Гидрогеология нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангской седловины

Таблица 2 Усредненный химический состав подземных вод и рассолов нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангской седловины

Нижне-среднеюрские воды отражают состав рассолов выщелачивания с минерализацией 225,7 г/дм³. Триасовые рассолы характеризуются большими значениями минерализации по сравнению с юрскими. Пермский комплекс характеризуется провалом в минерализации до 97,4 г/дм³ из-за большого количества проб с площадей ненарушенных соляным диапиризмом, и соответственно высокими содержаниями кальция, который свидетельствует о метаморфизации состава вод с глубиной. Нижележащие каменноугольный и девонский комплексы также характеризуются закономерным ростом минерализации рассолов, с максимумом в девонском комплексе (254,3 г/дм³), где и сконцентрированы выщелачиваемые соляные отложения. В связи с этим увеличение минерализации при сближении к девонским солям вполне оправдано. Венд-кембрийский и рифейский комплексы характеризуются гидродинамической закрытостью (зона затрудненного водообмена) что приводит к доминированию хлоридных кальциево-натриевых вод, что связано с метаморфизацией химического состава этих вод. Наблюдается также увеличение минерализации и содержания кальция и магния от венд-кембрийского к рифейскому комплексу.

4.6 Гидрогеологическая модель нордвикского месторождения

Главным тектоническим элементом полуострова Урюнг-Тумус является антиклинальная складка, шарнир которой имеет направление ЗСЗ - ВЮВ, углы падения, в среднем 15є. В восточной части полуострова складка прорвана соляным штоком, имеющим в плане эллипсоидальную форму. Размер соляного штока по длинной оси - 3,3 км, по короткой - 0,9 км. Нордвикская складка характеризуется широким развитием разрывных нарушений, в основном, сбросового типа, амплитуда которых достигает 500 м. Вблизи боковой поверхности соляного штока породы наклонены под довольно крутыми углами и фиксируется диапировое выклинивание отдельных горизонтов. Нефтепроявления различной интенсивности наблюдаются как на дневной поверхности, так и на глубине в разрезах скважин почти во всех комплексах. В процессе разведочных работ на южном крыле складки в подкарнийском горизонте, залегающем здесь на глубинах до 120 м, была обнаружена узкая присбросовая малодебитная (с начальными дебитами до 1 м³/сут) залежь нефти. В ходе геологических экспедиций 30-80-х годов прошлого века на территории месторождения было пробурено 14 колонковых и 8 роторных скважин.

Рисунок 38 Гидрогеологическая модель Нордвикского месторождения (геологическая основа по М.К. Калинко, 1959 с изменениями) 1 - изогипсы по кровле среднего триаса (м); 2 - скважины; 3 - аргиллиты; насыщение песчаников: 4 - газом, 5 - нефтью; 6 - водой; 7 - линия геологического разреза; 8 - гидроизопьезы триасового водоносного комплекса; 9 - ВНК; 10 - ГНК; 11 - химический состав рассолов.

В гидрогеологическом отношении (рис. 38) для Нордвикского месторождение характерно широкое распространение высокоминерализованных (от 177 до 288 г/дм³) рассолов выщелачивания хлоридного натриевого состава, имеющих предположительно инфильтрационное происхождение. В целом вблизи залежи минерализация меняется незначительно, отмечается ее уменьшение в приразломных зонах, где протекают процессы смешения рассольных и пресных инфильтрогенных вод. Наибольшие минерализации характерны для относительно закрытых участков (421, 429, 495 скважины).

В гидродинамическом отношении среднетриасовая толща разбита на множество гидрогеологических горизонтов, с различными динамическими и статическими уровнями. Существенное влияние имеет дизъюнктивная тектоника, результатом которой было разбиение Нордвикского месторождения на множество тектонических блоков. Для разных тектонических блоков установлено незначительное различие в положении водонефтяных контактов (120±5 м.). В целом наблюдается рост статических уровней подзалежных вод с запада на восток.

На расстоянии 500-600 м. от залежи выходит на поверхность крупный Нордвикский соляной шток, предопределяющий химизм здешних вод. В основной массе он сложен галитом с примесями ангидрита и доломита.

Заключение

В настоящей работе в полной мере выполнены все намеченные этапы изучения гидрогеологических условий нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангской седловины и сделаны следующие выводы:

В результате проведенных палеогидрогеологических реконструкций гидрогеологическую историю Анабаро-Хатангской седловины можно разделить на 12 гидрогеологических циклов: архейско-нижнерифейский; рифейско-верхневендский; верхневендско-лландоверийский; силурийский; девонско-карбоновый; пермско-нижнеоленекский; верхнеоленекский; средне-триасовый; карнийско-нижнерэтский; верхнерэтский; юрско-эоплейстоценовый; четвертичный.

