В осадочных бассейнах независимо от их возраста и типа выделяются два гидрогеологических этажа: верхний, малоперспективный в отношении нефтегазоносности и нижний, потенциально перспективный. В данной статье рассматривается гидрогеохимическая зональность последнего в молодых осадочных бассейнах на примере Западной Сибири и юга СССР.

В молодых осадочных бассейнах гумидного пояса (В осадочных бассейнах аридного пояса число ярусов, вероятно, может быть большим в зависимости от числа и строения галогенных формаций.) этот этаж имеет двухъярусное строение, что вызвано двумя различными тенденциями изменения постседиментационных растворов по мере погружения отложений, их гравитационного уплотнения и эпигенетических преобразований. В верхнем ярусе преобладает хлоркальциевый тип подземных вод и рассолов.

Для нижнего яруса характерно образование относительно маломинерализованных вoд преимущественно гидрокарбонатно-натриевого типа (по Сулину), так называемых глубинных щелочных вод. Они отличаются своеобразным составом микрокомпонентов (В>I>Br), повышенным содержанием сульфатов, кремнезема, ОВ и т.д. В газовом составе этих вод преобладают УВ (преимущественно метан), двуокись углерода. Азот, гелий и аргон присутствуют в пониженных (относительно фона постседиментационных вод) количествах.

Генезис этих вод следует связывать с преобразованием минерального и органического вещества осадочных пород, протекающим на элизионном этапе развития бассейна, при их направленном погружении. На стадии глубинного катагенеза и метаморфизма эти процессы сопровождаются выделением возрожденных вод и двуокиси углерода, являющихся основными источниками опреснения и щелочного характера исследуемых вод. Глубины проявления, а также количественная характеристика происходящих гидро- и газохимических изменений зависят от целого ряда факторов: геотектонического, глубины залегания кровли фундамента, мощности, характера строения и вещественного' состава осадочной толщи, геотермического режима и т.д. [2]. Однако это явление не носит регионального характера, а отмечается зонально. Так, в мезозойских отложениях на западе и севере Западной Сибири ( рис. 1 , рис. 2 ), а также в Южно-Каспийской впадине и Предкавказье глубинные щелочные воды по площади и разрезу развиты локально, что не исключает более широкого их развития в более погруженных зонах осадочного чехла.

Приуроченность глубинных щелочных вод к основанию осадочных бассейнов, ниже регионально распространенных седиментогенных вод и рассолов хлоркальциевого типа, обусловливает инверсионную (точнее, нарушенную) гидрогеохимическую зональность нижнего гидрогеологического этажа

Анализ пространственного сопоставления участков развития глубинных щелочных вод и УВ, проведенный на примере некоторых промышленно нефтегазоносных бассейнов, показал приуроченность нефтегазоносных зон и месторождений нефти и газа к областям зонального и локального проявления глубинных щелочных вод (гидрогеохимической инверсии)

В Западной Сибири такие воды установлены в мезозойских отложениях западной и северной частей территории, где они связаны с промышленными залежами нефти (Сургутский, Салымский, Шаимский районы), газа (Березовский, сеноманские залежи Севера) и газоконденсата (в неокомских отложениях на севере Западной Сибири и в Усть-Енисейском прогибе).

В Западном Предкавказье нормальная гидрогеохимическая зональность в мезозойских образованиях наблюдается только поблизости от горного обрамления до глубин 1500-2000 м ( рис. 3 ). На больших глубинах, как в меловых, так и в юрских отложениях зафиксировано нарушение нормальной зональности, причем на Каневско-Березанском валу и в Восточно-Кубанском прогибе, где сосредоточены основные запасы газа и газоконденсата, отмечается приуроченность к залежам отрицательных (по минерализации, хлору) гидрогеохимических аномалий [4]. Для нефтегазоносных палеоген-неогеновых пород Азово-Кубанского прогиба характерно локальное развитие глубинных щелочных вод в продуктивной части структур. За пределами контура нефтеносности распространены седиментогенные воды хлоркальциевого типа повышенной минерализации, причем контрастность минерализации тех и других возрастает вверх по разрезу.

