Исследуемый район расположен на юго-восточном погружении Воронежской антеклизы, на стыке ее со складчатым Донбассом. Южная граница склона Воронежской антеклизы - Донецко-Астраханский глубинный разлом (краевой шов), по которому сочленяются разновозрастные платформы. Севернее него прослежено еще два глубинных субширотных нарушения (Веселогоровский и Милютинский разломы) и ряд разломов субмеридионального направления. Образование этих дислокаций тесно связано с формированием Днепровско-Донецкого прогиба и с характером его сочленения с Воронежской антеклизой [2].

Отложения каменноугольной системы трансгрессивно залегают на поверхности кристаллического фундамента и осадках девона. Их мощность увеличивается с севера на юг и юго-восток от 1370 (г. Миллере во) до 5000 м (Скосырская площадь). Образования нижнего и среднего карбона (нижнебашкирский подъярус) представлены карбонатами, а среднего и верхнего - терригенно-карбонатными осадками (чередование аргиллитов, алевролитов, песчаников, реже известняков), насыщенными ОВ гумусового типа с многочисленными прослоями углей. Общая мощность отложений среднего карбона колеблется от 210 до 2050 м. На юго-востоке территории в незначительной степени развиты нижнепермские (ассельский ярус) и триасовые образования, верхняя часть разреза здесь повсеместно представлена верхнемеловыми и палеогеновыми осадками.

Газовые залежи, а также многочисленные нефтегазопроявления (за некоторым исключением) приурочены к терригенно-карбонатной толще среднего карбона, поэтому наибольший интерес для изучения представляют подземные воды именно этого комплекса, поскольку приуроченность процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления к водной среде несомненна.

Для анализа современной гидрохимической обстановки нами был использован химический и газовый состав пластовых вод и, в частности, такие наиболее информативные характеристики, как общая минерализация (М), генетические коэффициенты (rNa/rCl и (rCl-rNa)/Mg или (rNa-rCl)/rSO₄, на основе которых определяли тип вод, степень их сульфатности (rSO₄x100/rCl), содержание ионов SO₄, I и Вr, газонасыщенность подземных вод, упругость растворенных в водах газов и, наконец, отношение величины упругости водорастворенных газов к р_пл. Кроме того, сделана попытка использования таких показателей, как (rNa/rCa, (rNa + rMg)/rCa, Cl/M), rMg/rCl, rCa/rMg, Cl/Br, а также градиента минерализации (М100/Н), характеризующего степень гидрогеологической закрытости структур.

Среднекаменноугольные отложения входят в нижний гидродинамический этаж и отличаются повсеместным распространением в них вод хлоркальциевого типа.

Одна из важных особенностей комплекса - довольно четко выраженная вертикальная гидрохимическая зональность, которая проявляется не только в росте общей минерализации сверху вниз, но и в увеличении степени метаморфизации вод, усилении роли СаСl в их общем гидрохимическом облике.

В пределах комплекса выделяются три гидрохимические зоны ( рис. 1 ): а) соленых вод с минерализацией 10-35 г/л; б) переходная крепкосоленых вод (35-50 г/л); в) рассолов с М более 50 г/л. Последняя, в свою очередь, подразделяется на подзоны слабых (50-75 г/л), средних (75-135 г/л) и крепких рассолов (135-240 г/л). Воды верхней зоны распространены до глубины 1500 м, переходной - до 1700-1800 м и нижней - до 3200 м (см. рис. 1 ).

Общая тенденция к увеличению концентрации солей по площади наблюдается в направлении погружения фундамента. В северной части (краевой зоне) территории залегают воды пониженной (для данного района) минерализации. Условная граница краевой зоны проводится по изолинии со значением М, равным 40 г/л ( рис. 2 ). Основанием для выделения этой зоны служит появление за ее пределами тяжелых углеводородов (ТУ) в составе растворенных газов, повышение степени метаморфизации вод и закрытости недр, а также увеличение содержаний брома и йода. Ниже этой границы минерализация вод повышается в южном, юго-восточном направлениях и достигает значений 200-240 г/л (Тормосинская, Качалинская, Мариновская площади и др.).

