К оглавлению	УДК 553.982.2 551.49 (477.88)
	В.М. Щепак

О ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ЗАКРЫТОСТИ СТРУКТУР ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВНУТРЕННЕЙ ЗОНЫ ПРЕДКАРПАТСКОГО ПРОГИБА В СВЯЗИ С ПЕРСПЕКТИВАМИ НЕФТЕНОСНОСТИ

Все нефтяные и газовые месторождения земной коры в основном приурочены ко второй и третьей гидродинамическим зонам, где развиты преимущественно гидрогеологически закрытые структуры [3, 4, 5]. Однако практика показывает, что отдельные участки этих зон в силу тех или иных геолого-тектонических причин могут гидрогеологически раскрываться и связанные с ними нефтяные и газовые залежи подвергаться разрушению. Понятно, что такие участки, несмотря на благоприятность всех остальных факторов, оказываются бесперспективными. Поэтому для выбора рационального направления геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах нефтегазоносных регионов и отдельных антиклинальных структур одновременно с факторами, указывающими на возможность образования в них нефтяных и газовых залежей, должны также учитываться и факторы, определяющие характер их гидрогеологической закрытости.

Одним из критериев, на основании которого можно судить о степени гидрогеологической закрытости недр, является химический облик подземных вод [1, 6, 10]. Обычно в районах с хорошей гидрогеологической закрытостью залегают высокоминерализованные и метаморфизованные воды с повышенным содержанием хлоридов кальция и магния, относящиеся к хлор-кальциевому типу [9, 10]. Если же отдельные участки зоны затрудненного или весьма затрудненного водообмена гидрогеологически раскрываются, то содержащиеся в них воды, разбавляясь за счет поверхностных вод, теряют свойственные им глубинные признаки (высокая минерализация и метаморфизация, низкая сульфатность и пр.), при этом хлоркальциевый тип вод может преобразоваться в гидрокарбонатно-натриевый.

В настоящей статье в качестве показателей гидрогеологической закрытости исследуемого района в основном использовался генетический тип распространенных здесь вод (по классификации В.А. Сулина), а также степень их минерализации, метаморфизации (коэффициенты Na/Cl, (Cl-Na)/Mg и сульфатности (Cl/SO₄).

В этом районе с юго-запада на северо-восток выделяются четыре антиклинальные складки: Спасская, Верхне-Струтыньская, Нижне-Струтыньская и Ольховская (см. рисунок). Причем первые три складкиможно рассматривать как верхний, а четвертую - как нижний структурные этажи. Указанные поднятия разбиты системой поперечных тектонических нарушений на ряд отдельных последовательно воздымающихся в юго-восточном направлении блоков: Северо-Струтыньский, Южно-Струтыньский, Ясиновецкий, Ивановский и Ольховский. Кроме того, в северо-западной части рассматриваемого района выделяется самостоятельный тектонический блок - Оболоньский.

Внутренняя зона Предкарпатского прогиба в целом характеризуется высокой гидрогеологической закрытостью недр. В ее нефтеносных палеогеновых отложениях распространены высокоминерализованные (150-350 г/дм³) и метаморфизованные (Na/Cl = 0.85-0.70) рассолы хлоркальциевого типа /(Cl-Na)/Mg = 2-6 [7, 8, 11]. Однако результаты разведочных работ в районе Оболонь - Ольховка показали, что здесь имеются и гидрогеологически раскрытые структуры, нефтяные залежи которых разрушены.

Как видно из приведенной схемы, гидрогеологически раскрыты Верхне-Струтыньская складка и Оболоньский блок.

Так, в пределах первой скв. 7-С на глубине 2390-2470 м в нижнеменилитовых отложениях вскрыла подземные воды гидрокарбонатнонатриевого типа (Na/Cl = 1,01 - 1.14); (Na-Cl)/SO₄ = 1.21-14.97), характеризующиеся весьма низкой минерализацией (40-50 г/дм³) и повышенной сульфатноcтью (Cl/SO₄ = 80-100). Аналогичные воды были встречены и на Оболоньском блоке: скв. 2 и 4 ОБ вскрыли воды гидрокарбонатно-натриевого типа в нижнеменилитовых и эоценовых отложениях на глубине 2600-2770 м. Величина их минерализации достигает 77 г/дм³, а значения коэффициентов Na/Cl и (Na-Cl)/SO₄ соответственно равны 1,01-1,06 и 1,19-1,20. Эти воды также характеризуются повышенной сульфатностью (Cl/SO₄ =80-140).