В Восточном Предкавказье нормальная гидрогеохимическая зональность наиболее четко проявляется также вблизи Минераловодского выступа и северного склона Кавказского хребта. Здесь в мезозойских отложениях выделяются две зоны относительно опресненных вод: первая находится в Терско-Каспийском прогибе и совпадает с Терско-Сунженской промышленно нефтеносной зоной [3]; вторая - в пределах Прикумско-Тюленевского вала, где в центральной и северной частях в мезозойских образованиях сосредоточены основные промышленные запасы нефти и газа [1].

В Южно-Каспийской впадине, по данным М.З. Рачинского, к залежам УВ приурочены локальные проявления глубинных щелочных вод (гидрогеохимической инверсии). На Сахалине воды пониженной минерализации (20-35 г/л для нефтяных месторождений и 10-12 г/л для газовых) отмечаются там, где сосредоточены максимальные (более 80%) запасы УВ [5]. В ряде районов (Предкарпатский прогиб), даже при отсутствии видимой связи глубинных щелочных вод с УВ, продуктивная часть структуры по площади и разрезу характеризуется наибольшей мозаичностью, дифференцированностью гидро- и газогеохимической обстановки. Воды структур, в которых отсутствуют промышленные скопления УВ или их запасы незначительны, характеризуются одинаковым химическим составом.

Рассмотренная выше пространственная взаимосвязь глубинных щелочных вод и УВ вызвана, по-видимому, общностью условий образования этих флюидов, а также совместной вертикальной (ступенчатой) миграцией, осуществляемой в наиболее активные геотектонические периоды из недр в верхние горизонты чехла осадочных бассейнов [2].

В разрезе молодых осадочных бассейнов, как известно, выделяются три зоны нефтегазонакопления: верхняя (газовая) на глубинах до 1500 м, средняя (нефтяная) -1500 - 4000 м, нижняя (газовая)-свыше 4000 м (меньше на платформах, больше в прогибах).

Гидрогеохимическая обстановка нижней газовой зоны, наиболее отвечающей условиям генерации сухих метановых газов термокаталитического генезиса, характеризуется наибольшими опресненностью, щелочностью и сульфатностью вод (см. таблицу ). Водорастворенные газы приконтурных вод залежей этой зоны имеют наиболее сухой метановый состав, низкое содержание гомологов метана, пониженное - азота, гелия, высокое - двуокиси углерода (относительно регионального фона, а также остальных нефтегазоносных зон). С этой зоной связана максимальная газонасыщенность глубинных щелочных вод. Такой тип гидрогеохимической обстановки присущ залежам газа и газоконденсата в неоком-юрских отложениях северной части Западной Сибири, Усть-Енисейского прогиба, в юрских образованиях Восточно-Кубанского прогиба и т.д.

Наибольшей мозаичностью и дифференцированностью отличается гидрогеохимическая обстановка зоны нефтенакопления. Для нее характерна чрезвычайная пестрота значений минерализации и состава вод (присутствие всех четырех типов вод, перепад минерализации в пределах локальной структуры может достигать 200-250 г/л). То же относится и к содержанию микрокомпонентов, которые наиболее информативны в этой зоне. Сульфатность вод продуктивных структур выше, чем в водах зоны регионального фона, но ниже, чем в водах зоны газонакопления. В газовом составе приконтурных вод возрастает доля тяжелых УВ, СО₂, иногда азота и гелия. Обогащение двумя последними компонентами происходит за счет газов законтурных вод. Такая газо- и гидрогеохимическая обстановка свойственна нефтяным месторождениям Южно-Каспийской впадины, Азово-Кубанского прогиба, Восточного Предкавказья. В областях зонального развития глубинных щелочных вод (Западная Сибирь, Индоло-Кубанский прогиб), где разница в минерализации глубинных и постседиментационных вод невелика, степень контрастности гидрогеохимических показателей значительно меньше.

