Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Гидрогеология подсолевых отложений юго-восточной бортовой окраины Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью

ВАК РФ 04.00.06, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеология подсолевых отложений юго-восточной бортовой окраины Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью"

:< ■ Я«' О ,

АКАДЕМИЯ НАУК КАЗАХСКОЙ ССР Инстйтут гидрогеологии и гидрофизики им. У. М. Ахмедсафина

На правах рукописи

УДК 556. 3:553. 3/9(674). 034.3

Лнтипов Сергей Михайлович

ГИДРОГЕОЛОГИЯ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИИ СГО-БОСТОЧНОСТ БОРТОВОЙ ОКРАИНЫ ПРИКАСПИПСКОЙ ВПАДИНЫ В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬО

Специальность - 04. 00. 06. - гидрогеология

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени .тандидата геолого-минералогических наук

Алма-Ата, 1991 г.

О ^

Работа.выполнена в Институте гидрогеологии и гидрогеофн-аики им.У,М.Ахмедсафина АН Каз.ССР

Научный руководитель; академии АН Каз.ССР,

.доктор геолого-минералогических наук, профессор Сыдыков Ж. С. •

Научный консультант: кандидат геолого-минералоги-. ческих наук Мухаыеджанов М.А.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогичвс . ких наук.Дальян И. Б.

• кандидат геолого-иинералогй-ческих наук Как М. С.

Ведущие предприятие: Институт геологических наук им. К. И.Сатпаева АН Каз. ССР

Защита состоится "27" декабря 1991г. в "> "часов на заседании специализированного совета К. 008.19.01 при Института гид рогеологии и гидрофизики им.У.М,Ахмедсафина ДН Каз.ССР, по адресу: 4H0I00 г.Алма-ата, ул.Красина, 94. '

С диссертацией можно ознакомиться в библиотека Институ! гидрогеологии и гидрофизики им,У.М.Ахмедсафина АН Каз.ССР.

Автореферат разослан "¿2:' ноября 1991 г,

Ученый секретарь специализированного совета Qjm^WJUÄ?^

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Сложившаяся с началом открытия в 50-х годах первых крупных здсрлевых месторождений тесные творческие связи между геологи-

р7ь( ЦН г*] ;

веккми< организациями Западного Казахстана и лабораторий гидро-еохимии.Института гидрогеологии и гидрофизики АН Каз.ССР (ИГГ) :м. У. М. Ахмедсафина стали традиционными и позволили решить ряд 1ажных гидрогеологических вопросов, имеющих научно-прак'гическую 1начимость. В этом-плане, базируясь на материалах тематических ¡юджетных работ, предусмотренных программой 0.60.01. и заданием 11.02.03. пост. ГКНТ №535 от 31.01.85. г., а так же научно-тех-гическими программами между АН Каз.ССР и Мингео СССР в рамках газдоговорных исследований, работа представляет в плане законо-(ерное продолжение фундаментальных направлений исследований ин-:титута.

Актуальность работы. Гидрогеологические и гидрогеохимичес-сие исследования являются неотъемлемой составной частью всего юмплекса- геологических работ, проводимых в Прикаспийской впа-цине в нефтегазопоисковых целях. Учет гидрогеологической обста-ювки служит'важным звеном в нефтегазоперспективном районировали этого нефтегазоносного бассейна (НГБ) и позволяет при невы-:оких затратах получать ценную информацию на- прямую связанную с эптимизацией и выбором эффективных направлений разведки недр. Специфика подсолевых водоносных комплексов, связанная с аномальными термобарическими условиями и наличием агрессивных доставляющих в флюидах, заметно влияет на геолого-экономическую рентабельность подсолевого нефтегазопоискового направления. Поэтому, всестороннее изучение гидрогеологической обстановки под-голевой водонапорной системы с широким приплечением геолого-геофизических материалов оказывает существенное дополнение для

решения научно-практических задач поиска нефти и газа.

Целью работы является выяснение гидрогеологических условий подсолевых отложений юго-восточной бортовой окраины Прикаспийской впадины, -роли подземных вод на формирование, фазовую дифференциацию, закономерности размещения залежей УВ и обоснование размещения залежей (УВ) и обоснование по комплексу гидро-геолого-гидрогеохимических данных дальнейших направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Сформулированная цель исследований включала в себя постановку и решение следующих основных задач: - выяснение гидрогео-' логических условий подсолевых отложений; - установление основных региональных, особенностей гидродинамики подсолевых водонапорных комплексов; - анализ гидрогеохимических условий на основе всестороннего изучения химического состава пластовых вод, водорастаоренных органичесих веществ (ВРОВ) и газов (ВРГ), изотопии вод; -обобщение современных и палеотвмпературных характеристик недр;. - определение критериев и оценка перспективности территории по комплексу гидрогеологических данных.

Методика исследований включала в себя: I) обобщение, систематизацию и анализ имеющегося фактического материала и проблемной ситуации; 2) проведение .полевых экспеди-'. ционных работ при опробовании гидрогеологических объектов по общепринятым инструкциям и методикам при исследовании НГБ; 3) интерпретации и анализа гидрогеологических материалов на базе основополагающих теоретических и методических положений региональной и нефтяной гидрогеологии.

Фактический материал. Основополагающий фактический материал для обобщения исследований был получен в период полевых работ, проводимых в 1984-1990г. г. при участии автора по прямым

хоздоговорам и договорам о творческом содружестве с объединениями Мингео, Миннефтепрома и НВНИИГГ г. Саратова. В основу работы легли результаты многочисленных исследований по определению термобарических и гидродинамических параметров водяных и нефтегазовых пластов, скважинной геофизики, а также основные геолого-геофизические материалы по району исследований.