Следует отметить, что при опробовании скв. 2 ОБ вместе с водой в нижнеменилитовых породах отмечались нефтегазопроявления (в виде пленок нефти и слабого выделения пузырьков газа). При испытании же средне- и верхнеменилитовых образований в скв. 2, 4 и 5 ОБ были получены незначительные притоки нефти. Дебиты этих скважин, как правило, не превышали 1 м³/сутки при динамических уровнях 1400-1700 м.

Гидрогеологическая раскрытость недр наблюдается и на соседнем с Оболоньским - Южно-Долинском блоке [2], который на северо-западе непосредственно граничит с Долинским нефтяным месторождением, характеризующимся в целом высокой степенью гидрогеологической закрытости.

Наличие гидрокарбонатно-натриевого типа вод в эоценовых и нижнеменилитовых отложениях Северо-Струтыньского и Оболоньского блоков позволило высказать предположение о гидрогеологической раскрытости всей Верхне-Струтыньской складки, и, следовательно, о ее бесперспективности. Дальнейшее бурение в пределах Южно-Струтыпьского, Ясиновецкого и Ивановского блоков подтвердило это предположение. Исключением является лишь юго-западное крыло складки.

Промышленных залежей нефти в пределах рассматриваемого поднятия не обнаружено. Небольшие притоки нефти (до 1 м³/сутки), полученные из среднеменилитовых отложений в скв. 4, 7 и 9-С, являются, по-видимому, остатками некогда существовавшего здесь, ныне разрушенного нефтяного месторождения. Несмотря на то, что дебит скв. 11-С, встретившей нефть в эоценовых отложениях Ясиновецкого блока, достигал 5,5 м³/сутки, эта залежь имеет весьма ограниченное локальное распространение и, видимо, также является остаточной. В процессе дальнейшего испытания скв. 11-С из нижнеменилитовых образований (интервал 2208-2608 м) была получена нефть с водой. Вода, как и следовало ожидать, оказалась гидрокарбонатно-натриевого типа (Na/Cl = 1,06; (Na-Cl)/SO₄ = 9.2) с низкой минерализацией (48 г/дм³) и повышенной сульфатностью ( Cl/SO₄ = 240).

На разрушенный характер нефтяных залежей Верхне-Струтыньской складки указывает также состав их нефтей. Все нефти, встреченные при разведке рассматриваемого поднятия, включая и Оболоньский блок, характеризуются высоким содержанием смол (до 38%), что свидетельствует об их окисленности [12].

Рассматривая характер гидрогеологической закрытости Нижне-Струтыньской складки, необходимо отметить, что ее гидрогеологические условия неоднородны как по разрезу, так и по простиранию. По данным скв. 24-О, расположенной в пределах Ольховского блока, в интервале 800 - 1560 м по мере увеличения глубины залегания вод отмечается закономерная смена их типов - от гидрокарбонатнонатриевого (в верхнеменилитовых отложениях) через хлормагниевый (средне- и нижнеменилитовая свита) до хлоркальциевого (нижнеменилитовая свита и эоцен). В этом же направлении происходит и рост минерализации вод от 58 до 114 г/дм³. Кровля вод хлормагниевого типа находится примерно на глубине 950 м, хлоркальциевого - на глубине 1250-1270 м. Коэффициенты Na/Cl, (Cl-Na)/Mg с глубиной соответственно изменяются от 0,99 до 0,88 и от 0,04 до 2,01. Сульфатность хлормагниевого и хлоркальциевого типов вод невысокая, и в ее изменении какой-либо закономерности не наблюдается. Значение коэффициента Cl/SO₄ колеблется в пределах от 801 до 2084. Минерализация вод гидрокарбонатно-натриевого типа не превышает 58 г/дм³. Значение отношении Na/Cl= 1,00; (Na-Cl)/SO₄ = 2,0; Cl/SO₄ = 90.

