¡0-С0гн:0(б). 5|0."А1:0\-К.<)-С0:-И.-0(») при 100ЧГ с нанесением точек состава подъемных вол нефтегазоносных отложений западной части Еннссй-Хатангского бассейна

Четвертое положение. Обоснован оптимальный комплекс ■ илро! еоло1 ичееких критериев для оценки перепекши нефт¡поносное г и меююйскнх отложений ишагной части К.ХЬ. применение которого iioibo.ih.3o рекомендовать двенадцать неренекгнннмх структур.ьзя постановки поисковых работ.

Кольшинспюм исследователей (И.Б. Вассоевич. Л.М. Зорькин. А.А. Карцев. А.Э Конторович. ВН. Кориенштейн. А Р. Курчиков, В.М Матусевич. А Д. Нагаров. И И Нестеров. Н И Ростовцев, А А. Трофкмук, СЛ. Шварцев, и многие другие) признается ведущая роль волы в процессах образования, миграции, аккумчляцин и деградации УВ. в которых она выступает как среда и активный участник чассопереноса Различные характеристики состава подземных вод нашли широкое тгрнменснис в качестве гидрогеологических критериев нефтегаюносиости. Сегодня существует множество различных показателей и их классификаций (Ю Г Зимин, А А. Карцев. В.А. Кротова. Э.Е. Лондон. В Т. Матышек. А Д Назаров. М.И Суббота. Е.В. Сталник. В А. Сулин и другие) и можно говорить о классификационной системе нсфтсгаюпонсковых гидрогеологических критериев.

учитывающих характер и значение каждого показателя, с возможностями нх комплекенрования н применения на ратных уровнях прогноза

Впервые вопрос о нефтегазоиосносттт исследуемой территории был поставлен Н.А. (едройцем в 1936 г. В последующие годы гидрогеологические критерии нефтегазоносности арктических территорий и сопредельных территорий ЕХБ рассматривались в работах Е Л. Г>арс. Е.Г. Ьро. Г Д. I иисбурга. Л.М Зорькина, Г А Ивановой, М К Калннко, А.А. Карцева. А.Э. Конторовича, В.А Кротовой, Н.М Крутикова. В.М Матусевича, И И. Нестерова. Н И Обилина, В М Пономарева, Р.Г. Прокоиьевой. О.В Равдоникас. II.Н. Ростовцева. П.Д. Силенко, М И. Субботы. В.Б. ТоргоПановой н других

В региональном плане тю общегилрогсологическим показателям мощный юрско-меловой разрез изучаемого региона характеризуется благоприятными условиями для тенеранин и аккумуляции нефти и газа. Наиболее перспективной является осевая часть бассейна Здесь присутствуют коллектора с высокими фильтрациоино-емкостными свойствами, перекрытые надежными и регионально выдержанными волоупорами Их выдержанность нарушена локатьно на участках размывов и тектонических нарушений (Малохетско-Рассохинско-Ьатахнинская система мегавалов). которые являются зонами межпластовых перетоков. Благоприятные геотермические условия для протекания процессов нефтеобразования. определяющие сохранность затежей УВ (в пределах 60-120°С). установлены от нсокомского до ннжнс-срелнеюрското комплексов В ратрезс выявлены повышенные н аномально высокие пластовые давления В нейтральной части региона развита злнзионная литостатнческая водонапорная система, которая согласно О.В Бакуеву и В М Матусевичу является наиболее перспективным с точки зрення нефтегазоносности.

Максимальные перспективы следует связывать с меловыми резервуарами, а именно с клнноформным комплексом, сформированным в результате некомпенсированного осалконакоп тения Открытые зазежн УВ в юрских отложениях (Зимняя. Нижнсхетская и Хабейская плошали), а также многочисленные нефте- и газопроявления позволяют ечтггать нх также весьма перспективными.

При анализе изменения индивидуальных гидрогеологических показателей в зависимости от полученного из пласта пртгтока. для каждого критерия была установлена информативная значимость и составлен оптимхтьный комплекс гидрогеологических критериев для последующей оценки перспектив нсфтегаюносности В группу гилрогеохимичсских показателей вошли величина обшей минерализации, тип воды, концентрация ЧО«-\ НСО>\ Са:'. N114", У. Вг', коэффициенты гЫаЛС1, тСа/гМз, В/Вт. Из фуппы ВРГ выбраны величина общей газонасышснности подземных вол. концентрация СН». сумма ТУ и N2. Среди ВРОВ выбраны нафтеновые кислоты и бензол.

