К оглавлению

Условия формирования хлоркальциевых вод в Сибири

В.А. КРОТОВА

В результате бурения опорных и разведочных скважин уже теперь достаточно четко намечаются общие закономерности в распределении подземных вод и их химизма как по площади распространения различных стратиграфических толщ на территории Союза, так и по разрезу.

Теперь ни у кого не вызывает сомнений правильность вывода, сделанного проф. В.А. Сулиным [8], о том, что хлоркальциевый тип как продукт конечной стадии концентрирования и метаморфизации природных вод является единственным известным нам типом вод наибольших глубин.

Имеющиеся данные по глубинным подземным водам Урало-Поволжья, Восточной Сибири и других районов показывают, что процесс накопления в них хлоридов кальция, брома и ряда других компонентов является закономерным, идущим в закрытых структурах направленно и необратимо по линии все большего концентрирования и метаморфизации их в соответствии с возрастанием глубины. Причем в этих процессах огромную роль играют не только условия хорошей закрытости недр и большие глубины залегания водоносных горизонтов, но также и фактор времени, т. е. период, в течение которого протекали эти процессы в недрах закрытых структур.

Подъем территории и раскрытие структуры тектоническими трещинами и нарушениями делают процесс формирования хлоркальциевых рассолов прерывистым благодаря усилившейся циркуляции и создают условия для разрушения этих рассолов и ассоциирующихся с ними нефтяных залежей.

Восхождение глубинных вод и рассолов по трещинам, фиксируемое нередко в виде гидрохимических аномалий [5] в зоне активного водообмена или на глубинах нескольких сотен метров под водоупорами, играет немаловажную роль в формировании солевого состава вод этих глубин. Это восхождение очень существенно влияет как на процессы разрушения, так и на процессы формирования (чаще переформирования) нефтяных залежей [6].

Во всех этих процессах исключительная роль принадлежит гидрогеологической закрытости недр. Последняя, как известно, [2, 3, 6] во многом обусловливается наличием в разрезе гидрохимических толщ, являющихся прекрасными водоупорами, практически не проницаемыми в условиях определенных глубин и обладающими способностью закрывать существующие трещины (гипсы, ангидриты).

Если проследить размещение промышленных залежей нефти и газа в перми Урало-Поволжья, то видно, что они в основном контролируются распространением гипсово-ангидритовой толщи кунгура или галогенной толщи верхней перми.

Наличие галогенных толщ в разрезе новых поисково-разведочных районов на нефть и газ является одним из косвенных указаний на возможную их перспективность, так как гидрогеологическая закрытость недр является одним из очень важных критериев при оценке перспектив нефтегазоносности территорий [3, 6].

В этом отношении большой интерес представляют районы Восточной Сибири, являющиеся весьма своеобразной гидрогеологической провинцией. Прежде чем привести некоторые новые данные по водам этой провинции и для сравнения их с водами нефтеносной провинции Урало-Поволжья, напомним, что в пределах последней встреченные наиболее минерализованные рассолы имеют минерализацию не выше 900-1000 мг-экв на 100 г, максимальное содержание брома до 2000 мг/л и несколько выше, а величины отношения Na/Cl и Cl/Br соответственно не ниже 0,42 и 85. Эти показатели характеризуют наиболее высокие из фиксированных до сего времени в Урало-Поволжье и других районах Европейской части СССР показатели минерализации и метаморфизации подземных рассолов.

Развернувшиеся в последние годы разведочные работы по поискам нефти в Восточной Сибири, вскрывшие глубокие недра некоторых районов этой территории (Якутия, Иркутская область), открыли очень своеобразную, до настоящего времени неизвестную в пределах СССР провинцию глубинных рассолов хлоркальциевого типа, существенно отличающихся от таковых Волго-Уральской нефтеносной области.

В геологическом отношении эта провинция представлена многообразным комплексом отложений нижнего кембрия (главным образом карбонатные породы), среди которых региональное распространение имеет мощная толща соленосных пород. Последние сложены каменной солью с подчиненными прослоями гипсов и ангидритов. Мощность соленосной толщи в среднем 500-1000 м.

Аналогично гипсово-ангидритовой толще кунгура Урало-Поволжья толща галогенных пород нижнего кембрия Восточной Сибири обусловливает резкое различие гидрогеологических условий в под- и надсолевом комплексе пород, являясь надежным и резко выраженным водоупором.

Надсолевой комплекс пород заключает в себе обильные напорные воды трещинно-карстового типа различного химического состава и минерализации от пресных вод до рассолов. В этой части геологического разреза увеличение минерализации и смена типов вод с глубиной имеют довольно четкое выражение.