Территория исследования относится к обширному Хатангскому артезианскому бассейну. По данным бурения выделяется 13 гидрогеологических комплексов: 1) архей-протерозойский комплекс; 2) водоносный комплекс рифейских; 3) водоносный комплекс венд-кембрийских отложений; 4) водоносный комплекс ордовикских отложений; 5) водоносный комплекс девонских отложений; 6) водоносный комплекс каменноугольных отложений; 7) водоносный комплекс пермских отложений; 8) водоносный комплекс триасовых образований; 9) нижне-среднеюрский водоносный комплекс; 10) верхнеюрский водоносный комплекс; 11) неокомский водоносный комплекс; 12) отложений апт-альб-сеноманский водоносный комплекс; 13) водоносные комплексы аллювиальных и ледниковых отложений;

В геотермическом плане территория исследования характеризуется низким температурным градиентом (2,11 ⁰С/100м) по точечным замерам, по сравнению с остальной частью Хатангского артезианского бассейна. Район исследований характеризуется двумя гидродинамическими этажами. Верхний этаж, включающий зоны свободного и затрудненного водообмена, характеризуется наличием взаимосвязи с дневной поверхностью. К зоне свободного водообмена принадлежат водоносные комплексы и горизонты, расположенные обычно выше, на уровне или несколько ниже местного базиса эрозии, ее мощность достигает 50-100м. Зона затрудненного водообмена практически отстутствует, ввиду присутствия мощной толщи многолетне-мерзлых пород, которая представляет собой выдержанный флюидоупор, ниже которого подземные воды почти не имеют связи с дневной поверхностью. Нижний гидродинамический этаж объединяет водоносные горизонты и комплексы, залегающие под покровом мощной толщи ММП (до 500м). Эти воды не имеют непосредственной связи с дневной поверхностью.

По химическому составу воды довольно разнообразны, несмотря на доминирование хлоридных натриевых вод. Статистический анализ закономерностей распределения основных катионов привел к рассмотрению взаимосвязей для двух групп вод: с минерализацией до 50 г/дм³, и для рассолов с минерализацией выше 50 г/дм³. На общем фоне возрастания макрокомпонентов с ростом минерализации для рассолов отмечается уменьшение концентраций кальция и гидрокарбонат иона с увеличением минерализации. Концентрация микрокомпонентов брома, бора и йода с ростом минерализации также возрастает.

Также были рассмотрены генетические особенности некоторых комплексов по поведению отношения rNa/rCl, что привело к следующим выводам: воды апт-альб-сеноманского, неокомского и верхнеюрского комплексов имеют инфильтрационное происхождение ввиду высокого отношения rNa/rCl. Воды нижележащих триасового, пермского, каменноугольного, также часто являются изначально инфильтрогенными рассолами выщелачивания соляных пород (что подтверждается проведенными автором палеогидрогеологическими исследованиями), остальные пробы этих комплексов относятся к высокоминерализованным рассолам седиментационного генезиса. Воды венд-кембрийского и рифейского комплексов характеризуются седиментогенным происхождением и отражают глубинные обстановки и метаморфизацию состава подземных вод.

По минерализации можно выделить комплекс четвертичных отложений с наиболее пресными водами 0,03 - 6 г/дм³ (разнообразных химических типов), воды апт-альб-сеноманского - верхнеюрского комплексов, отличающиеся небольшой минерализацией 0.5-23 г/дм³ (преобладают воды хлоридного натриевого, гидрокарбонатного натриевого и гидрокарбонатно-хлоридного натриевого состава), триас-девонские комплексы с подземными водами хлоридно натриевого состава с высокой минерализацией до 450 г/дм³ (в среднем 150-250 г/дм³), вызванной приуроченностью к соленосным отложениям, и водоносные комплексы венд-кембрия и рифея хлоридного натриево-кальциевого состава, указывающего на метаморфизацию их состава, со средней минерализацией 36,2 - 200,9 г/дм³.

Были изучены гидрогеологические условия призалежных вод Нордвикского нефтяного месторождения, построена принципиальная гидрогеологическая модель, показавшая особенности химизма подземных рассолов, уменьшение их минерализаций в приразломных зонах, из-за смешения состава с пресными инфильтрогенными водами, установлена закономерность изменения гидростатических уровней.

Литература

Опубликованная литература

1. Алекин О.А. Основы гидрохимии // Л.: Гидрометеорологическое издательство 1970г. 443с.

2. Арчегов В.Б., Степанов В.А. История нефтегазогеологических работ на территории Сибирской платформы и сопредельных структур // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2009, №4

3. Баулин В.В. Многолетнемерзлые породы нефтегазоносных районов CCCР. М.: Недра, 1985, 175 с.

4. Волкова В.С., Архипов С.А., Бабушкин А.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Кайнозой Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал "ГЕО", 2002. - 246 с.

5. Гидрогеология СССР. Красноярский край и Тувинская АССР/ Под ред. И.К. Зайцева. - М.: Недра, 1972. - Том XVIII. - 479 с.

6. Гинсбург Г.Д., Иванова Г.А. Подземные воды // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба, Л.: Ротапринт НИИГА, 1971г.

7. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. М.: Государственное науч.-исслед. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы. 1958, 277 с.

8. Казаков А. М., Константинов А. Г., Курушин Н. И. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2003. 322 c.