Подземные волы изучаемого района и ЗСМБ в целом характеризуются низкой сульфатностъю (поскольку прошли стадию десульфатизации). а по данным В А Кротовой. Э.Е. Лондон. М И Субботы н других пониженные содержания 80«; говорят о благоприятных условиях протекания процессов нефтетаюобраювання (рис 8. а) Повышенные содержания НСО)'-иона согласно Ю Г Зимину. А.С. Зингеру. А.Э. Конторовнчу. Е В. Статику и дру гим рассматриваются как показатель натнчия преиму шественно газовых скоплений и являются важным поисковым показателем в пределах северной части ЗСМБ (рис 8. а) Источником его выступают продукты преобразования ОВ. зазежн УВ и связанные с ними коилеисатогенные волы Повышенные концентрации N11«' и У свидетельствуют о первичном обогащении нлов органикой (рис. 8. в). Увеличенная концентрация Вт' указывает на степень мстаморфитацнн

подземных иод и отражает процессы преобразования ОВ, захоронешюто вместе с породами в процессе диагенеза В зонах затрудненного и застойного водообмена концентрации ВГ достигают $00 мт/дм' и более (при содержании в морской воле 65-70 мг/лм') I ндрогеохимнчсскис аномалии .Г. Вт', В' и МЬ' в целом характерны .тля восстанови тельных обстановок и застойного режима водообмена

Генетическое единство ВРГ подземных вод и УВ залежей является теоретической базой использования зтзгх показателей для опенки перспектив нефтегазоносностп ВРГ являются наиболее активными компонентами подземных вод. которые максимально чувствительны к изменениям геохимической среды, высту пая важнейшим показателем стадии преобразования ОВ. степени гидрогеологической закрытости бассейна и сохранности УВ Установлены закономерные увеличения величины газонасышснности и концентрации тяжелых углеводородов (ТУ) в направлении «вода» —• «смесь волы н гам» — «прикоззприые воды газовых залежей» —» «волы нефтяных залежей» (рис 9, а. б).

1-

Рисунок 8 - Изменение концезгтраиии сульфат- и тилрокарбонат-иоиа (а), нафтеновых кислот (б) и

аммония (в)

*

г/ 1 /

/А/

«I

Рисунок 9 - Изменение величины общей газокасышенности (а), концентрации метана и суммы ТУ (б) от фазового состава притока и зависимости бензол» от расстояния до контура исфтетззоносиости (в)

Согласно исследованиям ВС. Вышемнрского. Н.С. Даниловой, А.Э. Конторовича. В.М. Матусевича. Р.Г. Ирокопьсвой. А.В Рылькова и других высокой значимостью при прогнозе углеводородных залежей в группе ВРОВ являются аромапзчеекззе и алифатические УВ (бензол. зтззл бензол. толуол, пара-мста-ортоксилолы и другие), органические кислоты и комплекс микроэлементов (Ре. А1. Мп. /п. Си н другие) Особое место занимает бензол - его высокие содержания (более 0.2 мт/дм') отмечаются в прнкоитуриых волах с выявленными затежами (рис 9, в). Гомологи бен юла не обнаружены в водах ■ ори юн тов. не содержащих УВ. а также в водах газоносных горизонтов, зазегающих на глубинах до 1000 м В работах Г Д. Гинсбурга. Г.Л Ивановой. С.Г Медькановнцкой подтверждается, что ореодыюе рассеяние бенюда от нефтяных затежей больше, чем от газовых в пределах штатной части ЕХБ. Нафтеновые кислоты также являются важным гилрогсохнмичсскнч показателем, по которому

для западной части ЕХБ установлена пороговая концентрация, свидетельствующая о возможном наличии залежи УВ - более 7 мг/дм3 (рис. 8, б).

Далее были составлены эталонные выборки и установлены граничные значения для каждого критерия из предложенного комплекса (табл. 2). Бальность показателя зависела от его значимости, но после подсчета индивидуального вклада в общую оценку перспективности было выделено 23 высокоперспективных объекта, расположенных на 12 структурах, которые можно рекомендовать для постановки дальнейших нефтегазопоисковых работ с целью обнаружения пропущенных и открытия новых залежей УВ.