Однако имеются локальные участки с аномальными значениями М, которые приурочены к выявленным газовым залежам (Астаховская, Северо-Белянская площади). Здесь получены притоки слабоминерализованных вод (25-17 г/л) при окружающем фоне 120-160 г/л. Эти воды характеризуются слабой метаморфизацией (rNa/rCl, как правило, от 0,9 до 1,2), пестрым составом (от гидрокарбонатно-натриевого до хлор-кальциевого), повышенным содержанием сульфатов и пониженной концентрацией брома ( табл. 1 ).

Мы полагаем, что генезис этих специфических для данных площадей вод нужно связывать с ретроградным испарением, конденсацией УВ и паров воды, на которые указывают многие авторы [1, 4]. Перечисленные выше площади находятся между двумя глубинными разломами, что указывает на возможность таких процессов (снижение температур и давлений). Проникновение пресных вод на большие глубины с поверхности по разломам и тем более разбавление рассолов в 6-10 раз представляется маловероятным.

О гидрохимическом облике пластовых вод можно судить по характерным коэффициентам метаморфизации вод ( табл. 2 ). Так, rNa/rCl составляет 0,54-0,9 (чаще 0,6- 0,8), (rСl-rNa)/rMg чаще всего близок к 2-6, Сl/Вr изменяется от 120 до 350. Наиболее информативным оказалось поведение коэффициента rNa/rCa, который также служит одним из показателей степени метаморфизации подземных вод хлоркальциевого типа. Используя его изменение в зависимости от М и глубины, удалось выделить гидрохимические зоны вод: от соленых, слабометаморфизованных (для которых величина коэффициента находится в пределах 14-23 и выше) к рассолам более высокой степени метаморфизации, образование которых связано с процессами нормального концентрирования вод с глубиной (для которых значения коэффициента изменяются от 1 до 8). Для крепких рассолов (135- 240 г/л) отношение rNa/rCa не превышает 3, а для переходной зоны оно колеблется от 8 до 14. Изменение коэффициента (rNa+rMg)/rCa аналогично. На высокую степень метаморфизации вод указывают также значения отношений rCa/rMg, rMg/rCl и Сl/М (см. табл. 2 ).

Значения градиента минерализации М*100/H для пластовых вод юго-восточного склона Воронежской антеклизы довольно высоки: 1,4-26,5; в среднем они составляют 3-10 и обнаруживают тенденцию к возрастанию вверх по разрезу с увеличением М. Это противоречие не позволяет использовать данный коэффициент в качестве показателя, отражающего условия реальной закрытости структур.

К основным гидрохимическим параметрам подземных вод среднего карбона следует отнести повышенные концентрации в них брома (200-700 мг/л), йода (5-18, иногда до 56 мг/л) и низкие величины хлор-бромного коэффициента (120-350). Накопление брома связано с концентрированием вод и идет параллельно накоплению хлора и увеличению общей минерализации. Нельзя отрицать также поступление его в результате преобразования ОВ горных пород. Содержание в водах йода не зависит от величины их М. Как правило, повышенные количества йода (13-18 мг/л) приурочены к площадям с выявленными газовыми залежами (Вергунской, Кружиловской, Глубокинской и др.).

He менее важным параметром для нефтегазоносных районов является содержание в водах иона SO₄. Его количество не превышает 0,3 экв. % (чаще 0,01-0,1 экв. %). Относительная сульфатность rSO₄*100/rCl также отличается очень низкими величинами. Изменение содержания иона SO₄ с глубиной не наблюдается. По этому параметру выделяются три участка. В юго-западной и северо-восточной частях района сульфатность вод очень низкая (0,01-0,1 экв. %), в центральной она относительно повышена (до 0,3 экв. %).

Важную информацию при обосновании перспектив нефтегазоносности отложений дают материалы по водорастворенным газам. В целом в растворенных газах среднего карбона преобладает метан, среднее содержание которого колеблется от 70 до 95 % ( табл. 3 ). Исключение составляют Каюковская (10-20 %) и Славяно-Сербская (31,5 %) площади. Изучение изотопного состава углерода метана показало, что в основном его скопления возникли в результате преобразования ОВ гумусового типа терригенных отложений верхнего и среднего карбона [3].

Содержание азота иногда достигает 40-62 % (Каюковская площадь). В основном он биогенного происхождения (Астаховская площадь - 52-65 %, Первомайская - 88 %), а в водах краевой зоны начинает преобладать воздушный. Изменения с глубиной этих составляющих не наблюдается. Как правило, на площадях с выявленными газовыми залежами концентрация метана имеет максимальные значения (90-95 %). а азота минимальные (ниже 4%). Границы колебаний углекислого газа составляют 0,4-5,6 %, водорода 0,1-2,8 % и ТУ - от десятых долей процента (в пустых структурах) до 8-11 % (в продуктивных).

