К оглавлению журнала

 

УДК 553 38 5504(470 13)

©В. М. МИЛЬКОВ 1990

Вертикальная гидрохимическая зональность Тимано-Печорской НГП и ее связь с нефтегазоносностью на больших глубинах

В.М. МИЛЬКОВ (Ухтанефтегазгеология)

Выявление гидрогеологических закономерностей, а именно: вертикальной гидрохимической зональности, газовой составляющей подземных вод, термодинамических условий для раздельного прогнозирования скоплений нефти, газа и газоконденсата – немаловажно при целенаправленных нефтегазопоисковых работах.

По общепринятой методике автором были построены графики вертикальных гидрохимической, газогидрохимической и термобарической составляющих по тектоническим элементам Тимано-Печорской провинции (ТПП), где отражены минерализация, ионно-солевой состав пластовых вод, характер водорастворенных газов, пластовые давление и температура.

Газовая составляющая пластовых вод является важным источником информации при выяснении фазового состояния залежей УВ и находится в тесной связи с формированием их геохимического облика. Проведенный анализ [3] фактического материала по водорастворенным газам в вертикальном разрезе до глубины 4,5 км показал, что для всех структур характерен рост газогидрохимических показателей со стратиграфической глубиной. Газ в основном азотно-метанового, метанового состава с суммарным содержанием УВ до 58 % (классификация по Л.М. Зорькину и др ,1985 г.). Величина газосодержания пластовых вод на глубинах свыше 4,5 км прогнозировалась с помощью аналитических расчетов на основе уравнения Сеченова [1]. Установлено, что повышенное газосодержание пластовых вод характерно для структур, имеющих высокие градиенты температур и давлений и низкую минерализацию вод. К ним относятся: Шапкина-Юрьяхинский вал, Денисовский прогиб, север Колвинского мегавала и Хорейверской впадины и Средне-печорское поперечное поднятие.

В результате проведенного анализа различных гидрохимических, газогидрохимических и гидродинамических особенностей пластовых вод в осадочном чехле Печорского НГБ выделяются три типа вертикальной гидрохимической зональности: инверсионный, нормальный и аномальный (рис. 1). При этом за основу выделения принята величина минерализации подземных вод, состав которых до исследованных глубин (6 км) остается неизменным – хлоридным, натриевым, а генетический тип (по В.А. Сулину) – хлоркальциевым.

Самым распространенным на территории ТПП является первый тип, который охватывает большую часть структур различных порядков. Для Печорской синеклизы это Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Шапкина-Юрьяхинский вал, Денисовский прогиб, северный блок Колвинского мегавала, Хорейверская впадина и Печоро-Кожвинский мегавал; для Предуральского прогиба – поднятие Чернышева, Косью-Роговская впадина, Среднепечорское поперечное поднятие и Верхнепечорская впадина (рис. 2). Этому типу гидрохимической зональности соответствуют три гидрохимические зоны нижняя инверсионная, где наблюдается постепенное снижение минерализации вод с глубиной; переходная – стабилизация максимальных минерализации и верхняя нормальная – минерализация с глубиной закономерно и последовательно повышается. Границы переходной зоны в зависимости от литологических и геолого-тектонических особенностей строения отдельных тектонических элементов могут варьировать в широких пределах по вертикали осадочного чехла. К верхней нормальной и переходной зонам относятся воды всех водоносных комплексов, залегающих выше регионального кыновско-саргаевского флюидоупора. К нижней инверсионной зоне относятся среднедевонско-нижнефранский терригенный и ордовикско-силурийско-нижнедевонский карбонатный водоносные комплексы. Для нее характерны повышенные температура (до 113,2°С) и давление (до 65,4 МПа) (Денисовский прогиб). Коэффициенты аномальности пластовых давлений достигают 1,52, газосодержание до 3,3 м33. Вполне вероятно, что сами опресненные воды и особенно процессы, их формирующие, способствуют миграции и скоплению генерирующих рассеянных УВ в залежи. Кроме того, анализ распространения инверсионных структур провинции (см. рис. 2) показал, что инверсионный тип зональности может быть приурочен как к впадинам, так и к рифтовым зонам. Верхняя граница инверсионной зоны варьирует в широких пределах: от 2,8 (север Печоро-Кожвинского мегавала) до 6,2 км (Косью-Роговская впадина).