Таблица 2 - Прогноз фазового притока по предложенному комплексу гидрогеологических критериев

Группа показателей Балл Прогноз притока

Вода Газ с водой Газ Нефть с водой

Гид ро геохимические 2 1 N114, мг/дм3 0,8 <6 от 8 до 17 > 17 >17

ВРГ Газонасыщенность, л/л 1,0 <1 от 1 до 1,5 > 1,5 >2

Кг 1,0 <0,45 0,5-0,7 0,8 - 1,0 0,7-1,0

СН4, об. % 1.0 <92 92-94 >95 <92

Сумма ТУ, об. % 1,0 <3 от 3 до 6 <6 >6

ВРОВ Бензол, мг/дм3 1,0 <0,05 >0,05 >0,1 >0,1

Нафтеновые кислоты, мг/дм3 1,0 <4 - >7 >7

Гидрогеохимические г О Са, мг/дм3 0,1 > 100 100-60 <60 <60

вО.!, мг/дм3 0,1 >50 - <40 -

НСОз, мг/дм3 03 <950 1000 - 1200 > 1400 1200- 1400

СОз, мг/дм3 0,1 < 150 200 - 250 >250 < 100

ВРГ N2, оВ. % 0,1 >4 <3 <3 <2

Коэффициенты г^/гС1 0,2 < 1,4 - > 1,45 > 1,45

гСа/гМв 0,1 >5 - <5 <5

В/Вг 0,2 <0,8 - >0,8 -

Проведенный локальный прогноз и результаты выполненных гидрогеологических исследований позволили составить комплект карт перспектив нефтегазоносное™ по основным гидрогеологическим комплексам западной части ЕХБ. В апт-альб-сеноманском комплексе на открытие новых залежей рекомендованы объекты Пеляткинской (долганский резервуар), Хальмерпаютинской (верхнемалохетский) и Южно-Мессояхской (нижнемалохетский) площадей. Высокую результативность поисковых работ в неокомском комплексе следует связывать с нижнесуходудинским и нижнехетским резервуарами Горчинской, Пеляткинской, Средне-Яровской, Турковской и Яровской площадей. В нижне-среднеюрском комплексе, как высокоперспективные, рекомендованы объекты малышевского резервуара Дерябинской, Средне-Яровской, Тампейской и Турковской площадей. Надояхский резервуар, возможно, нефтегазоносен на Суходудинской площади.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследования, представляющие научную значимость:

1. Впервые с 1977 г. проведено обобщение всех гидрогеологических материалов по западной части Енисей-Хатангского бассейна и сопредельных территорий.

2. Изучаемая территория является переходной зоной от Западно-Сибирского артезианского бассейна к Восточно-Сибирской артезианской области. Выделено восемь типов гидрогеологических структур, отличающихся полнотой разреза, и составлена карта гидрогеологического районирования.

3. Геотермическое поле характеризуется неоднородным строением. Установлено шесть типов вертикальной гидрогеотермической зональности, которые являются следствием геологической истории развития бассейна. Минимальные геотермические градиенты приурочены к прибортовым районам, максимальные - к зонам проявления дизъюнктивной тектоники.

4. В исследуемом районе структура гидродинамического поля носит сложный характер. В разрезе доминируют нормальные пластовые давления до глубин 2500 м, ниже установлены повышенные и АВПД.

5. В нефтегазоносных отложениях развиты подземные воды хлоридного натриевого, хлоридно-гидрокарбонатного натриевого и гидрокарбонатно-хлоридного натриевого состава с величиной общей минерализации от 2 до 18 г/дм3. В регионе широко развит инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, сопровождающийся сменой химических типов от преимущественно хлоридных натриевых вод к водам с различной вариацией в составе НСОз-иона.

6. Палеогидрогеологические реконструкции позволили предварительно выделить области распространения подземных вод различного генезиса. Установлено доминирование седиментогенных вод, источником которых являлся морской бассейн нормальной или пониженной солености. Они разбавлены древними инфильтрогенными водами, проникшими в осадочно-породный бассейн во время регрессии моря. В разрезе развиты литогенные воды, отжатые из регионально выдержанных глинистых водоупоров. На локальных участках, близ ВНК или ГВК, зафиксированы пестрые по составу конденсатогенные воды, формирование которых шло одновременно с углеводородными залежами. На современном этапе преобладают процессы смешения установленных генетических типов подземных вод.

7. На настоящем этапе развития нефтегазоносной системы газовые залежи характеризуются смещенным равновесием с пластовыми водами. В разрезе обнаружены воды как недонасыщенные, так и предельно насыщенные газами. Преобладают процессы рассеивания метана и утяжеления состава газовой фазы с дополнительным перераспределением неуглеводородных газов.

8. Расчеты взаимодействия в системе «вода - горная порода» подтвердили ее равновесно-неравновесный характер. Подземные воды нефтегазоносных отложений с одной стороны повсеместно насыщены карбонатными минералами, с другой - не насыщены относительно первичных апюмосиликатных минералов, что приводит к их непрерывному растворению и формированию вторичных минералов.