Повсеместно отмечается сходство водорастворимых и свободных газов.

Следует обратить внимание на то, что до глубины 1200 м содержание ТУ не превышает 0,6%, а в интервале 1200-2600 м (глубины ГФН) оно резко повышается до 8-11 %, после чего опять снижается ( рис. 3 ). Это отражено также в вышеописанной горизонтальной зональности подземных вод, где в краевой зоне (глубина до 1200-1500 м) зафиксированы пониженная минерализация и незначительные количества растворенных УВ.

Газонасыщенность пластовых вод при общем фоне 600-700 см³/л достигает весьма высоких показателей (1500-1900 см³/л) в пределах продуктивных площадей (Астаховской, Вязовской, Скосырской, Плотинской, Самбуровской) и незначительного увеличивается с глубиной.

Весьма важен такой коэффициент, как отношение величины упругости к пластовому давлению - Pупр/Pпл. Он закономерно увеличивается по мере падения регионального фундамента от 0,3 (Чеботовская площадь) до 0,8-1,0 (Астаховская, Вязовская, Тормосинская, Красновская, Мариновская, Саушинская). На большинстве из этих площадей зафиксированы газопроявления. Упругость газов увеличивается в том же направлении и колеблется в пределах 4- 13 МПа, достигая иногда значений 23- 25 МПа (Тормосинская, Мариновская площади).

Обобщенные данные позволяют рекомендовать в качестве основных (благоприятных для наличия УВ и их скоплений) гидрогеологических параметров газонефтеносности для данной территории следующие:

1. газонасыщенность пластовых вод, превышающую 800-1000 см³/л;
2. отношение величины упругости водорастворенных газов к Pпл со значениями 0,5-1;
3. упругость растворенных в водах газов более 7 МПа;
4. концентрация в составе растворенных газов метана не менее 80 %, а также повышенное содержание SТУ (до 4-11%);
5. пониженные относительные содержания сульфатов в подземных водах и повышенные концентрации йода.

1. Колодий В.В. Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. -Киев, Наукова думка, 1975.
2. Кононов Н.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности северо-восточного обрамления складчатого Донбасса. - Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минералог. наук, Грозный,1977 (Нефтяной институт).
3. Метан / Ф.А. Алексеев, Г.И. Войтов, В.С. Лебедев, P.Н. Несмелова. М., Недра, 1978.
4. Никаноров А.М., Шалаев Л.Н. Конденсационные воды нефтяных месторождений Терско-Сунженской области. - Геология нефти и газа, 1973, № 1 , с. 45-49.

Таблица 1

Химический состав аномальных подземных вод среднего карбона

Примечание. ХМ-хлормагниевый, ГКН -гидрокарбонатно-натриевый, ХК - хлоркальциевый, СН -сульфатно-натриевый.

Таблица 2

Характерные значения колебаний коэффициентов пластовых вод

Характерные значения колебаний водорастворенных газов в отложениях среднего карбона

Рис. 1. График изменения минерализации и метаморфизации подземных вод отлржений среднего карбона с глубиной

Рис. 2. Схематическая карта изменения минерализации и метаморфизации подземных вод среднекаменноугольных отложений юго-восточного склона Воронежской антеклизы.

а - разведочные площади: 1 - Каюковская; 2 - Плотинская; 3 - Кружиловская; 4 - Глубокиская; 5 - Красновская; 6 - Самбуровская; 7 - Астаховская; 8 - Вязовская; 9 - Вергунская; 10 - Славяно-Сербская; 11 - Первомайская; 12 - Северо-Белянская; 13 - Тормосинская; 14 - Мариновская; 15 - Качалинская; 16 - Саушинская; 17 - Курнолиповская; 18 - Скосырская; 19 - Чеботовская; 20 - Тарасовская; б - изоминеры, г/л; в - тектонические нарушения; г - граница распространения отложений среднего карбона; поля коэффициентов метаморфизации rNa/rCl: д - более 0,87, е - 0,87-0,7, ж - 0,7-0,54; з - газовые залежи

Рис. 3. График изменения содержания тяжелых УВ в водорастворенных газах отложений среднего карбона по глубине