В последнее время особое внимание обращается на изучение углеводородных залежей в зоне распространения АВПД. Основное количество флюидов с АВПД генерируется в осадочных образованиях позднего катагенеза (марки углей Ж, К, ОС и Т), которые в ДДВ распространены на глубинах с температурами 110-185 °С [1,5].

В приосевой части впадины на глубинах 1900-2800 м АВПД установлены в изолированных газоконденсатных залежах с небольшим этажом газоносности в отложениях бахмутской серии нижней перми на Медведовском, Мелиховском, Кегичевском, Ефремовском, Староверовском и других месторождениях. Превышение АВПД над условным гидростатическим равно 5,3 - 23,5 МПа [2]. Сформировались эти залежи в результате прорыва газа из отложений среднего и нижнего карбона с АВПД а вышележащие породы. Высокие давления газа в них унаследованы от проходивших в прошлом процессов формирования газоконденсатных залежей. На это указывает сходство газа, гидродинамические и гидрохимические аномалии в пределах залежей и иногда даже в вышележащих отложениях мезозоя (Шебелинское месторождение), а также приуроченность скоплений газоконденсата к зонам тектонических нарушений.

Широко распространены АВПД на больших глубинах в центральной и юго-восточной частях впадины, где они установлены на Глинско-Розбышевском, Шебелинском, Солоховском. Опошнянском, Сагайдакском и других площадях.

В большинстве случаев проявления АВПД сопряжены с гидрохимическими и температурными аномалиями.

Воды зон высоких и аномально высоких пластовых давлений (табл. 1), как правило, отличаются по своим гидрохимическим показателям от вод вышележащих отложений. Они имеют меньшую минерализацию, вследствие чего падает плотность пластовых вод с глубиной. При переходе в зону АВПД снижается концентрация хлора, повышается содержание иона НСО₃, а также происходит обогащение ионами SO₄ и Mg [4].

О закономерном уменьшении минерализации вод с глубиной в зонах АВПД свидетельствуют данные анализов воды, полученной из скв. 41 и 55 Солоховской площади. При испытании последней в интервале 4364- 4685 м получен приток газа с водой. Пластовое давление составило 69 МПа при температуре 120 °С. Коэффициент аномальности 1,48. В разрезе карбона прослеживается гидрохимическая инверсия, выраженная в снижении минерализации воды с глубиной. В отложсниях намюрского яруса минерализация вод составляет 154-180 г/л, в горизонтах В-14 и В-15 визейского яруса на глубинах 3200-3400 м она равна 105-140 г/л, а в горизонте В-16 на глубине 3600-3900 м снижается до 55-80 г/л. На глубине 4700 м минерализация равна 41,86 г/л. В скв. 41 в условиях нормального гидростатического давления на глубине 3660 м минерализация воды не превышает 35 г/л, однако с глубиной (4140 м) она увеличивается до 84,4 г/л.

На Шебелинском газоконденсатном месторождении в отложениях среднего карбона на глубине 3490 м минерализация воды не превышает 189 г/л (брома - 180 мг/л, магния -1606 мг/ /л), в то время как минерализация пластовых вод продуктивных горизонтов нижней перми и верхнего карбона, залегающих на глубинах до 3000 м, составляет 275-395 г/л (брома - 460-520 мг/л, магния - 54-62 мг/л) [3]. При этом отмечается резкое снижение минерализации подземных вод в проницаемых песчаных породах, по которым происходит разгрузка глубинных флюидов с АВПД. Для этих вод кроме снижения минерализации характерно превышение содержания брома над бором, а бора над йодом (см. табл. 1).

В глинистых отложениях и отдельных экранированных песчаных горизонтах с АВПД, но не промытых глубинными флюидами, минерализация подземных вод может сохраняться иногда достаточно высокой. Такие воды встречены на Сагайдакской площади. Проба с глубины 4688-4693 м представлена концентрированным рассолом хлоркальциевого типа с минерализацией 348,15 г/л. Воды весьма высокой степени метаморфизации с отношениями rNa/rCl = 0,45; (rCl-rNa)/ rMg= 13,45. Характерная особенность вод - высокое накопление калия, брома, иода, аммония, бора, рубидия и других микрокомпонентов.

Подземные воды аналогичного состава и высокой степени метаморфизации имеют широкое распространение в Припятском прогибе, Балтийской синеклизе и Иркутском нефтегазоносном бассейне в области гидростатического давления флюидов. Поэтому высокоминерализованные воды зоны АВПД Сагайдакской площади могут рассматриваться как реликтовые.

Пластовые воды Балаклеевско-Савинской площади из зоны АВПД (карбон) по сравнению с водами вышележащих отложений и водами среднего карбона соседних площадей (Волоховская, Северо-Голубовская) характеризуются пониженной общей минерализацией, небольшим содержанием брома, повышенным - свободной углекислоты и гидрокарбонатов. В воде установлена высокая концентрация (в мг/л) бария (1478) и стронция (725).

На Спиваковской и Северо-Волвенковской структурах на глубинах 4170-4900 м в отложениях башкирского яруса отмечались АВПД. Пластовые воды обогащены бором и аммонием.

Изучение углеводородных флюидов в зоне АВПД с температурой выше 110°С показывает, что свободный и водорастворенный газ характеризуется своеобразным составом (табл. 2). Он, как правило, метановый 82,96-90,54 % с содержанием гомологов до 6,88 % и с относительно высоким количеством углекислого газа (3,13-8,09%). Газ высокой степени превращения с отношением этана к пропану от 3 до 7 при содержании этих компонентов соответственно от 2,58 до 3,55 и от 0,692 до 0,697 %. Отношение изобутанов к н-бутанам равно 0,33-0,71 при их содержании соответственно 0,042-0,14 и 0,121-0,218%. Выше приведены средние значения состава углеводородной части газов. Однако имеются и некоторые отклонения от них. Так, в газе Солоховского месторождения с ростом глубины вскрытия каменноугольных отложений отмечается значительное увеличение количества азота.