9. Анализ гидрогеологических материалов по западной части ЕХБ позволил обосновать оптимальный комплекс гидрогеологических критериев и выделить 23 высокоперспективных объекта для постановки дальнейших нефтегазопоисковых работ. Наибольшие перспективы следует связать с осевой частью бассейна, особенностями которой является значительная мощность осадочного чехла, присутствие коллекторов с высокими фильтрационно-емкостнымн свойствами, перекрытыми надежными и регионально выдержанными водоупорами, что предопределяет высокую степень гидрогеологической закрытости недр.

Список основных публикаций по теме диссертации: Работы, опубликованные в изданиях, входящих в перечень ВАК

1. Кох A.A. Особенности состава подземных вод неокомского гидрогеологического комплекса западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - №1. - С. 45-54.

2. Кох A.A. Палеогидрогеологические реконструкции юрско-меловых отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / A.A. Кох // Отечественная геология. - 2014. - №2. - С. 77-86.

3. Кох A.A. Влияние типа гидрогеологического разреза на гидродинамические условия и вертикальную гидрогеохимическую зональность в западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох, Д А. Новиков // Водные ресурсы. - 2014. - Т. 41. - №4. - С. 375-386.

Другие издания

4. Кох A.A. Гидродинамический режим нефтегазоносных отложений юго-западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / A.A. Кох // XIX Всероссийское совещание по подземным водам востока Сибири и Дальнего Востока «Подземная гидросфера». 22-25 июня 2009 г.: материалы совещания. - Тюмень: ТФ СО РАН, 2009. - С. 115-119.

5. Кох A.A. Геотермическое районирование нефтегазоносных отложений юго-западных районов Енисей-Хатангского регионального прогиба / A.A. Кох // XXIII Всероссийская молодежная конференция «Строение литосферы и геодинамика». 21-26 апреля 2009 г.: материалы конференции. -Иркутск: ИЗК СО РАН, 2009. - С. 236-238.

6. Кох A.A. Геотермические условия залежей нефти и газа Енисей-Хатангской нефтегазоносной области / A.A. Кох И Научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири». 18-19 апреля 2011 г.: материалы конференции. -Томск: STT, 2011. — С. 130-131.

7. Кох A.A. Гидрогеологическое районирование западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох // VIII Международный научный конгресс Интерэкспо «ГЕО-Сибирь 2012». Т.1. Недропользование. Горное дело. Новые направления технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. 10-20 апреля 2012 г.: сборник материалов. - Новосибирск: СГГА, 2012. — Т. 1. - С. 153-157.

8. Кох A.A. Гидрогеологическое районирование и вертикальная гидрогеохимическая зональность западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох // XX Всероссийское совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока «Подземная гидросфера». 18-22 июня 2012 г.: материалы совещания. - Иркутск: ИЗК СОРАН, 2012. - С. 204-208.

9. Кох A.A. Геохимия подземных вод неокомского гидрогеологического комплекса западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох // Всероссийская конференция с участием иностранных ученых «Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами». 5 октября 2012 г.: материалы конференции. - Томск: HTJ1,2012. - С. 455-459.

Ю.Кох A.A. Периодизация гидрогеологической истории нефтегазоносных отложений западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох // XXV Всероссийская молодежная конференция «Строение литосферы и геодинамика». 23-28 апреля 2013 г.: материалы конференции. - Иркутск: ИЗК СО РАН, 2013.-С. 122-123.

11.Kox A.A. Палеогидрогеохимия мезозойских отложений западной части Хатангского артезианского бассейна / A.A. Кох //1 Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «Науки о Земле. Современное состояние». 28 июля - 4 августа 2013 г.: материалы конференции. - Новосибирск: НГУ, 2013.-С. 147-149.

12.Кох A.A. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносное™ западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / A.A. Кох // X Международный научный конгресс Интерэкспо «ГЕО-Сибирь 2014». Т.1. Недропользование. Горное дело. Новые направления технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. 16-28 апреля 2014 г.: сборник материалов. -Новосибирск: СГГА, 2014. - Т. 1. - С. 57-61.

13.Кох A.A. Предпосылки нефтегазоносное™ нижнесреднеюрских отложений западной части Хатангского артезианского бассейна по гидрогеохимическим критериям / A.A. Кох // II Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «Науки о Земле. Современное состояние». 30 июля - 6 августа 2014 г.: материалы конференции. - Новосибирск: НГУ, 2014. - С. 177-179.

_Технический редактор Т.С. Курганова_

Подписано в печать 23.10.2014 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме _Печ.л. 0.9. Тираж 170. Зак. №121_

ИНГГ СО РАН, ОИТ, 630090, Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3