Лабораторный базис включает в себя свыше 1000 полных хим. анализов состава воды, содержаний специфических микрокомпонентов, более 150 анализов ВРОВ, 180 проб ВРГ, 78 определений изотопии подземных вод (ao-ie. и во).

Научная новизна заключается в следующем:

1) систематизированы и изучены региональные и зональные гидрогеологические •условия зон нефтегазонакопления (ЗНГН) подсолевых палеозойских отложений юго-востока Прикаспийской впадины;

2) на основе гидродинамического анализа и изучения полей пластовых давлений, термобарических параметров и гооструктурных особенностей установлена фазовая дифференциация и состояние залежей УВ в подсолевых водонапорных комплексах;

I) выявлена гидрогеохимическая сопряженность формирования общего химического, микрокомпонентного, органического и газового состава подземных вод подсолевых комплексов в зависимости от процессов нефтеобразования и стадийности литогенеза. Установлен генезис подземных вод по изотопам 5018 и SD;

Практическая значимость-выполненных исследований заключена проведении гидрогеологического районирования, учет которого эобходим при общей оценке нефтегазоносности территории,в выяв-энии комплекса информативных гидрогеолого-гидрогеохимичеоких эказателей нефтегазоносности регионального и локального уровня

и дифференцированной оценки перспективности территории с учето фазового состояния залежей УВ, что позволяет цёленаправленн вести поисковоразведочные работы.

Апробация работы. Основные результаты работы изложены двух монографиях, пяти статьях, четырех научно-тематически отчетах и двух рекомендациях в рамках бюджетных и хоздоговорны исследований по программе 0.50.01. 01.02.03. ГКНТ. По тем диссертации сделаны доклады на IV республиканской школе молоды ученых и специалистов-геологов (1987г.), на НТО ПГ0 "Гурьевнеф тегазгеология" и получен акт внедрения работы в производство.

^Структура и объем работы. Диссертация состоит.из введения семи глав и йыводов. Общий объем работы 217 страни

машинописного текста, 13 таблиц, 30 рисунков. Работа выполнен в ШТ им. У. М. Ахмедсафина АН Каз.ССР в лаборатории гидрогеохими Представляемая к защите работа1 выполнена под научны руководством академика АН Каз.ССР Ж. С. Сыдыкова. Много времени внимания и большую помощь в процессе над работой оказа кандидат геолого-минералогических наук М.А.Мухамеджанов,

Автор глубоко признателен научному руководителю, академии АН Каз.ССР Ж.С.Сыдыкову, а также кандидату геолого-минералог» ческих наук к А.Мухамеджанову за научное и методическс руководство данной работой. В процессе работы над дисСертацие ряд ценных советов и замечаний получен от Б.М. Куандыкове В. И. Порядина. За помощь в сборе фактического материала, а так» за ценные советы и замечания автор выражает искренн) благодарность Э. С. Воцалевскому, 3. Е. Булекбаеву, В. П. Ильченкс 0. С. Туркову, ,.М. Б. Балгимбаеву, Ф. С. Рабкину, Б. С. Щуркину к В. М.Гридасову, с кем автор поддерживал творческие отношения.

t

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В главе I приводятся краткие сведения о районе исследований, включающие описание физико-географических условий я вопросы гидрогеологической изученности поДсолевых отложений. Тлощадь, охваченная исследованиями составляет свыше 45 тыс. кмг. Наличие большого комплекса буровых, геолого-геофизических и гидрогеологических работ на ней делают изучаемую - часть Прикас-1ийской впадины уникальным полигоном гидрогеологической изученности недр до глубины 6 км.

Значительный вклад в дело изучения гидрогеологии гадсолевых отложений внесли В.А.Бочкарева, И. Б. Дальян, [. А. Джангирьянц, А.С.Зингер, В.П.Ильченко, В.М.Кирьяшкин, I. А. Мухамеджанов, М, А. Помарнацкий. В. И. Порядин, Е. В. Стадник, I.С.Сыдыков, JI.Д.Тальнова, В. П. Якуцени и др..

Во второй главе рассматриваются вопросы геологического троения и нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений го-восточного борта Прикаспийской впадины. История изучения архнего палеозоя Прикаспия связана с исследованиями и научными роработками ГГ. Я. Аврова, Э. К.Азнабаева, Г. Е. -А. Айэеншгадта,

.X.Бакирова, О.М.Васильева, Э. С.Воцалевского, D. А. Воложа,

t

. Г. ГарецкогоР. И. Грачева. И. Б. Дальяна. А. И. Димакова, .С. Днепрова, В. С. Журавлева, А. К. Замареновп, О.А.Иванова, .К.Калинина, J3.C. Мильничука, Н. В. НевсЬшиа. Б. К. Прошлякова, .И.Тарханова, Л.Л.Соколова, А. Е. Шлизенгера, А.Л.Яншина и др..

