|
УДК 556.3 : 551.24.(476.2) |
Гидрогеологические условия подсолевых отложений Астраханского свода
А. С. ЗИНГЕР, В. Г. ГРУШЕВОЙ, Н. И. ВОРОНИН, Л. А. КАТАЕВА (НВНИИГГ)
В последние годы на Астраханском своде из отложений башкирского яруса получены промышленные притоки газа на Ширяевской, Воложковской и Аксарайской площадях. Имеющийся геолого-геофизический материал позволяет предполагать, что они находятся в пределах одного крупного газоконденсатного месторождения - Астраханского.
Изучение водонапорных систем осадочной толщи и состава подземных вод является важным условием научно обоснованного прогноза нефтегазоносности.
Для осадочного чехла исследуемой территории характерно региональное развитие соленосной толщи кунгурского возраста. В надсолевых отложениях выделены верхнепермско-ветлужский, баскунчакско-среднетриасовый, среднеюрский, нижнемеловой, верхнемеловой и неогеново-четвертичный водоносные комплексы. Нефтегазоводоупорами являются соответственно глинистые толщи ветлужского яруса, среднего триаса, байосского яруса, среднего альба и глины майкопской свиты (см. рисунок).
В центральной части Астраханского свода подсолевой комплекс представлен сакмарско-артинскими кремнисто-глинистыми породами, залегающими со стратиграфическим несогласием на разных горизонтах башкирского яруса. Нижнекаменноугольные образования вскрыты в объеме визейского яруса; отложения верхнекаменноугольные и московского яруса, вероятно, были размыты на инфильтрационном этапе, отмечавшемся здесь на рубеже каменноугольного и пермского времени.
На северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины регионально водоносными являются докунгурский (нижнепермско-среднекаменноугольный), доверейский (нижнесреднекаменноугольный), дотульский (верхнедевонско-нижнекаменноугольный) и домуллинский (среднедевонский) комплексы. Аналогом докунгурского водоносного комплекса можно считать кремнистоглинистые породы в центральной части Астраханского свода и мощную терригенную толщу на Каракульском валу сакмарско-артянского возраста.
Башкирский ярус и вскрытая часть разреза нижнекаменноугольных отложений являются аналогом доверейского комплекса. Верейский нефтегазоводоупор здесь был размыт на границе каменноугольного и пермского времени, однако на периферии Астраханского свода он мог сохраниться. Наличие гидродинамической связи между резервуарами в данном комплексе подтверждается результатами гидрогеологических исследований. При опробовании четырех объектов в скв. 1 Ширяевской в интервалах глубин 4740-4770, 4650-4670, 4580-4590, 4396-4410 м получены воды, сходные по минерализации и ионно-солевому составу (табл. 1). Изменения пластовых давлений по разрезу внутри комплекса и гидростатического напора пластовых вод близки по значению. Так, в скв. 5 Ширяевской в зоне ГВК (4100 м) Рпл = 63 МПа, в скв. 1 на глубине 4755 м (середина интервала перфорации) Рпл = 70 МПа. Разность пластовых давлений весьма близка гидростатическому напору пластовых вод с плотностью 1,06 г/см3 (1,06х65,5 = 6,9 МПа).
В подсолевых отложениях достаточно четко прослеживаются сейсмические отражающие горизонты [5], которые могут быть приурочены к тульскому и муллинскому нефтегазоводоупорам. Таким образом, на Астраханском своде вероятно вскрытие дотульского и домуллинского водоносных комплексов.
Исследуемая территория расположена в пределах Северо-Каспийского артезианского бассейна, границы которого проходят по Татарскому и Токмовскому сводам на севере, Уралу и Мугоджарам на востоке, Воронежскому своду на западе. Южная граница бассейна по палеозойским отложениям приурочена к зоне сочленения Русской и Пред- кавказской платформ, по мезозойским - к сводовой части мегавала Карпинского. Региональное направление движения подземных вод - от областей питания на периферии бассейна к акватории Каспийского моря.
Рассмотренная схема водообмена предполагает инфильтрационную природу пластовых вод. Однако многие исследователи не разделяют эту точку зрения. Они считают, что подсолевые отложения внутренних районов Прикаспийской впадины не участвуют в инфильтрационном водообмене Северо-Каспийского артезианского бассейна. Наиболее аргументированные доказательства приводятся А.С. Зингером и др. (1973). Авторами установлено существование в подсолевых отложениях в пределах северо-западных бортовых дислокаций весьма высоких приведенных напоров подземных вод, превышающих таковые в областях питания.
