К оглавлению

Перспективы нефтегазоносности Селенгинской депрессии в свете гидрогеологических исследований

В.В. САМСОНОВ

В районах, где скопления нефти и газа приурочены к морским отложениям, наличие пресных пластовых вод в разрезе считается неблагоприятным признаком. Появление их объясняется гидрогеологической раскрытостью недр и активным водообменом с поверхностью, что ведет к разрушению существующих залежей.

Нефтяные залежи в Селенгинской депрессии могут быть связаны только с пресноводными мезо-кайнозойскими отложениями, которые находятся в особой гидрогеологической обстановке.

В 1951-1954 гг. в дельте р. Селенги пробурили четыре глубокие скважины. Испытание их не дало положительных результатов, так как скважины были заложены без учета структурных особенностей района. За исключением трех интервалов, оказавшихся «сухими», всюду были получены притоки пресных вод гидрокарбонатно-натриевого типа гидрокарбонатной группы (Характеристика вод приводится по В.А. Сулину.), характеристика которых приведена в таблице.

В распределении по разрезу вод, относимых к различным классам и подгруппам, можно заметить следующую закономерность. Поверхностные воды относятся к классу А₂ кальциевой подгруппы; в водах, связанных с плиоценовыми отложениями, встречаются в преобладающих количествах как кальций, так и натрий; в водах, приуроченных к миоценовым отложениям, заметно преобладание натриевой подгруппы вод класса А₁.

Вниз по разрезу происходит обогащение вод натрием в ущерб кальцию. Возрастание щелочности вод с глубиной, по-видимому, обусловлено катионным обменом с вмещающими породами, в составе которых присутствует значительное количество полевых шпатов. Реакция среды щелочная, pH колеблется в пределах 8,55-8,65. Основными компонентами химического состава являются катионы натрия (20-45% мг-экв) и кальция (до 32% мг-экв), из анионов господствующее положение занимает НСО'₃ (32-46% мг-экв). Железо присутствует только в закисной форме, что указывает на восстановительные условия среды.

Содержание сульфатных ионов изменяется без видимой закономерности в пределах 0,5-8% мг-экв.

При испытании скв. 3 в неогеновых отложениях в интервале 2558-2153 м была получена переливающая пресная вода со слабым запахом и привкусом нефти. При откачках и переливе наблюдались бурные выделения газа. Преобладающим компонентом газовой смеси оказался метан (68,9%). Установлено присутствие незначительного количества нафтеновых кислот. Общая минерализация 11 мг-экв/л. Вода относится к гидрокарбонатно-натриевому типу, гидрокарбонатной группе, классу А₁, натриевой подгруппе.

Общая минерализация вод Селенгинской депрессии примерно в 10 раз ниже минерализации гидрокарбонатно-натриевых вод нефтяных месторождений Грозненского района.

Представляет интерес сравнение пластовых вод, полученных при испытании скважин, с байкальской водой.

Анализы проб воды оз. Байкал, взятых с поверхности и с различных глубин, приведенные Л.М. Князевой [4], показывают, что эти воды по содержанию основных компонентов весьма сходны между собой. Общая минерализация их достигает 2,5 мг-экв/л, что в 3-6 раз меньше минерализации пластовых вод. Кроме того, в воде озера магний и кальций явно преобладают над натрием, тогда как пластовые воды, связанные с миоценовыми отложениями, характеризуются обратным соотношением катионов. Сульфатные ионы в солевом составе байкальской и пластовых вод имеют равные значения.

Все эти факты свидетельствуют о том, что в неогеновых отложениях содержатся захороненные воды Байкала, у которых сохранились типичные черты, но в несколько раз увеличилась минерализация и изменилось соотношение катионов.

Микрокомпоненты К, Вr, В, J ни в одной пробе пластовых вод не установлены.

Большинство испытанных горизонтов оказалось высокодебитными (36-116 м³/сут). Абсолютные отметки статических уровней их колеблются в пределах 460-465 м, т.е. превышают уровень оз. Байкал (454 м) на 6-11 м.

Очевидная близость уровней должна указывать на гидродинамическую связь испытанных горизонтов с Байкалом. В этом случае следует предположить принадлежность осадочной толщи Байкала и Селенгинской депрессии к единому артезианскому бассейну. Уверенного выделения области питания и области разгрузки провести невозможно. Проникновение поверхностных вод в погребенные горизонты через литологически разнородную толщу можно допустить, но движение вод будет затрудненным, так как между областями питания и разгрузки нет значительной разницы гидростатического напора.

При испытании скважин наблюдались и более низкие уровни, что указывает на изолированность отдельных горизонтов или на их плохую проницаемость.

В нашем представлении третичные отложения, выполняющие Селенгинскую депрессию, входят в зону затрудненного водообмена. Режим артезианского бассейна в общем случае водонапорный, но для литологически экранированных коллекторов, нахождение которых вполне вероятно, могут быть иные гидродинамические условия.

