Макрокомпонентный состав подземных вод Нижнеюрского гидрогеологического комплекса Талинского месторождения нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

МАКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НИЖНЕЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ТАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Шапкина Н.С.

Исследования гидрогеологических условий глубоких нефтегазоносных горизонтов, в частности гидрогеохимических, дает ценную информацию для решения проблем аккумуляции и деградации залежей углеводородов. Причины того или иного распределения компонентов связаны с различными факторами: литологическими, геотемпературными, геодинамическими, и в каждом конкретном районе структуру гидрогеохимического поля определяет совокупность и взаимовлияние этих факторов.

Закономерности распределения макрокомпонентов в подземных водах нижнеюрского комплекса Талинского месторождения нефти Западной Сибири. Геологические условия района месторождения достаточно сложное, во-первых, это связано с его расположением вблизи Восточного склона Уральских гор. Это явилось предпосылкой наличия большого количества дизъюнктивных нарушений в фундаменте, прослеживающихся и в осадочном чехле. Во-вторых, сложность геологического строения связана с наличием уникальной по мощности толщи глинистых пород (около 800 м) фроловской свиты (неоком), которую называют фроловским барьером. Наличие этой толщи определило закрытость нижнеюрского комплекса и условия для поступления большого количества вод особого состава. Такие воды проходят разные этапы метаморфизации от начальных (в процессе накопления и уплотнения глинистых осадков их содержащих) до конечных стадий (при их выжимании в песчаные коллекторы). Такие воды принято называть элизионными.

Гидрогеологическая стратификация объекта исследований характерна для центральной части Западно-Сибирского мегабассена: кайнозойско-меловая система бассейнов стока, турон-олигоценовый (мощность 650-700 м), апт-альб-сеноманский (600-650 м), неокомский (до 700-750 м), верхнеюрский (до 100 м) и нижне-среднеюрский комплексы (до 400 м). К нижнеюрскому комплексу относятся отложения шеркалинской (ЮК10, ЮК11) свиты.

Подземные воды исследуемого комплекса относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу по В.А. Сулину. Ионно-солевой состав - гидрокарбонатно-хлоридный натриевый или хлоридный натриевый. Воды имеют минерализацию относительно низкую для данных глубин - около 9 г/л. Также встречаются локальные участки с очень низкой минерализацией 2-3 г/л и участки с относительно нормальной минерализацией - 14 г/л. На рис. 1 показано, как меняется минерализация на глубинах от 2400 м до 2850 м. Более низкие значения этого параметра вверху комплекса может быть косвенным доказательством разбавления пластовых вод элизионными, отжатыми как из фроловского барьера, так из глинистых осадков верхнеюрского комплекса. До глубины 2700 м можно отметить классическую вертикальную гидрогеохимическую зональность, т.е. увеличение минерализации по мере увеличения глубины.

Рис. 1 - Зависимость величины минерализации от глубины в подземных водах нижней юры

При поступлении элизионных вод в коллекторы, в последних часто наблюдается повышение концентрации гидрокарбонат-ионов. На рис. 2 видно, что его количество достигает 4300 мг/л (70 мг-экв/л) вблизи фроловского барьера (рис. 2).

Рис. 2 - Зависимости концентрации гидрокарбонат-ионов от глубины в подземных водах нижнеюрского комплекса

При увеличении содержания гидрокарбонат-ионов повышается щелочность вод, что в свою очередь повышает их агрессивность и активность процессов в системе вода-порода. В щелочных водах часто наблюдается повышенное содержания органики, металл-органических комплексов и макроэлементов. Это связано с повышенным содержанием в них НСО₃- - ионов [2, С. 4]. Таким образом, подземные воды, в составе которых присутствуют элизионные воды можно диагностировать по широкому спектру микроэлементов и различных органических веществ, хотя это и является косвенным признаком. В определённых термобарических условиях присутствие элизионных вод может интенсифицировать процесс нефтегазообразования. На настоящее время определить долю этих вод в составе природных вод крайне сложная задача.