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что юго-восточная часть Нижне-Струтыньской антиклинали (Ольховский блок) примерно до глубины 950 м (верхнеменилитовые отложения) гидрогеологически раскрыта. Ниже этой глубины ее гидрогеологические условия меняются на противоположные.

О гидрогеологических условиях северо-западной части этой же складки можно судить в настоящее время по данным скв. 12-С, расположенной в пределах Ясиновецкого блока. При опробовании в ней нижнеменилитовых отложений был получен приток высокоминерализованного (268,13 г/дм³) и метаморфизованного (Na/Cl = 0,85 ) рассола хлоркальциевого типа, с незначительной сульфатностью (Cl/SO₄= 9980 ). Это позволяет говорить о гидрогеологической закрытости, по-видимому, всей северо-западной части рассматриваемой антиклинали, хотя не исключено, что как и в юго-восточной части этого поднятия, здесь гидрогеологически раскрытой может оказаться верхняя часть разреза, особенно в пределах Ивановского блока.

Из рисунка видно, что Нижне-Струтыньская складка надвинута в северо-восточном направлении на следующую глубинную антиклиналь - Ольховскую. Перспективность этого поднятия в настоящее время доказана результатами испытания скв. 1-О, в которой из нижнеменилитовых отложений (интервал 2984-3053 м) получен фонтан нефти, ориентировочно оцениваемый в 50 т/сутки. Высокая перспективность Ольховской глубинной складки находится в полном соответствии с ее хорошей гидрогеологической закрытостью, о чем свидетельствует химический состав вод менилитовых отложений этого поднятия, проявлявшихся в процессе бурения скв. 1-0 на глубине 2530-3000 м. По химическому составу эти воды также относятся к высокоминерализованным (205 г/дм³) и метаморфизованным ( Na/Cl =0,75; (Cl-Na)/Mg=4.79) рассолам хлоркальциевого типа, с весьма незначительной сульфатностью (Cl/SO₄= 2070).

Выше мы рассмотрели изменение гидрогеологической закрытости глубинных антиклинальных поднятий исследуемого района по простиранию. Однако это явление наблюдается и вкрест простирания. Так, юго-западное крыло Верхне-Струтыньской антиклинали, как и юго-западная часть Оболоньского блока, по сравнению с северо-восточным более закрыто. На это указывает тот факт, что в эоценовых (скв. 5-С) и нижнеменилитовых отложениях (скв. 5-С и 3-ОБ) распространены воды хлоркальциевого типа (Na/Cl= 0,90 - 0,97; (Cl-Na)/Mg= 1,36 - 5,72) с минерализацией порядка 90-120 г/дм³, обладающих незначительной степенью сульфатности (Cl/SO₄= 700-1000). По данным скв. 1 и 9 СП аналогичные воды (Na/Cl = 0,96 - 0,87; (Cl-Na)/Mg = 1,42 - 6,40; Cl/SO₄= 1652 - 2480) с минерализацией 90-140 г/дм³ залегают и в нижне-, и среднеменилитовых отложениях Спасской структуры, что также свидетельствует о гидрогеологической закрытости этого поднятия. В результате испытания скв. 1, 2, 5 и 9 СП установлена нефтеносность верхнеменилитовых отложений Спасской антиклинали. Однако встреченная здесь нефть, как и нефть Верхне-Струтыньской складки, значительно окислена.

Наличие в юго-западных частях Верхне-Струтыньской складки и Оболоньского блока хлоркальциевого типа вод с относительно повышенной минерализацией дает основание предполагать, что они от северо- восточных частей этих же поднятий отделены, по-видимому, дизъюнктивными нарушениями, имеющими экранирующий характер.

В заключение необходимо отметить, что, говоря о гидрогеологической раскрытости тех или иных участков исследуемой территории, мы имеем в виду, что это явление протекало здесь в геологическом прошлом, очевидно после завершения во Внутренней зоне процессов формирования нефтяных месторождений. В последующем в пределах этих участков вновь наступил застойный режим и в настоящее время в недрах данного района непосредственного водообмена с поверхностью не происходит.