Воды выщелачивания соленосных отложений нижнего кембрия в Иркутской области (Половина, Еловка, Бохан) мало отличаются от таковых в Урало-Поволжье. Совершенно иного облика рассолы обнаруживаются в низах соленосной толщи и в подсоленосной толще в Осе и Тырети (Иркутская область), а также в Наманинске и Олекминске (Якутия) на глубинах 1,5-2 тыс. м. Эти высококонцентрированные рассолы трещинного и трещинно-пластового типа встречены скважинами в доломитово-ангидритовых прослойках пород.

В табл. 1 приведены некоторые данные по этим водам, заимствованные нами из материалов Е.А. Баскова (ВСЕГЕИ), Н.Я. Тычинок, Е.В. Ильиной (ВНИГРИ).

Имея очень высокие показатели минерализации, значительно превышающие таковые для вод Волго-Уральской нефтеносной области, эти воды являются уникальными также и по составу минерализации. Катионная часть представлена преимущественно кальцием. Хлориды кальция в общем солевом составе занимают 65-80 %. Соответственно очень низкие величины имеют отношения Na/Cl и Cl/Br.

Содержание брома превышает все известные до сих пор в СССР его количества в подземных рассолах хлоркальциевого типа, не говоря уже о других типах вод классификации В.А. Сулина. Как известно, хлориды кальция имеют значительно более высокий предел насыщения, чем хлориды натрия, что и позволяет указанным водам, состоящим в основном из хлоридов кальция, иметь предельно высокую минерализацию.

Считать, что эти воды имеют узко локальное распространение на территории Восточной Сибири, нельзя, так как они обнаружены в ряде районов и не единичными скважинами. Это свидетельствует о том, что здесь в подсолевых толщах нижнего кембрия, а местами (Оса) в низах соленосной толщи мы встречаемся с совершенно новой геохимической провинцией бромоносных подземных рассолов предельно высокой концентрации и метаморфизации. Они являются результатом очень длительных глубинных процессов, протекавших в закрытых структурах, по-видимому, с момента отложения и захоронения мощных соленосных толщ нижнего кембрия до наших дней.

Безусловно роль указанных соленосных пород очень велика в формировании этих рассолов. Однако было бы неправильно думать, что она сводится только к тому, что эти соли являлись материалом для образования рассолов. Очень важна роль этих толщ как покрышки, обеспечившей на протяжении всей геологической истории изоляцию недр районов ее распространения, что в свою очередь обеспечило направленное протекание процессов метаморфизма, катионного обмена и др.

Нельзя забывать, что эти процессы протекали не только в обстановке высокой закрытости, но также и на больших глубинах и, следовательно, в условиях повышенных температур и давлений.

Л. В. Пустовалов [7], разбирая вопросы вторичного изменения осадочных горных пород под влиянием различных стадий метаморфизации, отмечает, что в результате этих процессов «из осадочных пород в той или иной мере уходят наименее устойчивые и наиболее подвижные составные части, которые включаются в состав подземных вод и газов». Он указывает, что ряд процессов усиливается и углубляется по мере метаморфизирующего действия среды, т.е. «по мере увеличения глубины залегания пород, что обычно тесно связано с их геологическим возрастом и, следовательно, со временем их пребывания в литосфере, а также по мере увеличения давления и температуры окружающей среды. При этом в миграцию вовлекаются все более инертные компоненты осадочных пород, что не может не отразиться на составе подземных вод и газов». Эти положения проливают свет на условия формирования уникальных вод подсолевых толщ нижнего кембрия Восточной Сибири.

Нужно заметить, что при решении вопросов формирования химического состава вод очень часто совершенно недооценивается температурный фактор, хотя общеизвестно, что с повышением температуры растворимость почти всех твердых веществ увеличивается. Причем если на растворимость хлоридов натрия повышение температуры влияет незначительно, то растворимость хлоридов кальция при этом возрастает очень резко. Это наряду с другими причинами является, по-видимому, одним из важных моментов в объяснении последовательного увеличения в водах по мере возрастания глубин общей минерализации и хлоридов кальция, как это имеет место и в Восточной Сибири.

Нам представляется, что при изучении условий и обстановки формирования подземных вод в указанных районах нельзя игнорировать временные изменения температурных условий, связанные с излиянием на отдельных участках базальтов, траппов и других эффузивных пород, которые могли оказать на этот процесс определенное влияние.

Влияние на формирование состава вод фактора времени, т. е. длительности периода, в течение которого происходили все указанные выше процессы, весьма хорошо проявляется тогда, когда мы сравниваем воды, заключенные в породах различного возраста, но имеющие близкие глубины залегания водоносных горизонтов и условия закрытости недр. В табл. 2 приведен пример химического состава вод юры, девона и кембрия различных районов (Урало-Поволжье и Иркутская область).