К структурам с нормальной гидрохимической зональностью, заключающейся в постепенном увеличении минерализации пластовых вод во всем изученном интервале глубин (до 4,7 км), относятся в Печорской синеклизе Варандей-Адзьвинская структурная зона, Макарихинский и Салюкинский валы, в Предуральском краевом прогибе Воркутское поперечное поднятие и Большесынинская впадина. Средние градиенты температур здесь составляют 2–2,4 °С/100 м. Коэффициенты аномальности давлений в целом по разрезу не превышают 1,12. Инверсионность на этих структурах, по всей видимости, либо вообще не проявилась (Макарихинский и Салюкинский валы, где фундамент залегает на глубинах до 5 км), либо граница перехода обнаружена ниже исследованных глубин (Воркутское поперечное поднятие и Большесынинская впадина, где фундамент находится на глубинах 6–7 км и более).

Для южного и центрального блоков Колвинского мегавала характерна гидрохимическая аномальность, выражающаяся в понижении минерализации пластовых вод только в среднедевонских терригенных отложениях при сохранении ее увеличения в целом по разрезу. Аномальной зоне соответствуют более высокие термоградиенты, чем нормальной. Так, средние градиенты температур изменяются от 2,4 до 3 °С/100 м, а градиенты давлений достигают 1,6 МПа/100 м при коэффициенте аномальности 1,31. Такие термобарические изменения предопределили, очевидно, аномальность гидрохимических условий для конкретных геологических толщ. Что касается прогноза развития этого типа зональности, то он намного сложнее нормального и является, по-видимому, следствием частных условий в каждом отдельном регионе.

Рассмотрим распределение залежей УВ в вертикальном разрезе, их фазовый и химический составы в соответствии с выявленной гидрохимической зональностью.

Нижней инверсионной зоне присущи газовые и газоконденсатные месторождения (открыты пока на юге Печоро-Кожвинского мегавала и на Среднепечорском поперечном поднятии). Конденсаты плотностью 0,744– 0,754 г/см3 имеют высокую концентрацию метана (до 84,78 %) и низкую азота (до 1,2–3,2 %).

К переходной зоне приурочены преимущественно нефтяные, нефтегазоконденсатные и реже газоконденсатные залежи. По химическому составу газоконденсаты этой зоны практически не отличаются от газоконденсатов инверсионной. Нефти по составу легкие, плотностью 0,804–0,861 г/см3. В составе растворенного в нефти газа преобладают метан (до 67,5 %), азот (до 13,07 %). Сумма гомологов метана достигает 47 %.

В верхней нормальной зоне залежи УВ располагаются (снизу вверх): нефть, газоконденсат, газ. Нефти по составу остаются сравнительно легкими, плотностью 0,837–0,854 г/см3. Газоконденсатные и газовые залежи превалируют над нефтяными. Плотность их достигает 0,75 г/см3. По химическому составу свободного газа они также близки между собой. Содержание метана составляет 80,2–96, гомологов 1,04–13,7, азота 2,84– 13,76 %. Газы для этой части разреза можно квалифицировать как метановые, иногда с повышенным содержанием азота, углекислые (до 9,9 %).

Для нормального типа гидрохимической зональности характерны в основном нефтяные залежи, расположенные на Макарихинском и Салюкинском валах Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Плотность нефти для этой зональности зависит от глубины ее залегания в осадочном чехле. Так, для триасовых отложений характерны тяжелые нефти (плотностью 0,994 г/см3), а для нижнедевонских – легкие (0,871 г/см3). Для нефтей характерно повышенное содержание смол и асфальтенов (до 27,9 %). Состав растворенного в нефтях газа углеводородный: метана 51,48–91,2 % с большим содержанием его гомологов (до 55 %), азота в среднем 2–5.

Для аномального типа вертикальной гидрохимической зональности характерны нефтяные залежи. Нефти здесь более легкие, плотностью менее 0,852 г/см3. В целом разгазированные нефти малосмолистые (>8,98 %), малосернистые (до 0,76 %). Отличительной чертой всех рассмотренных залежей этой зональности является повышенное содержание в них твердых парафинов, закономерно повышающееся вниз по разрезу от триасовых до среднедевонских отложений (от 3,3 до 20,5 %). Состав растворенного газа углеводородный, содержание метана 48,7–65,5 % при сумме его гомологов 33,9– 57,2, с относительно незначительным содержанием азота, до 7,4 %.