Кроме того, относительно невысокая минерализация (90-120 г/дм³) и особенно незначительная степень метаморфизации (Na/Cl= 0,97 - 0,90| хлоркальциевого типа вод структур и отдельных их участков верхнего структурного этажа, которые мы рассматриваем как гидрогеологически закрытые (кроме северо-западной части Нижне-Струтыньской складки), указывают на то, что они, по-видимому (в геологическом прошлом) гидрогеологически раскрывались. Однако по сравнению с северо-восточными частями Верхне-Струтыньской антиклинали и Оболоньского блока застойный режим вновь наступил в них значительно раньше, что и привело к формированию здесь хлоркальциевого типа вод, но уже относительно невысокой минерализации и метаморфизации. В тех же структурах, которые по крайней мере с момента образования в них нефтяных залежей беспрерывно находились в условиях гидрогеологической закрытости (Ольховская складка, северо-западная часть Нижне-Струтыньского поднятия), распространены рассолы с высокой степенью минерализации (268-225 г/дм³) и метаморфизации (Na/Cl= 0,85 - 0,73). Все это дает основание предполагать, что в районе Оболонь-Ольховка в течение какого-то определенного отрезка геологического времени гидрогеологически раскрытым был весь верхний структурный этаж, за исключением, как уже отмечалось, северо-западной части Нижне-Струтыньской складки, чем и объясняется отсутствие здесь, несмотря на благоприятные структурные условия, промышленных скоплений нефти.

Таким образом, учитывая гидрогеологические особенности района Оболонь - Ольховка, перспективы его верхнего структурного этажа, несмотря на наличие там структур с установленной нефтеносностью, нельзя оценивать высоко. Основные перспективы нефтеносности этого района необходимо связывать со складками нижнего структурного этажа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гатальский М.А. Подземные воды и газы палеозоя северной половины Русской платформы. Гостоптехиздат, 1954.

2. Гавриленко Е. С. Гiдрохiмiчнi особливостi Долинського нафтового родовища. ДАН УССР, № 8, 1962.

3. Игнатович Н.К. О гидрогеологической классификации геоструктурных элементов. ДАН СССР, т. 49, № 4, 1945.

4. Игнатович Н.К. К вопросу о гидрогеологических условиях формирования и сохранения нефтяных залежей. ДАН СССР, т. 46, № 5, 1945.

5. Игнатович Н.К. Гидрогеология Русской платформы, Госгеолиздат, 1948.

6. Кротова В.А. Гидрогеологические факторы формирования нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.

7. Мышкин Л.П., Мальская Р.В. Гидрогеология палеогеновых отложений северо-западной части Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Нефтяная и газовая промышленность, № 1, 1962.

8. Романюк А. Ф., Селецкий Т. М. Подземные воды Долинского нефтяного месторождения. Нефтяная и газовая промышленность, № 2, 1961.

9. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. Гостоптехиздат, 1948.

10. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.

11. Ткачук В.Г., Романюк А.Ф. Гидрогеологические особенности поднадвиговой складки Бориславского месторождения. Нефтяная и газовая промышленность, № 2, 1962.

12. Успенский В.А., Радченко О.А. К вопросу генезиса типов, нефтей. Ленгостоптехиздат, 1947.

Ин-т геологии горючих ископаемых АН УССР

Рисунок Схема изменения гидрогеологической закрытости структур района Оболонь - Ольховка (структурная карта по И.И. Курильцу).

1 - глубокие разведочные скважины; 2 - скважины, по которым имеются гидрохимические данные; тектонические нарушения; 3 - продольные; 4 - поперечные; 5 - изогипсы кровли среднеменилитовых отложений; структуры; 6-гидрогеологически закрытые, 7-предположительно гидрогеологически закрытые; 8 - гидрогеологически раскрытые. Складки: I - Спасская, II - Верхне- Струтыньская, III - Нижне-Струтыньская, IV - Ольховская.