По мере перехода от более молодых пород к более древним возрастают все показатели метаморфизации вод: увеличивается содержание хлоридов кальция и брома, уменьшается величина отношения Na/Cl и Cl/Br, резко возрастает вторая соленость вод.

Воды глубоких понижений девона Урало-Поволжья изменяются в настоящем по линии все большего приближения к водам кембрия Сибири, но, по-видимому, пока период процессов метаморфизации был недостаточен, чтобы они целиком приобрели облик этих вод. Воды юры при одинаковой с водами девона минерализации сильно отличаются от них низкими показателями метаморфизации, несмотря на то, что глубина залегания вод юры больше, чем вод девона и кембрия.

Поскольку в Волго-Уральской нефтеносной области нигде не было вскрыто вод такой высокой степени метаморфизации, как в районах Восточной Сибири, возникает вопрос: является ли обстановка существования вод этих районов благоприятной для образования и сохранения нефтяных залежей? Вопрос этот требует специального изучения, однако можно и сейчас сказать, что условия для сохранения залежей нефти в смысле гидрогеологической закрытости недр безусловно благоприятны. Нет основания предполагать, что с водами такого облика, состава и степени метаморфизации не может ассоциироваться нефть хотя бы потому, что она уже была обнаружена в низах соленосной толщи в Осе и Балыхте. Правда, ассоциируясь с водами необычного для нефтяных месторождений СССР состава, сама осинская нефть имеет не вполне обычный для природных нефтей облик. Будучи очень легкой (удельный вес 0,754), по данным А.И. Богомолова и Г.М. Васильевой [1] эта нефть имеет метановый характер с очень малым содержанием ароматических углеводородов (2,8%) и практически не содержит смол. Количество легких погонов до 300° достигает 86,7%. Указанные авторы считают осинскую нефть продуктом глубокой степени превращения и природной фильтрации, причем предполагают, что фильтрация совершалась в условиях, максимально затрудняющих ее естественный процесс. Это вполне вяжется с геохимическими показателями вод, распространенных в этой толще.

Наличие нефти в нижнекембрийских отложениях в Осе, Балыхте, Толбе, Оленеке и других районах Восточной Сибири, хорошая гидрогеологическая закрытость недр, наличие структур и, возможно, трещиноватых коллекторов, бессульфатность хлоркальциевых вод высокой минерализации, присутствие в водах брома, сероводорода, бора, аммония и других микрокомпонентов, наличие азотно-метановых газов с содержанием до 25% предельных углеводородов - все это положительные показатели нефтеносности кембрия Восточной Сибири. Другой вопрос: как могут быть велики здесь нефтяные богатства недр?

В настоящее время перед геологами-нефтяниками, исследователями Сибири вообще и Восточной Сибири в частности, стоят очень серьезные задачи всестороннего изучения недр. Одной из главных задач в комплексе исследований, несомненно, является изучение тектонического строения региона, литологии и фаций, геологической истории. Однако не менее важным является глубокое изучение гидрогеологических, геохимических, геотермических и других особенностей и процессов, протекавших в недрах на протяжении сложной геологической истории. Без этого нельзя правильно подойти к оценке перспектив нефтеносности.

При изучении химизма рассолов Сибири нельзя ограничиваться теми определениями, которыми обычно ограничиваются в промышленно-нефтеносных районах. Надо думать, что воды подсолевых отложений кембрия содержат гамму микрокомпонентов, которые еще совершенно не изучены. В этом отношении большую роль призван сыграть спектральный анализ сухих остатков вод.

Заметим, что организация наблюдений за колонковыми скважинами на стадии структурно-поискового бурения совершенно напрасно недооценивается в практике геолого-разведочных работ на нефть и газ. Материалы этих наблюдений (данные о поведении уровней, анализы воды, анализы свободно выделяющихся и растворенных газов и др.) могут дать весьма ценные сведения для оценки перспектив нефтегазоносное™ более глубоких горизонтов разреза. Об этом свидетельствуют факты, имеющие место в Урало-Поволжье (гидрохимическая аномалия, обнаруженная по крелиусным скважинам в районе устья р. Белая, и др.).

При обобщении материалов по подземным водам и газам новых районов поисков нефти, в частности Сибири, следует использовать метод сопоставления изучаемого района с заведомо нефтеносными, что позволит более глубоко подойти к оценке поискового значения гидрогеохимических показателей вообще. Так, например, очень интересным является вопрос о том, почему в трех расположенных по соседству крупных регионах - Волго- Уральской области, Западно-Сибирской низменности и Восточной Сибири - мы имеем совершенно различный облик вод как по минерализации, так и по составу. Воды первого региона от вод последнего отличаются прежде всего по степени метаморфизации. Воды Западно-Сибирской низменности очень резко отличаются от вод обоих регионов, хотя она и расположена между ними. Воды эти имеют очень низкую минерализацию.