9. Казаков А.М., Дагис А.С., Курушин Н.И. Основные черты палеогеографии триаса севера Средней Сибири // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского бассейна, М.: Изд-во «НАУКА» 1982г.

10. Калинко М.К. История геологического развития и перспективы нефтегазоносности Хатангской впадины. Л.: Государственное науч.-исслед. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы. 1959, 360с.

11. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений // М.: Недра 1972г. 353с.

12. Кирюхин В.А., Коротков А.И., Шварцев С.Л. Гидрогеохимия. М.: Недра, 1993. - 383 с.

13. Конторович В.А., Беляев С.Ю. Принципы классификации тектонических элементов молодых платформенных областей (на примере Западной Сибири) // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна, ч. 1, Тюмень, 2000. С. 10-12.

14. Косыгин Ю.А. Соляная тектоника платформенных областей. М. - Л.: Гостоптехиздат, 1950. 247 с.

15. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Л.: Недра, 1985, 279 с.

16. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987, 134 с.

17. Кусов Б.Р., Дзайнуков А.Б. Генетические типы соляных куполов // Геология нефти и газа. 2008. № 6. С. 45-49.

18. Ронкина З.З., Сороков Д.С., Карцева Г.Н. Вещественный состав и нефтеносность юрско-меловых отложений п-ва Юрюнг-Тумус (Нордвик) // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область, Л.: Ротапринт НИИГА 1974г.

19. Тальвирский Д.Б., Моргунов О.Е., Дмитриев М.В., Котт Н.Е. О тектонике восточной части Енисей-Хатангского прогиба // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область, Л.: Ротапринт НИИГА 1974г.

20. Тесаков Ю.И., Предтеченский Н.Н., Хромых В.Г., Бергер А.Я. Стратиграфическая шкала силура Восточной Сибири. Стратиграфия, геол. корреляция. - 1998. - Т. 6, № 4. - С. 32-51.

21. Фомин М.А. Современная структура мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Енисей-Хатангского регионального прогиба по опорным уровням // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2010, №5

22. Фомин М.А. Тектоника нижнего структурного яруса мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Енисей-Хатангского регионального прогиба //Проблемы геологии и освоения недр: сб. научных трудов XII международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых учёных. - Томск, 2008. - С. 135-138.

23. Фролов Н.М. Гидрогеотермия. М.: Изд-во «Недра», 1968, 316 с.

24. Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая гидрогеология. М.: Недра, 1973. - 165с.

25. Шурыгин Б. Н., Никитенко Б. Л., Девятов В. П. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. 480 c.

26. Alsaaran N.A. Origin and geochemical reaction paths of sabkha brines: Sabkha Jayb Uwayyid, eastern Saudi Arabia // Arab J Geosci. 2008. №1 p. 63-74

27. Warren J.K. Salt tectonics // Evaporites: Sediments, Resources and Hydrocarbons. 2006, p. 375-453

28. Warren J.K., Urai J.L., Schleder Z., et al. Salt dynamics // Dynamics of Complex Intracontinental Basins. 2008, p. 248-344

Фондовая литература

1. Ершов С.В., Моисеев С.А. и др. Геолого-геофизическое обоснование перспектив нефтегазоносности восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба и Анабаро-Хатангской седловины, рекомендации по недропользованию / Науч. руковод. А.Э. Конторович. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2009ф, 766 с.

2. Зуйкова Ю.Л. и др. Комплексное обобщение геолого-геофизических данных по территории севера Таймырского АО с целью выбора нефтегазоперспективных участков и направлений ГРР. ЗАО «Координационный центр «РОСГЕОФИЗИКА». г. Санкт-Петербург, 2006ф, 105 с.

3. Калинко М.К. и др. Геологическое строение и нефтеносность Анабаро-Хатангского междуречья. Ленинград: НИИГА, 1955ф, 1859 с.

4. Калинко М.К. и др. Литология, фации и коллекторские свойства верхнепалеозойских и нижнемезозойских отложений Анабаро-Хатангского междуречья. Ленинград: НИИГА, 1954ф, 402 с.

5. Калинко М.К. и др. Нефтегазоносность и геологическая история Хатангской впадины. Ленинград: НИИГА, 1958ф, 625 с.

6. Калинко М.К. и др. Основные черты геологического строения и перспективы нефтеносности Анабаро-Хатангского междуречья. Ленинград: НИИГА, 1954ф, 518 с.

7. Пантелеев А.В. и др. Обработка и обобщение материалов параметрического бурения в восточной части Енисей-Хатангского прогиба. Красноярск, ПГО Енисейнефтегазгеология, 1989ф, 157 с.

8. Пантелеева Л.И. и др. Обобщение геолого-геофизических материалов с целью уточнения перспектив нефтегазоносности восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба и Анабаро-Хатангской седловины. Красноярск, 2002ф.

9. Степаненко Г.Ф. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепалеозойских и мезозойских отложений Анабаро-Хатангской седловины. Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1985ф, 184 с.

Размещено на Allbest.ru