Классификация подземных вод В.А. Сулина, верная для нефтяных месторождений, приуроченных к морским отложениям, теряет свой генетический смысл там, где мы сталкиваемся с континентальными условиями.

Нельзя считать, как это делал В.А. Сулин, что любая, слабо минерализованная вода, попадая в зону затрудненного водообмена, насыщается солями и стремится перейти в хлор-кальциевый тип, причем этот тип вод считается показателем конечной стадии их метаморфизации.

В грунтовых водах Селенгинской площади можно выделить все типы вод В.А. Сулина. В большинстве случаев воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, гидрокарбонатной группе, классу А₂, кальциевой подгруппе. Общая минерализация 10 мг-экв/'л.

Отличается от описанных вода из колодца с. Закалтус. Имея несколько повышенную минерализацию (26 мг-экв/л), она относится к хлор-магниевому типу, гидрокарбонатной группе, классу А₂, кальциевой подгруппе.

Воды протоки Шаманки, озер Бакланьего и Никиткино относятся к сульфатно-натриевому типу, гидрокарбонатной группе, классу А₂, кальциевой подгруппе.

Воды из колодца с. Степной Дворец, из речки Малого Дулана и Большой Речки относятся к хлоркальциевому типу, гидрокарбонатной группе, классу А₂, кальциевой подгруппе. Общая минерализация не превышает 10 мг-экв/л.

Хлоркальциевый тип этих вод в данном случае нельзя связывать с проникновением глубинных вод, так как последние по результатам испытания глубоких скважин относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу.

Анализируя приведенные характеристики, нетрудно заметить, что, несмотря на типовое различие, все воды четвертичных отложений относятся к: одной и той же группе, классу и подгруппе. Из катионов во всех водах преобладает Са", из анионов НСО₃'

Все оказанное свидетельствует о генетическом родстве этих вод. Все они являются поверхностными или инфильтрационными и приурочены к зоне свободного водообмена. Переход одного типа вод в другой обусловливается лишь незначительными колебаниями в соотношении ионов хлора и натрия.

Ясно, что процесс формирования подземных вод различного состава и минерализации чрезвычайно сложен. Оценивая гидрогеологические показатели, нужно учитывать геологическую историю района, его структурно-тектонические особенности и физико-химические процессы, протекающие в осадочных отложениях и заполняющих их водах.

Осадочные породы, образовавшиеся в морских бассейнах, естественно, богаты различными солями, которые способны насыщать захороненные в них воды.

Континентальные пресноводные отложения очень бедны растворимыми солями, пресные седиментационные воды даже в застойных условиях могут остаться пресными.

По современным представлениям основными критериями, характеризующими благоприятную гидрогеологическую обстановку для сохранения нефтяных залежей, следует признать восстановительный характер водной среды и отсутствие активного водообмена.

Приведенные выше материалы показывают, что такая обстановка вполне вероятна для коллекторов третичных отложений Селенгинской депрессии. Кроме того, в этом районе можно рассчитывать на существование локализованных участков застойного режима.

За последнее время сейсморазведкой оконтурено Истокское антиклинальное поднятие, присводовая часть и юго-восточное крыло которого располагаются в прибрежной части дельты р. Селенги, а северо-западное крыло погребено под водами озера. В пределах Селенгинской депрессии впервые установлено наличие антиклинального поднятия, постановка разведочного бурения на котором безусловно необходима для быстрейшего решения вопроса нефтегазоносности этого региона. Приведенные выше материалы свидетельствуют о целесообразности возобновления разведки в дельте р. Селенги.

ЛИТЕРАТУРА

1. Замараев С.М., Максимов И.И., Сидоренко А.С. Геологическое строение дельты р. Селенги и прилегающих участков юго-восточного побережья оз. Байкал. Фонды ВСНГ, 1955.

2. Каменский Г.Н., Климентов П.П„ Овчинников А.М. Гидрогеология месторождений полезных ископаемых. Гостоптехиздат, 1953.

3. Киселев М.С., Васильев Б.В. Гидрогеология нефтяных месторождений девонских отложений юго-востока Татарии. Сб. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области». Изд. АН СССР, 1956.

4. Князева Л.М. Осадконакопление в озерах влажной зоны СССР. Южный Байкал. Тр. Инст. геол. наук. Образование осадков в современных водоемах. Изд. АН СССР, 1954.

5. Конева В.И. Отчет о результатах бурения Баргузинской опорной скважины. Фонды ВСНГ, 1955.

6. Повышев А.С., Озеров Е.А. Отчет по структурно-картировочному бурению в Тункинской впадине. Фонды ВСНГ, 1953.

7. Повыщев А.С. Окончательный отчет по Тункинской опорной скважине. Фонды ВСНГ, 1956.

8. Самсонов В.В., Пономарева Г.П. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Селенгинской депрессии. Фонды ВСНГ, 1955.

9. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.