Уже при грубом сравнении геолого-тектонических, гидрогеологических и геохимических показателей всех трех указанных регионов бросаются в глаза различия в обстановке и условиях формирования вод на этих территориях как в прошлом, так и в настоящем, в степени закрытости недр, в периоде времени протекания различных геохимических и гидродинамических процессов и т. д. Внимательное же и детальное изучение и сравнение друг с другом различных сторон и особенностей этих территорий безусловно. прольет свет как на решение вопроса об оценке перспектив нефтегазоносности указанных территорий, так и на выяснение ряда других важных вопросов теоретической и практической гидрогеологии, в частности наиболее сложного раздела этой науки - формирования химического состава подземных вод, а также ассоциирующихся с ними залежей нефти и газа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Богомолов А.И. и Васильева Г.М. Состав и свойства осинской нефти Иркутской области. Геологический сборник, № 2. Тр. ВНИГРИ, нов. серия, вып. 95. Гостоптехиздат, 1956.

2. Гатальский М.А. О погребенных и застойных подземных водах Русской платформы в связи с поисками нефти и газа. Геологический сборник (доклады и статьи), II(V). Тр. ВНИГРИ. Гостоптехиздат, 1953.

3. Кротова В.А. К вопросу о роли гипсово-ангидритовой толщи кунгура в формировании химического состава подземных вод и сохранении нефтяных залежей Второго Баку. Геологический сборник (доклады и статьи), III (VI). Гостоптехиздат, 1955.

4. Кротова В.А. Некоторые общие закономерности химизма подземных вод палеозоя Волго-Уральской нефтеносной провинции. Геологический сборник № 2. Тр. ВНИГРИ, нов. серия, вып. 26. Гостоптехиздат, 1956.

5. Кротова В.А. О гидрохимических аномалиях на территории Волго-Уральской области. Геология и геохимия. Тр. ВНИГРИ. Сб. статей, I (VII). Гостоптехиздат, 1957.

6. Кротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей. Тр. ВНИГРИ, вып. 103. Гостоптехиздат, 1957.

7. Пустовалов Л.В. Вторичные изменения осадочных горных пород и их геологическое значение. Сб. статей. Тр. Геологического института АН СССР, вып. 5, 1956.

8. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. Гостоптехиздат, 1946.

ВНИГРИ

Таблица 1¹

Местоположение, свита, глубина	Минерализация		Состав, % экв.						S1	S2	A2	Na/Cl	Cl-Na /Mg	SO4*100/ Cl	Cl/ Br	Br
	г/л	мг-экв/л	Сl	SO4	HCO3	Са	Mg	Na+K
Иркутская область, Оса, Сm1^us, 1630 м	505	18 232	49,91	0,01	0,08	40,08	7,04	2,88	5,76	94,08	0,16	0,06	6,67	0,02	85	3785
Иркутская область, Тыреть. Сm1^mt, 2200 м	372	13613	49,98	0,02	-	31,73	9,91	8,36	16,72	83,28	-	0,17	4,20	0,04	41	5850
Иркутская область, Тыреть, Сm1^mt, 2125 м	384	14 098	50,00	-	-	32,11	10,90	6,99	13,98	86,02	-	0,14	3,95	0,02	37	6733
Якутия, Наманинск, Сm1^mt. 1340 м	484	13 649	49,92	0,02	0,06	35,88	5,91	8,21	16,42	83,46	0,12	0,16	7,05	0,04	52	4640
Якутия, Олекминск, Cm1^teb 1750 м	293	10 636	49,89	0,04	0,07	31,99	6,28	11,73	23,46	76,40	0,14	0,23	6,07	0,04	53	3525

¹ Минерализация приводится в граммах на литр и миллиграмм-эквивалентах на литр из-за отсутствия в ряде случаев данных об удельных весах.

Таблица 2

Пункт, возраст пород и глубина	мг-экв/л	Состав, % экв.						S1	S2	A2	CaCl2	Na/Cl	Cl/Br	Br
		Сl	SO4	HCO3	Са	Mg	Na+К
Новоузенск, юра, 2941-2954 м	9 735	49,90	0,10		6,30	28,5	40,85	81,70	18,13		12,40	0,81	440	391
Красная Поляна, девон, 2599- 2602 м	9 720	49,96	0,04		25,34	3,47	21,19	42,38	57,62		50,60	0,42	89	1921
Тыреть, кембрий, 2200 м	13613	49,98	0,02	-	31,73	9.91	8,36	16,72	83,98	-	63,42	0,17	41	5850