В каменноугольных образованиях Астраханского свода зафиксированы пластовые давления, превосходящие условное гидростатическое в 1,5 раза (табл. 2), что указывает на преобладание здесь элизионного водообмена. Вполне вероятно, что и в не изученных бурением водоносных комплексах (дотульском и домуллинском) элизионный водообмен и АВПД могли сохраниться. Едва ли нижележащие комплексы имеют более эффективную гидродинамическую связь с областями разгрузки элизионных вод по сравнению с доверейским, поэтому в них Рпл может превышать Русл.гидр в 1,5 раза и более.
Приведенные факты свидетельствуют о наличии в осадочной толще Астраханского свода водонапорных систем с различной природой пластовой энергии. Пластовые давления в подсолевой части разреза определяются элизионным водообменом вследствие изолированности резервуаров гидрохимическими осадками от вышележащей толщи и бортовыми дислокациями Прикаспийской впадины от коллекторов Русской платформы. В водонапорных системах надсолевых пород Рпл соизмеримо с гидростатическими напорами (см. табл. 2) и направленность миграции подземных вод определяется инфильтрационным водообменом Северо-Каспийского артезианского бассейна.
Исключительный интерес представляют результаты, анализа ионно-солевого состава пластовых вод из каменноугольных отложений Астраханского свода на Долгожданной, Ширяевской и Светлошаринской площадях. Им свойственна аномально низкая минерализация (80-110 г/л) по сравнению с водами вышележащих комплексов и одновозрастных отложений, обрамляющих впадину (см. табл. 1, рисунок). Так, воды из пород среднего карбона на Оренбургском месторождении при сходных литологофациальных характеристиках вмещающих пород представляют собой рассолы хлоркальциевого типа общей минерализации 240-270 г/л.
Выяснение генезиса таких относительно маломинерализованных вод в настоящее время затруднительно. Можно лишь отметить изолированность резервуаров каменноугольных отложений Астраханского свода, что, вероятно, ограничивает участие морской воды и рапы солеродных бассейнов [3] как в формировании минерализации и солевого состава пластовых вод, так и в плотностной конвекции и мембрано-осмотических процессах [4, 7].
Глинисто-кремнистая толща сакмарско-артинского возраста препятствовала попаданию в резервуар рапы кунгурского солеродного бассейна. В дальнейшем каменная соль являлась преградой для вертикальной миграции минеральной фазы подземных вод при вышеописанных процессах. Элизионный водообмен и АВПД мешали поступлению в каменноугольные образования свода высокоминерализованных рассолов с Русской платформы.
Воднорастворенные газы каменноугольных отложений Астраханского свода содержат значительное количество (до 70-90%) кислых компонентов - H2S и НСO3. Газонасыщенность глубинных пластовых вод, подстилающих газоконденсатную залежь в скв. 5 Ширяевской (интервал 4184-4202 м), составила 17 500 см3/л. Концентрация кислых компонентов в свободном газе достигает 50% при приблизительно равном соотношении H2S и НСО3.
Генезис H2S в осадочной толще является предметом дискуссии на протяжении многих лет. К настоящему времени общепризнана и экспериментально доказана возможность образования H2S при биогенном и абиогенном восстановлении сульфатов УВ и деструкции серосодержащих компонентов нефти.
Подавляющее большинство сероводородосодержащих залежей отмечается в карбонатных коллекторах, перекрытых региональной соленосной толщей. Соль служит наиболее эффективным нефтегазоводоупором, ограничивающим процессы рассеивания H2S и доступ окислителей из вышележащих отложений. Наличие сульфатных прослоев в карбонатных и гидрохимических толщах обеспечивает поступление в пластовые воды, сульфатов, необходимых для сульфатредуцирующих процессов. Кроме того, карбонатные коллекторы при равной емкости с терригенными имеют значительно меньшую поверхность порового пространства, что резко снижает масштабы химических процессов связывания H2S.
В терригенных коллекторах восстановленная сера неизбежно соединяется с активными формами окислов железа и в виде пирита присутствует в осадочной толще. Ресурсы сульфатов исчерпываются раньше активных форм окислов железа, и процессы сульфатредукции затухают без накопления свободного H2S. Единичные случаи его сохранения в терригенных коллекторах могут быть объяснены полным уничтожением агрессивных по отношению к H2S веществ при массовой миграции в резервуар эпигенетичного H2S. Региональное развитие в Прикаспийской впадине кунгурских соленосных пород и карбонатных толщ нижней перми и карбона позволяет предполагать, что H2S в последних присутствует повсеместно.