Приведенные данные свидетельствуют о наличии двух этажей газоносности: нижнего, располагающегося в нижней инверсионной зоне, и верхнего, соответствующего верхней нормальной зоне. Можно предположить, что нижняя инверсионная зона – зона преимущественно вторичного накопления газовых залежей, формирование которой произошло, по-видимому, за счет перестройки структурного плана в верхнепермско-триасовый период, когда в целом по бассейну наращивался темп формирования складок и отдельных локальных структур. Здесь потенциально нефтегазопродуцирующие толщи уже прошли стадию нефтеобразования (ГФН по Н.Б. Вассоевичу), но для них сохранилась еще возможность газообразования за счет выделения газа из воды и дегазации нефтей в зонах ослабления тектонических напряжений (этап вторичного формирования зон газонакопления в верхней части разреза осадочного чехла или в верхней нормальной зоне). Зоны нефтенакопления включают в себя практически все отложения Печорского НГБ и хорошо увязываются с переходной зоной инверсионной зональности, а также с ее нормальным и аномальным типами, в которых отмечается максимальная минерализация вод.

Если проследить районы распространения верхнего этажа газоносности, то можно отметить, что все залежи газа приурочиваются к структурам с инверсионным типом зональности. В нормальном и аномальном типах, как уже отмечалось, таковые залежи отсутствуют. Газопроявления на больших глубинах также свойственны структурам с инверсионным типом зональности. Причем территории, где инверсионность, по мнению некоторых исследователей, не проявилась, отнесены нами к инверсионным, несмотря на то что по фактическому материалу это пока плохо прослеживается, что мы связываем с низкой степенью освоения больших глубин.

ВЫВОДЫ

1) Для прогнозной оценки залежей нефти, газа и газоконденсата необходимо привлечение всех гидрогеологических показателей, включая гидрохимические, газогидрохимические и термодинамические параметры;

2) по выявленным типам гидрохимической зональности прослежены основные зоны накопления нефти и газа. Нижняя инверсионная зона благоприятна для генерации, накопления и сохранения залежей преимущественно газообразных УВ и должна являться основным объектом поисков газовых и газоконденсатных месторождений. Наиболее перспективными районами, на наш взгляд, являются: Шапкина-Юрьяхинский вал, Денисовский прогиб, север Колвинского мегавала и Среднепечорское поперечное поднятие. Переходная инверсионная зона отражает условия смешанной продукции (нефть, газоконденсат), нормальная гидрохимическая зона преимущественно нефтяная;

3) фазовое состояние залежей УВ тесно связано с выявленной гидрохимической зональностью и позволяет с достаточной уверенностью прогнозировать состав залежи в районах с еще не доказанной нефтегазоносностью для Тимано-Печорского региона.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы земли.– М.: Недра.- 1984.
  2. Подземная гидросфера как возможный источник газового сырья / Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник, М.И. Суббота, Г.А. Юрин.– Сер. Геол. методы поиска и разведки м-ний нефти и газа. Обзор // М.: ВИЭМС.– 1985.
  3. Прогноз нефтегазоносности Печорского бассейна по газогидрохимическим показателям на больших глубинах / В.М. Мильков, А.Н. Смирнов, Н.Е. Мамаева, С.Б. Руфов // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1988.– № 8.– С. 3–6.

Abstract

Three types of vertical hydrochemical zonation are recognized on the basis of which the main areas of petroleum accumulation are traced. The hydrochemical zonation may serve as an indice for separate prediction of oil or gas accumulation. A new substantiation regarding the deep gas potential of inverse zones is made and the most promising areas are identified.

Рис. 1. Принципиальная схема размещения залежей УВ по гидрохимическим зонам:

1 – газ, 2 – газоконденсат, 3 – нефть

Рис. 2. Схематическая карта распространения гидрохимической зональности,

Типы зональности. 1 – инверсионный, 2 – нормальный, 3 – аномальный; 4 – изогипсы кровли фундамента, км. Структуры Печорской синеклизы: I – Малоземельско-Колгуевекая моноклиналь, II – Денисовский прогиб, IIа – Шапкина-Юрьяхинский вал, III – Колвинский мегавал, IV – Хорейверская впадина, IVa–б – Макарихинский и Салюкинский валы, V – Варандей-Адзьвинская структурная зона, Va – вал Сорокина, Vб – вал Гамбурцева, VI – Печоро-Кожвинский мегавал, VII – Ижма-Печорская впадина; структуры Предуральского краевого прогиба; VIII – Коротаихинская впадина; IX – поднятие Чернышева, X – поднятие Чернова, XI – Косью-Роговская впадина, ХIа – Воркутское поперечное поднятие, XII – Большесынинская впадина, XIII – Среднепечорское поперечное поднятие, XIV – Верхнепечорская впадина, XV – Тиманская гряда.