Этими исследователями установлены закономерности простран-гвенного размещения палеозойских формаций, отмечены ряд седи-энтационных аспектов, уточнена история развития впадины, а ¡пользование -.различных гео л ого-структурных седиментаиионнык >делей позволило наметить зоны нефтегазонакопления (ЗНГН),

связанные главным образом с развитием карбонатных формаций, и зоны нефтегазообразования (ЗНГО), приуроченные к районам распространения терригенно-карбонатной и терригенной формаций. В работе на базе научных разработок и пояснений выше названных авторов дается описание структуры поверхности фундамента и подсолевых отложений с выделением тектонических элементов различного порядка. Последние характеризуются региональным ступенчатым погружением подсолевого ложа к центру впадины и залегают на глубинах 2-6 км. Подглава иллюстрируется тремя картами структурных поверхностей фундамента, горизонтов П^П^

В разделе'иефтегазоносность подсолевых отложений описываются семь крупных ЗНГН: Енбекская, Жанажол-Кенкиякская, Жарха-мысская, Кэылджарская, Биикжальская, Южно-Эмбинская и Каратон-Тенгиэская. Залежи нефти и газа ЗНГН приурочены к различнымли-толого-стратиграфйческим уровням подсолевых отложений от нижнепермских до верхнедевонских включительно.

Залежи в терригенных комплексах являются тектонически и литолого-стратиграфически экранированными, в карбонатных поро-массивнопластовыми, и как правило'с единым БНК. В площадном распределении по объему ■ газовой фазы и жидких УВ, периферийные месторождения имеют более высокий суммарный газожидкостный фактор, в этих залежах в большинстве случаев присутствуют газовые шапки. •.-...

В главе III освещаются гидрогеологические условия региона. В систематизации категорий водовмещающих подсолевых пород и последовательности их таксонометрических единиц использовался структурно-гидрогеологический принцип, разработанный Ж.С.Сыды-ковым (водоносный этаж-серия-комплекс-горизонт). По гидрогеологической стратификации в подсолевых палеозойских отложениях на

фоне фаменско-ассельской карбонатной последовательности по типу разреза описываются восемь водоносных комплексов. Комплексы снизу вверх разделены муллинским, тульским, верейским, подольским, ассельским, кунгурским и уфимским региональными и зональными флвидоупорами. Текстовое изложение сопровождается четырьмя гидрогеологическими колонками, гидрогеологической картой и пятьо гидрогеолого-геотермическими профилями.

Водоносный комплекс терригенных и терригенно-карбонатных отложений девона (Л -Д ) в краевых обрамлениях Прикаспийской впадины погружается на значительную глубину, а на периферийных вскрыт скважинами на глубинах 930 до 2037 м. Воды комплекса-высоконапорные с незначительными дебитамк и представляют собой высокоминерализованные хлориднык натриевые рассолы хлоркальцие-вого типа (по В.А.Сулину) с минерализацией 161-207 г/л.- Они являются глубокометаморфизованными рассолами, обладают высокой обогащенностью специфическими микроэлементами и преимущественно углеводородным (по .П.М.Зорькину) составом растворенных газов.

Водоносный комплекс верхнедевонских нижнекаменноугольных карбонатных отложений (Дз-С1) получил распространение в пределах Приморского свода и в изученной части разреза состоит из 8 водоносных горизонтов. Дебиты пластовых вод на самоизливэ составляют от 0,3-0. 45 до 18-396 м3/сут .при величине пластового давления 60-91 МПа. Воды комплекса представляют весьма крепкие хлорчдные натриевые рассолы хпоркальциевого типа, имзот минерализацию около 250 г/л, обладают щелочной средой (рн 7,8-8,2) и повышенной сульфатностью. ВРГ комплекса относится к метановому типу с содержанием УВ-гаэов - 68-98, азота 1,2-15 и кислых газов (coj+H2S) а зонах АВПД свыше 10%.

Водоносный комплекс нижнекаменноугольных терригенных отложений (Са) получил широкое площадное распространение и в зависимости от геолого-структурных условий вскрывается на глубинах от 1631 до 5275 м; максимальная вскрытая мощность .комплекса достигает 2826 м. Воды комплекса имеет дебиты равные первым м3/сут при понижениях 732-1044 м относительно статических уровней и устья скважин. В целом воды относятся к хлоркаль-циевому типу с минерализацией до 35—102 г/л, на фоне которых-встречены воды гидрокарвонатно-натриевого типа на месторождении Тортай. Содержание йода в водах достигает (в мг/л) 3,8-21,-брома 8-22, бора 9-22, аммония 30-60. ВРР- комплекса относятся к метановому типу с содержанием метана 77-93, зтана 2,6-3,2%, пропана 0,58-0,76,' 1+п бутана 0,07-0,2, азота 1,4-4,5% с низким содержанием кислых газов - до 0,15%.

Водоносный комплекс нижнесреднекаменноугольных карбонатных отложений (С.+С,) получил широкое площадное распространение на Приморском своде, а также в пределах Жанажольской и Кенкиякской тектонических ступеней. В восточной части впадины комплекс залегает на глубинах 1857-5001 м. Дебиты притоков варьирует от 1,1 до 14,2 м^сут при понижениях 294-937 м относительно статическуих уровней, залегающих на глубинах. 44-245 м при ве'-личине пластового давления 30,8-34 МПа. В зоне АВПД (Кенкияк) дебиты самоизлива в отдельных случаях достигают .100-120 мэ/сут. Пластовые воды имеют минерализацию 44-120 г/л и повсеместно относятся к хлоридным натриевым рассолам хлоркальциевого типа. Они значительно обогащены йодом 14-23 мг/л, бромом 98-183. бором 66-70, аммонием 75-150, литием 7,5-12,5, рубидием 0,5-2,1, цезием до 0,26, стронцием 125-400. ВРГ относится к метановому и метаново-азотному типам с содержанием метана

1-70%, этана 1,6-3,3%, пропана 0,4-0,7%, i+n' бутана 0,2-0,4, +п пентана до 0,2, азота при метаново-азотном типе 24-31%, эдорода 4,96, кислых газов 2,8-3,3%. На Приморском своде воды змплекса на имеют дебиты самоизлива от единиц до. 170 м3/сут ри величинах пластового давления 47,3-81 МПа. Они представляют эбой рассолы с минерализацией 237-287 г/л, хлоридного натрив-зго состава хлоркальциевого типа. ВРГ комплекса относится к этановому типу с повышенным содержанием кислых газов (15%).