Мало отличается от фоновой гидрогеохимическая обстановка верхней газовой зоны. Миграция основной массы газов из недр осадочных бассейнов не внесла существенных изменений в региональный гидрогеохимический фон этой зоны. Поэтому минерализация и состав подземных вод ее отличаются и меньшей дифференцированностью (аномалийностью) по сравнению с нижними зонами. Такая обстановка типична для газовых залежей Западной Сибири (сеноманских отложений Севера и юрских Березовского района), Западного Предкавказья (газовые и газоконденсатные месторождения нижнего мела Каневско-Березанского вала и Восточно-Кубанского прогиба), Крыма (газовые месторождения эоцена Северо-Крымского прогиба) и т.д.

До настоящего времени в нефтегазовой гидрогеологии используются абсолютные (положительные относительно фона) значения гидрогеохимических показателей: минерализации, хлора, брома и т.д. - свидетельствующие о гидрогеологической закрытости бассейнов и благоприятных условиях сохранения углеводородных скоплений. Однако для нижнего гидрогеологического этажа молодых осадочных бассейнов они оказались неинформативными. Наиболее характерным комплексом гидро- и газогеохимических показателей для молодых осадочных бассейнов является пониженная минерализация, повышенное (по сравнению с фоном) содержание сульфатов, гидрокарбонатов, соответствующий набор микроэлементов и компонентов газового состава (см. таблицу ). Поэтому при постановке гидро- и газогеохимических исследований с нефтегазопоисковой целью главной задачей представляются поиски и выявление отдельных зон и локальных участков развития глубинных щелочных вод так называемых отрицательных гидрогеохимических аномалий. Наиболее интересны в отношении нефтегазоносности зоны, расположенные на стыке двух гидро- и газогеохимических обстановок (постседиментационной хлоркальциевой и глубинной щелочной).

Комплекс положительных (по минерализации, хлору) гидрогеохимических аномалий имеет поисковое значение только в пределах верхнего яруса нижнего гидрогеологического этажа и в переходной зоне, а при наличии в низах осадочного чехла молодых бассейнов соленосных отложений (Предкавказье) либо рассолов - в подстилающих отложениях палеозойского фундамента (юго-восток Западной Сибири), что является показателем перетоков флюидов между комплексами.

Выявление гидро- и газогеохимических аномалий для нефтегазопоисковых целей в настоящее время производится по абсолютному или относительному (к минерализации, хлору) содержанию элементов водорастворенного комплекса. Однако абсолютные значения каждого показателя подвержены различным изменениям, обусловленным влиянием геолого-тектонических, гидрогеологических, геотермических факторов, непосредственно не связанных с наличием углеводородной залежи. Поэтому они малоинформативны и значимы лишь в пределах локальной структуры или группы структур. В данном случае универсальным гидрогеохимическим показателем является степень дифференцированности (аномалийности) гидрогеохимической обстановки, выражаемая величиной комплекса показателей и коэффициента контрастности. Последний представляет собой отношение содержаний элемента в водах продуктивной структуры и регионального гидрогеохимического фона. Чем разнообразнее гидро- и газогеохимические показатели и больше значения коэффициента контрастности в каждой отдельной зоне или ее части, тем выше ее продуктивность. Низкая степень дифференцированности гидрогеохимической обстановки и небольшие значения коэффициента контрастности могут служить показателем либо отсутствия углеводородной залежи, либо наличия газовой (верхней зоны). Последние, как правило, фиксируются обедненным комплексом показателей и низкими значениями коэффициента контрастности.

Инверсионная гидрогеохимическая зональность нижнего гидрогеологического этажа, глубинные гидрогеохимические аномалии - показатель молодости процессов, происходящих в недрах Земли. На протяжении геологического времени по мере ослабления внутренней геохимической “жизни” осадочных бассейнов процессы диффузии и конвекции приводят к нивелированию аномалий и снижению контрастности гидрогеохимической инверсии.

Отрицательные гидрогеохимические аномалии, сопровождающие углеводородные скопления, вероятно, свидетельствуют о недавнем, а возможно, и современном формировании залежей. Время образования последних можно уточнить по аномалиям, зная первоначальную величину минерализации, состав аномальных вод, сингенетичных формированию залежи, и диффузионную массопроводность пород.