10. Шаронов Н.В. Отчет о результатах колонкового бурения в южной части Баргузинской впадины в 1950-1953 гг. Фонды ВСНГ, 1954.

Трест «Востсибнефтегеология»

Таблица Результаты анализов пластовых вод, полученных при испытании скважин

Интервал испытания, м	Един. измерения (на 1 л)	Катионы						Анионы						Примечание
		Na'+К’	NH4^-	Са"	Mg"	Fe’’	Итого	С1'	SO4’’	СО3’’	HCO3’	Итого	∑r
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Скв. 1
1650-1635	мг	434,74		211,28			646,02	13,47	32,09	1080,0	146,45	1198,78	78,90	-
	мг-экв	28,90	-	10,55	Следы	-	39,45	0,38	0,66	36,1	2,4	39,45
	% мг-экв	36,64		13,36			50,0	0,48	0,85	45,63	3,04	50,0
1738-1734	мг	23,46		45,12	2,6		71,18	10,11	19,7		170,8	115,21	6,96	-
	мг*экв	1,02	-	2,25	0,21	-	3,48	0,28	0,41	-	2,79	3,48
	% мг-экв	14,63		32,33	3,07		50	4,09	5,86		40,05	50
1753-1748	мг	32,2		11,28	1,7		45,18	16,85	18,9		79,3	75,35	4,34	-
	мг-экв	1,46	-	0,56	0,14	-	2,17	0,477	0,39	-	1,3	2,17
	% мг-экв	33,64		12,99	3,23		50,0	10,99	9,08		29,95	50
1800-1825	мг	89,84		9,4	3,0		102,24	16,85	21,0		225,7	150,65	9,22	-
	мг-экв	3,9	-	0,47	0,25		4,62	0,48	0,44	-	3,71	4,62
	% мг-экв	42,25	-	5,08	2,67	-	50	5,14	4,73		40,13	50,0
Скв. 2
795-788	мг	46,22	3,0	31,68	2,18	1,5	84,58	19,14	31,27		173,85	137,33	8,02	-
	мг-экв	2,01	0,16	1,58	0,18	0,08	4,01	0,54	0,62	-	2,85	4,01
	% мг-экв	25,01	2,07	19,68	2,23	1,01	50,0	6,71	7,78	-	35,46	50,0
985-940	мг	69,20	1,0	42,57	4,37	1,5	118,64	18,27	48,5		170,8	152,17	8,64	-
	мг-экв	1,70	0,05	2,13	0,36	0,08	4,32	0,51	1,01	-	2,8	4,32
	% мг-экв	19,7	0,64	24,57	4,15	0,94	50,0	5,96	1,67		32,36	50,0
1215-1210	мг	45,94	2,1	20,79	1,75	0,9	71,48	6,09	3,29		189,1	103,93	6,6	-
	мг-экв	1,99	0,12	1,04	0,14	0,05	3,34	0,17	0,07	-	3,1	3,34
	% мг-экв	29,9	1,74	15,54	2,1	0,72	50,0	2,57	1,03		46,41	50,0
1369-1280	мг	55,26	4,5	17,51	6,55		83,82	6,26	6,58		228,75	127,21	6,9	-
	мг-экв	2,40	0,45	0,87	0,54	-	4,26	0,17	0,14	-	3,75	4,26
	% мг-экв	29,55	3,06	10,75	6,63	-	50,00	2,17	1,68	-	46,12	50,0
Скв. 3
1070-1045	мг	154,10	_	9,69	3,06		166,85	23,36	4,11		408,70	231,82	14,8	-
	мг-экв	6,70	-	0,49	0,25	-	7,44	0,66	0,01		6,70	7,44
	% мг-экв	45,00	-	3,31	1,69	-	50,0	4,43	0,57	-	45,00	50,00
1572-1558	мг	144,42		16,92			161,34	25,07	5,76	18,0	366,0	231,83	14,2	Слабый запах нефти
	мг-экв	6,28	-	0,84	-	-	7,12	0,71	0,12	0,29	6,0	7,12
	% мг-экв	44,07	~	5,92			50,0	4,97	0,85	2,07	42,11	50,0
2111-2092	мг	100,8	-	9,23	3,28		113,31	18,34	2,47	27,0	250,1	172,8	10,2
	мг-экв	4,38	-	0,46	0,27	-	5,11	0,51	0,05	0,44	4,1	5,11
	% мг-экв	42,86	-	4,49	2,65	-	50,0	5,05	0,51	4,33	40,1	50,0
2558-2153	мг	122,68	2,1	12		0,5	137,28	27,04	37,85	1,2	268,4	200,29		Запах нефти, H2S-1,76 мг/л
	мг экв	5,33	0,12	0,51	-	0,02	5,98	0,76	0,78	0,04	4,4	5,98	11,0
	% мг-экв	44,52	0,97	4,29		0,22	50,0	6,36	6,54	0,34	36,76	50,0