Водоносный комплекс средне-верхнекаменноугольных карбонат-jx и карбонатно-терригенных отложений (С,+С3) широко распро-•ранен в районе в виде протяженной полосы, окаймляющей 'о-восточную бортовую окраину впадины. В восточной части в ютав комплекса входят подольский, мягковский, касимовский и 1льский водоносные горизонты, сложенные известняками. Дебиты астоных вод составляют 1,08-125,5 м3/сут при понижениях

2-1524 м относительно статических уровней, которые устанавли-ются на глубинах 76-136 м при величине пласторого давления -35 МПа. Воды повсеместно хлоркальциевого тина хлоридного гриевого состава имеют минерализацию 46-165 г/л и обладают вышонным содержанием йода 6-33, брома 41-160, бора 37-200, '/опия 50-100, лития 1,3-3,8, рубидия до 1,4, цезия 0,1, зонция 22-145 :мг/л. ВРГ относится к метановому типу с зышонным содержанием азота и азотно-метановому с содержанием га на 53-88%, ТУ газов - 6-26%, азота 6-28%.

В пределах Южно-Эмбинского поднятия и Биикжальского свода

шлекс относится к карбонатно-терригекному. Вода комплекса в i

|Исимости от геолого-структурных условий залегания повсемест-выссконапорныо-и часто дают самоизливы с дебитом 4,2-11,5 зут, Они относятся к хлоркалъциевому типу хлоридного

натриевого состава, обладают минерализацией Ы-212 г/л. Содержание йода в них колеблется от 4-6, брома 23-60, бора 5-138, при невысоких содержаниях редких щелочных металлов. ВРГ относится к метановому типу, часто с повышенным содержанием азота (15%).

В пределах' Приморского свода карбонатный комплекс вскрыт на структуре Южная. Добиты вод хлоркальциевого типа и минерализацией 180-210 г/л составляют от десятков до 900 м3/сут при величине пластового давления 44-54,7 МПа. Статические уровни устанавливаются'на глубинах 200-321 м. ВРГ метанового типа, с содержанием ме+ана 70,6«, этана 13,?2, пропана 11,2, i и п бутана 1,48 и 2,09, i+n пентана 0,82-0,54.

Водоносный комплекс нижнепермских терркгенных и карбонат-но-'герригенннх отложений (Pt) имеет сложное строение и широкий диапазон изменений в гидрогеологической стратификации на уровне водоносных горизонтов. Карбонатные отложения ассельского яруса, унаследованные у верхнего карбона, распространены в полосе Уртатау-Сары:5улак, Восточный Тортколь и на Куантае. В сакмарз-ком и артгнском водоносных горизонтах получили развитие терригенные зодоносные разности. Водоносный .горизонт артинских отложений имэет-эффективную мощность до 102 м. Дебиты переливов составляют ст 0,2.8 до 108 м3/сут.. Воды повсеместно хлоркальциевого типа хлрридного натриевого еостава при минерализации 83-253 г/л, :з содержанием йода 12-70 мг/л, брома 79-239, борз 20-55t аммония 30^55, лития 5-7,5, рубидия до 0,75, цезия цо 0,2, стронциi 300-480. Водоносный горизонт сакмарских отложений имеет .. . дебиты на самоизливе 5-8 м3/суг. Подземные воды шиеют минерализацию 95-317 г/л и относятся к хлоркальциеволу типу. Содерж_шие йода в них составляет 5,8-13,2 мг/л, брома до

18, бора до 92. БРГ метанового типа с содержанием метана 81,7%. Г. У. газов - 7%, углекислого газа 1;0%, азота 1-2%.

В пределах зоны сочленения с Вжно-Змбинским поднятием воды «омплекса дают дебиты в широком диапазоне от 0,6-10 мэ/сут до 180 при динамическом понижении уровня на 478-602 м. Статические уровни в области нормальных пластовых давлений (26-29 МПа) 'станавливаются на глубинах 17-106 м. Воды представляют собой :репкие рассолы с минерализацией 148-290 г/л. Содержание иода в :их составляет до 4,2 (мг/л), брома 23, бора 138, лития до 3,1, 'убидия 0,94, цезия до 0,05, стронция 102-110. В ВРГ содержится етана до 95,4%, этана 3,4, пропана .0,86, 1 и п бутана 0,11 и ,17, азота 3,45%.

В целом, подземные воды водоносных комплексов и горизонтов тличаются большим разнообразием размещения и пронзводительнос-и, гидродинамическими гидрогеохимическими и термобарическими зловиями. В их формировании важную роль играют структурные и ипсометрические положения водоносных отложений в разрезе 1адины, их литолого-фациальный состав и высокая степень гдрогеологи'чеекоП' закрытости недр.