В последние годы явление гидрогеохимической инверсии установлено и в палеозойских отложениях прогибов древних платформ. Снижение минерализации рассолов, сопровождаемое увеличением содержания гидрокарбонатов, сульфатов, бора и т. д., отмечается в наиболее погруженных высокотемпературных зонах Днепровско-Донецкого, Волго-Уральского, Тимано-Печорского нефтегазоносных бассейнов, характеризующихся (как и в молодых) проявлением аномально высоких пластовых давлений. Геохимические изменения подземных вод сопровождаются метанизацией углеводородных газов, уменьшением содержания азота, гелия и увеличением - двуокиси углерода.

В Тимано-Печорской провинции, например, зоны глубинной гидрогеохимической инверсии характеризуются наибольшей плотностью доказанных запасов УВ.

1. Гидрогеология мезозойских отложений Северного Кавказа. - Труды СевкавНИИгаза. Орджоникидзе, вып. 6, 1973, с. 1- 146,
2. Лагунова И.А. Условия проявления и особенности формирования вод пониженной минерализации в глубоких зонах осадочных бассейнов. - Сов. геология, 1979, № 2, с. 48-62.
3. Никаноров А.М. Методы нефтепромысловых гидрогеологических исследований. М., Недра, 1977.
4. Панченко А.С., Сенкевич В.Г., Ильченко В.П. Новые представления о гидрохимических особенностях нижнемеловых отложений Западного Предкавказья в связи с газоносностью. - Реф. Сб. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний, 1976, № 3, с. 16-23.
5. Равдоникас О.В., Андрющенко Ю.Н. Гидрогеологическое строение Сахалина в связи с его нефтегеологическим районированием. - Труды ВНИГРИ, Л., вып. 306, 1971, с. 185-207.

Таблица

Типизация гидро- и газогеохимических условий нефтегазоносных зон в молодых осадочных бассейнах

Примечание. Ф', Ф -содержание компонентов, равное или близкое к фоновому, + - содержание компонента в водах (газах) продуктивной структуры, превышающее значение фона; - - то же, меньше значения фона. Повторение + или - обозначает степень аномалийности показателя относительно фона.

Рис. 1. Схематический гидрохимический профиль Западно-Сибирского бассейна от Среднего Урала до устья р. Елогуй.

а - региональные и субрегиональные покрышки; воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией, г/л: б - 0-3, в - 3-10, г - 10-20, д - 20-30; воды хлоркальциевого типа с минерализацией, г/л: е - 3-10, ж - 10-20, з - 20-30, и - >30; Водоносные комплексы: I - триас-юрский, III - неоком-аптский; V - апт-сеноманский;VII - покровный; региональные водоупорные комплексы: II - верхнеюрско-валанжинский, IV- аптский, VI - турон-олигоценовый; разведочные площади: 1 - Себянинская, 2 - Вершининская, 3 - Лемьинская (35-р), 4 - Лемьинская (31-р), 5 - Лорбинская, 6 - Фроловская, 7 - Усть-Балыкская, 8 - Федоровская, 9 - Охтеурьевская, 10 - Кулынь-Игольская, 11 - Елогуйская

Рис. 2. Изменение минерализации и химического состава подземных вод по разрезу нижнемеловых отложений Соленинской и Пеляткинской площадей Усть-Енисейского прогиба.

Кривые: 1 - минерализация, 2 - rNa/rCl; 3 -rSO₄/rCl*100; 4 - бор; 5 - бром; 6 - иод.

Рис. 3. График зависимости минерализации подземных вод мезозойских отложений Западного Предкавказья от глубины их залегания.

а - зона развития нормального гидрохимического разреза, область распространения вод в отложениях: б - нижнегорских, в - среднеюрских, г - верхнеюрских, д - меловых; е - положительные гидрохимические аномалии; воды в отложениях: ж - триаса, з - нижней юры, и - средней юры, к - келловея, л - верхней юры, м - апта, н - альба