В скв. 36 из интервала 4055-4477 м (нижневизейские отложения) получен приток газа с содержанием азота 24 %, а в скв. 32 из интервала 3539-3583 м (горизонты В-15 и В-16)- 85 %. Наибольшее его количество отмечено в скв. 51 на глубине 4139 м (93%), а в скв. 41 оно несколько ниже (50,4 %). Начиная с глубины 3500 м, в газе появляется молекулярный водород, его содержание колеблется от 0,5 (скв. 41) до 9,03 % (скв. 43). Количество углекислого газа по всему разрезу месторождения изменяется от 0,51 до 2,95 %.

Одновременно со снижением минерализации и изменением состава углеводородных газов Солоховского месторождения в зоне АВПД с глубиной отмечается повышение газонасыщенности подземных вод от 1100-1450 см³/л в породах серпуховского яруса до 2100 см³/л - в верхневизейском подъярусе. Необходимо также отметить, что над зоной АВПД в отложениях с температурой от 80 до 120 °С значительно возрастает газосодержание нефтей. Для основных залежей оно достигает 485 м³/м³ (Харьковцевская площадь). Максимальные его значения (м³/м³) 580 (Рыбальцы) при температуре 97 °С, 876 (Талалаевка) при 96 С, 795 (Харьковцы) при 117 С [6].

Характерная особенность газоконденсатных систем - заметное отличие состава конденсата залежей с гидростатическим давлением и с АВПД. Отмечается повышение температуры конца кипения конденсата с увеличением глубины залегания залежей. В конденсатах из зоны АВПД она составляет 270-340 °С, в конденсатах из зоны нормальных гидростатических давлений от 220 до 300 С.

Обобщение полученных данных позволяет сделать вывод, что в залежах, в направлении регионального понижения давления, наблюдается уменьшение количества метана и увеличение его гомологов и других высокомолекулярных УВ. Большое количество анализов углеводородных флюидов в зоне АВПД позволяет сделать вывод, что основная масса высокомолекулярных УВ образуется в верхней термобарической зоне с температурой до 110 С.

В центральной и юго-восточной частях впадины с широким развитием АВПД в глубоких горизонтах осадочных образований распространены более легкие нефти, газоконденсатные системы с относительно низким содержанием конденсата и сухие газы с отношением этана к пропану более 3. Конденсаты из зоны АВПД содержат более тяжелые УВ, чем конденсаты из зон, где аномально высокие давления отсутствуют.

Наличие свободного водорода указывает на процессы образования легких УВ в результате гидрогенизации высокомолекулярных УВ и ОВ в зоне АВПД. При гидрогенизации гетероатомов OB (N, S, О) также образуются аммоний, сероводород и вода.

Для вод зоны АВПД характерно снижение их общей минерализации с глубиной и смена хлоркальциевого типа вод гидрокарбонатно-натриевыми. При внедрении слабоминерализованных глубинных вод с АВПД в верхние отложения раннего катагенеза с гидростатическим давлением, видимо, происходит вторичное осолонение вод и преобразование их в хлоркальциевые. Для всех проб установлено низкое содержание брома и в отдельных случаях отмечается повышение сульфатности, высокое содержание углекислоты, гидрокарбонат-иона, бора. В некоторых пробах установлено значительное обогащение вод бором, аммонием (Спиваковская), а также редкими щелочами (Балаклеевско-Савинская). В слабоминерализованных водах зоны АВПД характерны превышение количества брома над бором, а бора над йодом, а также высокое содержание водорастворенного углеводородного газа.

В заключение следует отметить, что некоторая пестрота в химическом составе подземных вод и свободных и водорастворенных углеводородных газов обусловлена смешиванием гидрокарбонатно-натриевых вод с хлоркальциевыми при прорыве глубинных флюидов с АВПД в верхние горизонты пород.

1. Глушко В.В., Новосилецкий Р.М., Шпак П.Ф. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений в нефтегазоносных областях Украины. - Геол. журнал, 1977, т. 37, вып. 4, с. 3-10.
2. Завьялов В.М. АВПД как показатель перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов Днепровско-Донецкой впадины. - Труды ВНИГРИ. Л., 1977, вып. 397, с. 100-105.
3. Застежко Ю.С. Характерные черты химического состава подземных вод юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Развитие газовой промышленности Украинской ССР. - Труды УкрНИИгаза. М., 1972, вып. 4, с. 250-259.
4. Кучерук Е.В., Шендерей Л.П. Современные представления о природе аномально высоких пластовых давлений. Итоги науки и техники. Месторождения горючих полезных ископаемых. Т. 6. М., ВИНИТИ, 1975.
5. Новосилецкий Р.М., Романюк А.Ф. О природе аномально высоких пластовых давлений на больших глубинах нефтегазоносных областей Украины. - Геол. журнал, 1975, т. 35,вып. 6, с. 115-119.
6. Шарун Д.В. Зависимость газосодержания нефтей Украины от их состава и термодинамических условий. - Геология нефти и газа, 1980,№ 2, с. 53-57.

Таблица 1

Примечание В числителе - средние значения, в знаменателе - максимальные и минимальные значения.

Таблица 2

Примечание: В числителе - средние значения, в знаменателе - максимальные и минимальные значения