В глав<э XV рассматриваются гидродинамические условия >дсолевых водонапорных комплексов. В работе с позиций реологи-!ских основ механики грунтов показано, что на формирование по->й пластовых давлений оказывает влияние структурно-тектоничес-:й фактор. На основе анализа фактически замеренных пластовых влений установлено, что он имеет функциональную зависимость геостатических давлений, а последний адекватно схожую висимость от глубин залегания водоносных комплексов, работка дажтического материала показала наличие крупного гфодинамичоского барьера (с величиной аномалии йР=32 МПа),

делящего подсолевыа отложения на область с нормальным распре делением пластовых давлений близким к гидростатическим I область с аномальными высокими пластовыми давлениями (АВПД), Таким барьером в пределах изучаемой территории является борто-овой уступ между Жанажольской и Кенкиякской тектоническиш ступенями. В целом величины пластовых давлений растут по направленно к центру впадины от области пьезоминимума к пьезомакси-муму и в направлении структур Молодежная, Тортай, Биикжал от 25 к 42 до 89 МПа,- а в восточной части впадины от Жанажола к Кен-кияку и Аккудуку от 29-32 к 82 до 92 МПа. В области пьезоминимума рост пластовых давлений с глубиной подчинен эмпирической зависимости, имеющей вид: '[Рпл)=9,23 10"3[Н]+4, а в области пьезомаксимума: • [Рпд ]=1,28 Ю"г[Н ]+23,57.

В работе гидродинамическая система подсолевых водонапор -ных комплексов рассматривается в поле потенциала флюида, представляющего скалярное количество энергии, сводимой к работе, которую может совершить гидродинамическая система при перемещении единицы массы флюида на максимальное расстояние в гравитационном поле земли по направлению противоположному вектору силы тяжести. Оценка 'потенциалов проводится по реально замеренныц пластовым давлениям'й плотности с учетом температуры, минерализации и химического состава пластовых вод (по В. М. Мирошникову) Р

по формуле Ф=дг+ -■. , вывод которой приводится, в работе.

в

Представленная региональная гидродинамическая схема подсолевых каменноугольных водонапорных комплексов подтверждает ранее высказываемые предположения о существовании эдизионного режима в подсолевых отложениях впадины и направлении разгрузки подземных водот центральных 'частей к ее периферии. Важным элементом в нефтегазогеологическом районировании с гидродинамической точки

зрения является то, что для области пьезоминимума характерно газоконденсатные залежи с высоким суммарным ГЖФ, где газовая фаза занимает по сравнение с нефтью больший полезный объем ловушек, а для области пьезомаксимума - нефтяные залежи с высоким нафггераствореннын ГЖФ.

В V главе рассмотрены гидрогеохимические условия подсоде-вых отложений. • По степени минерализации (классификация Ж. С.Сы-дыкова, К.М.Давлатгалиевой) в пределах изучаемой территории создается закономерная картина в смене гидрогеохимических поясов в разрезе подсолевых комплексов по направлениям к внутренним частям впадины и переходу вод от сильно соленых к средним, крепким и весьма, крепким рассолам (В5о,Г1Э5,Га70,Г37о). В водах изучаемых отложений получили господство воды хлоркалышевого . типа хлоридной- группы натриевой подгруппы (по В.А.Сулину).

Среди них в карбонатных комплексах распространены воды от соле-♦

ных до крепких рассолов (40-270 г'л) с преобладанием гС1>г304<>НС0з и гЫа>гСа>гМд, в которых с ростом минерализации и метаморфическому переходу к более поздним стадиям литогенеза происходит уменьшение содержаний иона Нд. В терригенных комплексах широкое распространение получили хлоркаяышееые пластовые воды, на фоне которых крайне редко встречаются воды гидрокарбонатно-натрлевого типа. Воды хлоркальциевого типа подзон Г135,Г2'70 залегают' в верхних частях нижнепермского терри-генного комплекса в области гидрогеохимического влияния кунгур-ских звапоритовцх отложений, в них преобладают ионы мд над Са и в04 над нсоэ. В более глубоких частях разреза терригенных комплексов развиты в основном средние рассолы подзоны Г135 смешанного состава по ионам са, На. БО и нсо .

4 3

В условиях глубокой закрытости недр и гидрогеохимической

обособленности подсолевых комплексов микрокомпонентный состав вод, ВРГ и ВРОВ является чуткими индикатороми,. фиксирующим процессы нефгегазос}бразования. По мере увеличения глубин от 2 до 5 км и переходу мёзокатагенетической преобразованное™ комплексов от MKj к МК3 содержание йода увеличивается от 6-8 до 40-80 мг/л, бора от 40 до 60-80, лития от 5 до 10-15 и более, рубидия от 0,2 до 0,6, стронция от 120 до 180-400, аммония от 50 до 200 мг/л и более.

В юго-восточной части Прикаспийской впадины региональные концентрации ВРГ и газонасышенность подземных вод имеют много общего с мезокатагенетической преобразованностыо пород и гидродинамическими особенностями. В целом, в впадине наблюдаеются нормальная газовая зональность с ростом глубин с тенденцией соответствия состава ВРГ в ореолах вокруг залежи и в самих залежах УВ. Эта особенность нарушена лишь в области пьезомпни-мумов, в прошлом подвергнутых влиянию палеоинфильтрационных потоков со стороны Уралтау-Мугоджарской складчатой области. Здесь, в пределах Жанажольской тектонической ступени распространены ВРГ азотно-мётанового типа (по Л.М.Зорькину) с повышэк-ным региональным содержанием азота (10-27?). Бо внутренней бортовой зоне, особенно в водоносных комплексах, находящихся на подстадиях мезокатагенеза MKj-MK., в условиях деструкции 0В и генерации сложных газообразных и жидких УВ в зонах АВПД отмечается увелИчёние газонасыщенности вод до 3000-5000 н см3/л, а состав газов исключительно метанового типа по Т. У. аналогичен свободным и попутным газам залежей УВ. Кислые газы (сог и H2S), придающие•агрессивность пластовым флюидам, встречены исключительно в карбонатных комплексах, в самой прогрето?, части■впадины в .пределах Приморского свода. Содержание H.,s п