Концентрация хлоридных ионов в подземных водах комплекса уменьшается с глубиной от неокомского комплекса, но с одним обстоятельством: в водах шеркалинской свиты его содержание резко увеличивается и затем снижается при приближении к фундаменту. Аналогичная ситуация складывается и с содержанием натрий - иона. Но в то же время хлор может иметь глубинное, эндогенное происхождение [3, С. 59]. Поэтому мы не исключаем, что на данной глубине часть концентрации хлор-иона может иметь глубинное происхождение.

Ионы натрия и хлора тесно связаны в геохимических процессах, поэтому чаще всего между ними наблюдается прямая зависимость.

Среди макрокомпонентов маркёром процессов поступления элизионных вод является магний. Интересно, что при проведении компрессионных опытов, моделирующих отжатие вод из глинистых пород в природных условиях установлено, что при отжиме возрастает концентрация магниевых ионов [3, С. 59]. Повышение концентрации магния наблюдается в подземных водах верхней части исследуемого комплекса, там, где разбавление седиментационных вод элизионными, вероятно, было максимальным.

Также следует отметить характер поведения генетического натрий-хлорного коэффициента, значения которого больше 1 свидетельствуют о значительной трансформации состава подземных вод. Влияние процессов элизии можно проследить по наличию гидрокарбонатного типа вод для которого фиксируются натрий-хлорные коэффициенты, превышающие единицу [2, С. 3]. Эти условия выполняются для подземных вод нижнеюрского комплекса: все проанализированные пробы отнесены к названному типу, а натрий-хлорный коэффициент составляет около 1, 4 (иногда повышаясь до 4).

Для данных глубин интересны также имеет важное значение имеет бор-бромный коэффициент. B/Br - коэффициент [3, С.57], близкий к единице может быть доказательством разбавления седиментационных вод глубинными флюидами. Путями поступления которых являются многочисленные дизъюнктивные дислокации в фундаменте. Для пластовых вод седиментогенного (талассогенного) генезиса значения данного коэффициента не превышает 0, 2 - 0, 3. Для океанической воды B/Br - коэффициент имеет значение 0, 07-0, 18 [3, С. 58]. В подземных водах рассматриваемого гидрогеологического комплекса его среднее значение составляет 0, 57 (максимальное 4, 75). При этом породы комплекса содержат относительно мало бора, чтобы он мог в таких количествах поступать в воду. [1, С. 18]. B/Br - коэффициент имеет обратную связь с величиной минерализации раствора. В районе месторождения мы наблюдаем корреляцию участков с низкими минерализациями подземных вод, повышенными значениями бор-бромного коэффициента (больше 1) и наличием разрывных нарушений. При совместном рассмотрении гидрогеохимической информации и сейсмических профилей с разрывными нарушениями, нами было выявлено повышение B/Br - коэффициента при нахождении скважины вблизи разлома, и наоборот его понижение - если скважина находится на расстоянии более 2-3 км. Такой разлом и мог быть путем внедрения глубинных вод из фундамента. [1, С. 19]

Формирование химического состав подземных вод на глубинах нижнеюрского комплекса Талинского месторождения нефти связаны со сложнейшими взаимодействиями в системе «вода-порода». Некоторые процессы вероятно протекают импульсно (поступление глубинных флюидов), для других, наоборот, свойственна длительность (поступление элизионных вод при возрастании геостатической нагрузки в процессе накопления осадочного чехла). Поведение основных макрокомпонентов, характер их распределения по глубине и значения генетических натрий-хлорного бор-бромного коэффициентов свидетельствуют о наличии сопряженного восходяще-нисходящего движения подземных вод.

нефтегазоносный гидрогеохимический элизионный водообмен

Список литературы

1. Абдрашитова Р.Н. Влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле Красноленинского свода / Р.Н. Абдрашитова // Нефть и газ. Известия ВУЗов. - 2011. - №4. - С. 15 - 19.

2. Абдрашитова Р.Н. Гидрогеохимический облик подземных вод в условиях элизионной водонапорной системы Западно-Сибирского мегабассейна / Р.Н. Абдрашитова // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 2 - С. 1 - 8.

3. Всеволожский В.А. Влияние глубинных газопаровых флюидов на формирование состава пластовых вод нефтегазовых месторождений / В.А. Всеволожский, Т.А. Киреева // Вестник Московского университета. Серия 4, Геология. - 2010. - №3. - С. 57 - 62.

Размещено на Allbest.ru