Принимая во внимание большое содержание H2S в каменноугольных отложениях Астраханского свода, интересно оценить влияние эндогенных вод на величину общей минерализации пластовых вод, исходя из схемы Энглера-Гефера
Мощность карбонатных пород на Астраханском месторождении составляет около 1 км. Средняя пористость их равна 3%, емкость 30 млн. м3/км2, максимальные запасы газа 4 млрд. м3/км2. На долю H2S в свободном газе приходится 25 об.%, газонасыщенность пластовых вод по нему принимаем равной 3 л/л. В этом случае количество H2S в водах и свободном газе составит соответственно 136 тыс. т и 1600 тыс. т. По рассмотренной схеме образование 1 моля H2S сопровождается выделением 1 моля воды, поэтому общее количество эндогенных вод равно 920 тыс. м3/км2, или около 3% общей емкости резервуара.
Вышеизложенное свидетельствует о том, что в данном случае эндогенные воды не могли оказать существенного влияния на общую минерализацию пластовых вод.
Состояние фазового равновесия системы «залежь - вода» на Астраханском месторождении на данном этапе изученности может быть оценено весьма приближенно. Расчеты [1] показывают, что концентрации H2S в пластовых водах в условиях фазового равновесия в 50-100 раз превышают концентрации в свободном газе. Например, чтобы на глубине 4000 м сформировалась залежь газа, состоящая из равных частей СН4 и H2S, путем выделения растворенного газа из предельно насыщенных пластовых вод, в последних должно быть H2S в 100 раз больше, чем СН4. Если на этой же глубине за счет дегазации пластовых вод, содержащих равные количества этих компонентов, скопится свободный газ, то концентрация H2S в залежи составит лишь 1 %.
С этих позиций Астраханское месторождение (концентрация H2S в свободном газе 25%, среднее соотношение H2S и СН4 в пластовых водах 5:1) находится, видимо, в условиях резкого сдвига фазового равновесия по H2S.
Растворимость последнего в пластовых условиях (Рпл=63 МПа, температура 110°С, минерализация 100 г/л), по экспериментальным данным, можно оценить весьма приближенно. При давлении 20,4 МПа и температуре 104,4°С в пресной воде она равна 223,5 л/л, в воде с минерализацией 2 моля NaCl на 1 л (117 г/л) составляет 0,6 растворимости в пресной воде при температуре 60°С [6]. Приближенные расчеты при экстраполяции этих данных показывают, что в 1 л пластовой воды может содержаться 415 л H2S: (223,5*630*06/204).
В условиях больших глубин формирование регионально насыщенных H2S пластовых вод, вероятно, вообще невозможно. Принимая [2], что 1 м3 породы может генерировать 200-250 г микронефти, и предполагая, что вся она подвергнется окислительным процессам (при неограниченных ресурсах сульфатов), газонасыщенность пластовых вод, при средней пористости вмещающих пород 6%, составит всего 8 л H2S на 1 л воды.
Следовательно, образование залежей УВ, содержащих высокие концентрации сингенетичного H2S, возможно лишь при окислении сформировавшихся залежей.
На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы.
1. Водонапорные системы осадочной толщи Астраханского свода имеют различную природу пластовой энергии. Пластовые давления в подсолевой части разреза определяются элизионным водообменом, в надсолевой - инфильтрационным. АВПД в подсолевой толще создает благоприятные предпосылки для внедрения флюидов в надсолевой комплекс.
2. При интерпретации относительно пониженной минерализации вод обращают внимание изолированность каменноугольного карбонатного резервуара, препятствующая поступлению в него высокоминерализованных рассолов, и наличие АВПД.
3. Состав воднорастворенного и свободного газа в значительной степени определялся сульфатредуцирующими процессами, обеспечивающими высокие концентрации в газах кислых компонентов - H2S и НСO3.
4. В терригенных коллекторах невскрытой части разреза подсолевых отложений возможно открытие залежей нефти и газа, не содержащих свободный H2S.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амурский Г.И., Гончаров Э.С., Жабрев И. П. Происхождение сероводородосодержащих природных газов.- Сов. геология, 1977, № 5, с. 156-167.
2. Вассоевич Н.Б., Амосов Г.А. Геологические и геохимические улики образования нефти за счет живого вещества.- В кн.: Генезис нефти и газа, М., 1967, с. 5-20.
3. Зайцев И.К. Анализ основных гипотез формирования соляных и рассольных вод в свете новейших данных. - Сов. геология, 1968, № 1, с. 57-67.
4. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1972.
5. Новое представление о строении и формировании Астраханского палеозойского свода/Е.И. Бенько, А.Я. Бродский, И.А. Миталев, А.Т. Яковлев.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1977, № 6, с. 46-48.
6. Чистовский А.Н. О растворимости сероводорода в пластовых водах.- Труды Куйбышевского научн.-исслед. нефт. ин-та, вып. 35, 1966, с. 15-17.
7. Bredehoeft I. Possible mechanism for consentration of brines in subsurface formation.- Bull. Amer. Assoc. Petroleum Geologists, v. 47, N2, 1963.
Поступила 20/ VI 1978 г.