подеолевых комплексах а этой части впадины достигает 10-23%, со2- 10-18. Изучение ВРОВ позволило выявить особенности распределения их группового состава в ЗНГН изучаемой территории Особенно отчетливо качественные и количественные характеристики групп ВРОВ пр.оявляют.ся в сопоставлении состава надсолевых и подеолевых вод, в последних как правило содержание в несколько раз и даже на порядок выше. Максимальное содержание ВРОВ (до -1000 мг/л) о"Мвчвно в пластовых водах, сопутствующих газоконденсатам и легким нефтям. Несмотря на разницу в содержании Сорг в пластовых водах* 'залежей УВ рассматриваемых ЗНГН, для них характерна тенденция преобладания битумов нейтральных (в среднем 400 мг/л), над кислыми (180 мг/л), битумов над летучими жирными кислотами (240 мг/л), последних над спирторастворимыми

0В (50 мг/л). Высокая обогащенноеть подземных вод подеолевых «

отложений Прикаспийской впадины ВРОВ указывает на эволюционную гидрогеохимическую обстановку интенсивного их насыщения преобразованным 0В при переходе к стадиям мезокатагеназа и нефтега-зообразования подземные воды обеспечивают возможность переход.* исходного 0В в. системе вода-порода в миграционно-способн:1а формы и выступают • в качества активного катализатора их преобразования в. конечные УВ.

В подг.тве изотопный состав подземных вод приводятся данные содержания 5D и 50-ie в пластовых водах подеолевых водоносных комплексов изучаемой территории, давтея их сравнительная характерлстика другим частям впадины и водам надсолевых отложений. На основании статистической обработки (корреляционный, факторный и 'кластер анализы) изотопного состава, минерализации вод, температуры и глубины их залегания, установлено, что воды подеолевых о/ложений имеют свой характерный генетический облик,

обусловленный утяжелением изотопов с глубиной и ростом температуры, а при увеличении минерализации существует взаимосвязь накопления изотопов гр и so-te. Устанавливая основные черты генетической стороны формирования вод на уровне изотопии, можно отметить, что подземные воды подсолевых водонапорных комплексов представляют смесь древнезахороненных морских и инфильтрацконн-ых вод, подвергшихся в масштабе геологического времени метамор-физации, обусловленной возникновением геохимичэского кислородного сдвига при их взаимодействии с водовмещающими породами.

Глава иллюстрируется схемой гидрогеохимической и газовой зональности, графиком химического состава подземных вод подсолевых отложений,' графиками зависимости содержаний микроэлементов, ВРГ, ВРОВ в зависимости от стадийности литогенеза по шкале Н. Б. Вассоевича, графиком соотношения «D и< so-ie в подземных водах Прикасиийской'впадины, а.такжэ графиками зависимости изотопного состава от минерализации, температуры и стадийности литогенеза водовмеиашйх пород, и сопровождается пятью "таблицами, включающих фактический материал и результаты статистической обработки. •

В VI главе рассматриваются современные и палеогеотермичес-кие условия ■ подсолевых водоносных комплексов, существенный вклад в изучение которых внесли Ж. С.Сыдыков, М.А.Мухамеджанов, И.Б.Дальян, .5, В. Котровский, Ш. Ш. Заурбеков. а также В.И.Горшков, Т.П.Волкова -i др. L Рассматриваемая территория на основе геотер-' мического районирования (по Ж. С. Сыдыкову) по площади охватывает три температурные зоны по величине геотермического градиента-, пониженных (до 2), средних (2-3) и повышенных (более 3°С/100м) температур. Современные геотермические условия подсолевых. отложений характеризуются региональным ростом температур, тер-

моградиентов и мощности теплового патока по направленно к центру впадины от бортовых окраин и с севера на юг; по мэре перехода от Кенкияк-Жанажольской к Тенгиэ-Каратонской ЗНГН пластовые температуры, термоградиенты и величина теплового потока соответственно увеличиваются от 45-60 к П0-120°С, 1,9-2,08 к 3°С/100м и более и от 40-41 к 56-58 МВт/ма. В верти-кальом разрезе впадины подсолевая водоносная система на фона надсолевого и 'солевого комплекса пород является наиболее прогреваемой, величины геотермических градиентов в ней в среднем равны 2,2-4,5°С/100м. Глубина залегания изотермической поверхности +70°С в пределах рассматриваемой территории имеет тенденцию уменьшения в юго-западном направлении. В восточной части впадины глубина залегания ее варьирует от 3476 до 4710 м, а на Южно-Эмбинском й Приморском сводах она составляет 1980 и 2755 м.

В подглава йалеотемпературные условия приводятся сведения о палеотемпературах подсолевых водонапорных комплексов. В основу анализа .палеотемпературной зональности (по шкале ИГРГИ) водоносных- комплексов положены идеи, заимствованные из работ • И.И.Амосова, В.И.Горшкова, Т. П. Волковой и др.. Палеотемпературной зональностью" установлено, что в юго-восточной бортовой окраине Прикаспийской впадины степень зрелости 0В палеотемперату-рные условия нижнепермского терригенного комплекса отвечают началу генерации жидких УВ, а каменноугольно-девонские отложения уже в предартинскоэ время реализовали свой нифтематеринский потенциал. Максимальные глубины распространения промышленной нефтегазоносности с палеотемпературами менее 200°С, рассчитанные в различных частях рассматриваемой территории с учетом неоднородности палеотермичеекого прогрева подсолевых водоносных

комплексов достигает 5-6,Бкм.

Глава иллострируется картами распределения температур п геотермических градиентов на глубинах среза 3 и 4 км, графиком изменения температур с глубиной в скважинах юго-восточной части Прикаспийской впадины, таблицами фактических данных, расчета изотермы +70РС, палеотемпературами и их градинтами.

В главе VII рассмотрены гидрогеологические условия формирования и сохранения залежей УВ. гидрогеологические показатели и оценка перспектив нефтегазсносности территории. Анализ гидродинамических условий позволил выделить следующие существенные гидрогеологические аспекты:

1) Существование элизионного режима в подсолевых отложениях и районов этого интенсивного проявления;

2) Наличие мощного флюидоупора, такого как кунгурский;

3) Неоднородности гидродинамического поля с областями пье зомаксимумов и пьезоминимумов.

Распределении современных и палеотемператур в структуре подсолевых отложений показывает, что все водоносные комплексы находятся или в прошлов входили в мезокатагенетическую зону образования жирных, газов и нефти, по шкале Н. Б. Вассоевича. При режиме медленного остывания недр в послекунгурское время в условиях проявления- циклов элизионного Водообмена, возникли исключительно благоприятные условия для формирования залежей УВ. В процессе гидрогеологического развития рассматриваемой территории, тесно сопряженного с катагенезом РОВ и нефтегазообразова-нием, термобарическгя дифференциация подсолевых водоносных комплексов привела к.региональному фазовому обособлению залежеЛ УВ в различных ЗНГН. Распределение залежей нефти и газа, их •фазовнА состав в ^гидрогеологическом разрезе в совокупности а

гидродинамическими, и геотермическими особенностями подсолены* отложений и сопряжения их гидрогеохимическими материалами позволяет выделить достаточно четко выраженные гидрогеохимические зоны, связанные с процессами нефгегазообразования и условиями формирования и.сохранности в них залежей УВ - Кенкиякскую, Жа-нажольскую, Южно-Эмбинскую и Каратон-Тенгизскую. В подглава

комплекс гидрогеологических критериев оценки перспектив нефте-

\

газоносности территории описываются характеристики критериев условий нефп'егаэообразования, региональной нефтегазоносности, условий благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ, описывающих группу общегидрогеологических,, палеогидрогеологи-ческих, палеогидрогеохимических и палеотемпературных, современных гидродинамических, геотермических и гидрогеохимических критериев по классификационной схеме Е.А.Барс. Характеристики локальных критериев подразделены на четыре группы - косвенных и прямых, указывающих на различные процессы в зоне залежи и отражающих ореолы рассеяния вокруг залежей по фазовому состоянию и наличию УВ по гидрогеохимической, гидродинамической и геотермической группам критериев. Комплекс региональных и зональных критериев нефтегазоносности с их количественными и качественными характеристиками в работе дается ь табличном виде.

В разделе оценка перспективности территории по комплексу гидрогеологических критериев из анализа гаолого-структурного и гидрогеологического ' материала определяется перспективность территории на ■•обнаружение месторождений нефти и газа. На Енбекской, Жаркамысской, Кзылжарской ЗНГН перспективными участками гидродинамических ловушек, преимущественно нефтяных скоплений УВ, являются участки локальных структур с плотинным эффектом сгущения изопьея в полях отражающих горизонтов (П1-П3)

по направлению к основной региональной направленности миграции флюидов - от центра впадины к бортам. Этим критериям отвечают расположенные в участках стратиграфических и тектонических контактов карбонатных и терригенных толщ в пределах тектоно-седиментационных уступов. Восточная часть ЖаркамысскоП ЗНГН в пределах Жанажольской тектонической ступени является перспективной исключительно на газоконденсатные залежи с нефгяной оторочкой. Дальнейшие перспективы в этой части впадины можно связать с гипсометрически возвышенными участками полного контура карбонатных комплексов,а также с аналогичными структурами более мелкого порядка, устанавливаемые детальными сейсмо-геофизическими работами. В Южно-Эмбинской зоне дальнейшее направление гсолого-поисковых работ следует сосредоточить на площадях, благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ в пределах области распространения АВ11Д и кунгурского флюи-доупора. В зтой связи площадные сейсмораэведочные работы следует постепенно перемещать в западные районы, где. обнаружены многочисленные месторождения нефти и газа в надсолевом комплексе пород. В Каратон-ТеНгизской зоне, разведочные работы следует сосредоточить на структурах Тажигали, Сев.Култук, Пустынная, Огайская, Берали-Тулюс, а также в шельфе акватории Каспия - на Тенгизе Морском и других аналогичных структурах шельфа.

ВЫВОДЫ.

i

Проведенные исследования позволили осветить ряд принципиальных черт гидрогеологического строения и условий лодсолевой водонапорной системы юго-восточной части Прикаспийской впадины, определяющих ее нефтегазоносность.

I. Расчленение водовмещаюших пород на структурно-

гидрогеологической принципе на фоне фаменско-ассельской карбонатной последовательности ( по типу разрезов) позволяет рассматривать водонефтегаэовые комплексы и флюидоупоры со сложной гидрогеологической стратификацией с позиций их природно-геоло-гического единства и эволюционного развития НГБ.

2. Гидродинамической особенностью подсолевых комплексов является наличие элизионного гидродинамического режима. Основным причинным фактором, формирующим современную гидродинамику является геолого-цтруктурнов строение подсолевых водонапорных комплексов, обусловленное, гипсометрическим перепадом между тектоническими ступенями, создающими гидродинамические барьеры с дискретным распределением величин пластовых давлений между ними - с областью нормального гидростатического распределения давлений (обларть пьезоминимума) и с аномальновысоким распределением пластовых давлений (область пьезомаксимума).

3. Подсолевая водонапорная система имеет исключительно благоприятные! условия. для формирования и сохранения залежей нефти и газа. По фазовому составу УВ области пьезоминимумов с относительно невысокими пластовыми давлениями пространственно совпадающие с _ наиболее охлажденными водоносными комплексами благоприятны длк формирования газоконденсатных залежей, а области пьезом^ксимумов (АВПД) о повышенными температурами для -нефтяных.

4. Общими гидрогеохимическими особенностями химического облика подземные вод является их преимущественно хлоркальциевый тип и хлоридный натриевый состав, по степени минерализации они охватывают подзоны В^, Г75, Г135, Га70 и Г370. В условиях высокой закрытости недр, застойного режима и тенденции к восходящей циркуляции на формирование подземных вод оказывает влияние

комплекс глубинных факторов (литолого-геохимический, термобарический, структурно-тектонический и др.)

5. Микрокомпонентный состав вод, обогащенность ВРОВ и ВРГ испытывают изменение гидрогеохимического облика на стадиях неф-тегазообразования. При вступлении водоносных комплексов в главную фазу нёфтегазообразования (MKt-MK3) происходит значительное увеличение содержаний в подземных водах йода,' бора, лития, рубидия, стронция и аммония, увеличение содержания Т.У.-газов и газонасыщенности вод, Сорг, аквабитумов, жирных летучих и фульвиокислот. Обогащенность вод подсолевых отложений ВРОВ и ВРГ свидетельствует о высоких перспективах нефтегазоносности подсолевых отложений.

6. В подсолевых водоносных комплексах подземные воды представляют собой высокоминерализованные растворы (флюиды), составляющую вместе.с твердой фазой вмещающих пород единую нефгега-зопроводящую систему. По, своему генетическому значению они могут рассматриваться как' первичные нефтегазсформирующие воды, прошедшими сложные эволюционно-геохимические процессы с позиций нёфтегазообразования и характеризуются своим специфическим изотопным обликом по S0-1B и 5D,

7. Анализ современных и палеотемператур в структуре подсолевых отложений.подтверждает, что все водоносные комплексы под-

'солевых отложений находятся или в прошлом входили в мезокатаге-нетическую зону образования жирных газов и нефти по шкал© Н. Б.Вассоевича. По палеотемнературным данным нижняя граница некрозоны нефти (палеотемпературами до 200°С) в пределах рассматриваемой территории залегает на глубинах от 5 до 6,5 км. Эта зона прогнозируется в разрезе перспективной для распространения жидких УВ.

8. Комплекс* региональных гидрогеологических критериев условий нефтагазообразования, региональной нефтегазоносности, условий благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ и локальных критериев, отражающих процессы в зона залежи и ореолы рассеяния вокруг залежей позволяет дать дифференцированную прогнозную оценку перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений и фазового состояния УВ.

9. Ореол нефтегазоносности по палеозойским иодсолевым отложениям как обла'сти нефгегазопроявлений (нефтидопроявлений) совпадает с границами Прикаспийского артезианского НГБ, а формирование ореола .промышленной нефтегазоносности определяется областью распространения регионального кунгурского соленосного флюидоупора, вне его залежи нефти и газа имеют непромышленное значение. Область промышленной нефтегазоносности в надсолевом комплексе пород пространственно совпадает с зоной пьезомаксиыу-иа (АВПД), получивших распространение в подсолевых водонапорных комплексах.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

1. Гидрогеологические особенности Карачаганакского газо-конденсатного месторождения //Тезисы IV республиканской школы молодых ученых и специалистов геологов "Решение задач ускорения - дело молодых геологов". Уральск, 198? - с. 1?.

2. Перспективу использования подземных вод дпя водообеспа-чения Прикаспийского региона // Ресурсосбережение и развитие экономики республики, Алма-Ата, 1989 г. - с. 39-42. (соавтор Ж. М. Аристамбаев)»•

3. Гидрогеохи'мия Казахстана, Алма-Ата, "Наука" 1989г, -С. 75-108, 133-144. (соавторы Ж. С. Сыдыков, М. А. Мухамеджанов,

В. И. Порядин и др. ).

4. Гидрогеология подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины (в связи с нефгвгазоносностью), Алма-Ата, Гылым, 1990г. - с, 184. (соавтор М. А. Мухамеджанов).

5. Комплексное использование гидроминеральных ресурсов попутных вод газонефтяных месторождений Западного Казахстана //Тезисы доклада. Материалы республиканской научно-технической конференции "Использование достижений научно-технического прогресса в области охраны природы Казахстана", Алма-Ата, "Госкомприрода"; 1900г. - с. 60. (соавтор М. А. Мухамеджанов).