Изучение условий формирования и закономерностей размещения залежей нефти и газа с гидрогеологических позиций является необходимой составной частью комплекса исследований, проводимых для определения наиболее перспективных направлений поисково-разведочных работ в нефтегазоносных бассейнах (НГБ).

Гидрогеологические и палеогидрогеологические показатели, используемые для прогноза нефтегазоносности и поисков залежей УВ, подразделяются нами на три группы. Первая - это условия формирования залежей нефти и газа; вторая - наличие и фазовое состояние залежей, их син- или эпигенетичность по отношению к вмещающим отложениям; третья - условия существования залежей, благоприятные для сохранения последних, или ведущие к их разрушению.

В настоящей работе использованы в основном палеогидрогеологические и современные гидрогеохимические показатели.

Палеогидродинамические показатели условий, благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ, это - наличие достаточно устойчивых во времени областей элизионного питания и зон скрытой палеоразгрузки элизионных вод; к последним мог быть направлен также и миграционный поток УВ. Характер их возможных скоплений определяется темпом уплотнения глинистых толщ, который, в свою очередь, мог быть обусловлен мощностями уплотняемых пород или перекрывающих их отложений: при относительно быстрых скоростях образуются залежи малоизмененных полнокомпонентных нефтей и газов сложного состава, при замедленных - вначале метановых газов, затем все более преобразованных нефтей [2].

Палеогидрохимические показатели характеризуют палеосоленость бассейна седиментации, помогают оценить влияние континентальных перерывов на формирование химического состава подземных вод, т.е. косвенно указывают на условия сохранности залежей УВ. Как показали исследования [6], по величинам перепадов палеоминерализаций (ППМ) можно судить о фазовом состоянии залежей. Высокие их величины часто характеризуют районы распространения газоконденсатных залежей, низкие - газовых, а средние - нефтяных.

Из числа современных гидрогеохимических показателей нефтегазоносности изучались: минерализация, ионно-солевой состав вод, микрокомпоненты и растворенные газы. Все они в первую очередь характеризуют степень гидрогеологической закрытости изучаемых комплексов отложений, определяющую условия сохранения залежей УВ. Так, например, бром и коэффициенты, с ним связанные (С1/Br, Br*100/H), как известно [5], используются в качестве показателей гидрогеологической закрытости отложений в том случае, если изменение в водах концентраций брома совпадает по своей направленности с изменением минерализации и метаморфизации вод. Это бывает, однако, не всегда, и тогда функции брома, как показателя закрытости, могут перейти к йоду [7].

Гидрогеохимические аномалии, выделяемые по этим же показателям на общем гидрогеохимическом фоне, указывают на существование современных очагов скрытой вертикальной разгрузки пластовых вод, т.е. на возможные участки формирования залежей УВ при благоприятных геологических условиях под региональными водоупорами. Вертикальной разгрузке подземных вод способствуют, как известно, блоковое строение Тимано-Печорского бассейна и развитие большого числа разрывных нарушений в осадочном чехле.

Однако микрокомпоненты и растворенные газы, входящие в состав вод, могут указывать не только на гидрогеологическую закрытость, но и на наличие залежей нефти, газоконденсата и газа.

В Тимано-Печорском НРБ наметилась определенная связь между содержанием микрокомпонентов в водах, газонасыщенностью, составом растворенных газов и характером залежей УВ. На зависимость состава и содержания водорастворенных газов в изучаемом НГБ от фазового состояния и характера залежей уже указывала Л.А. Анищенко [1].

Величины используемых нами показателей нефтегазоносности были подразделены на три категории: высокие, средние и низкие. В таблице приводятся числовые значения этих показателей для вод, сопутствующих залежам УВ различного фазового состояния применительно к Тимано-Печорскому НГБ. Как видно из таблицы, самый высокий коэффициент газонасыщения (Рг/Рпл) действительно свойствен водам, контактирующим с газовыми залежами.

Водорастворенные газы в водах, сопутствующих залежам гипергенно измененных тяжелых сернистых смолистых нефтей, характеризуются повышенным содержанием СО₂, отсутствием гомологов метана и низким давлением насыщения газа, что типично для процессов окисления и разрушения залежей. Наоборот, водорастворенные газы, контактирующие с катагенетически превращенными легкими нефтями, имеют более высокую газонасыщенность, содержат повышенные концентрации гомологов метана и незначительное количество СО₂.

Перечисленные гидрогеохимические и палеогидрогеологические показатели были использованы при оценке перспектив нефтегазоносности пяти гидрогеологических комплексов основных крупных тектонических элементов южной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна: Ухто-Ижемского вала, Ижма-Печорской и Верхнепечорской впадин [4].

Ухто-Ижемский вал. Среднедевонско-саргаевские отложения (I гидрогеологический комплекс) длительное время находились в области устойчивого элизионного питания, а в верхней перми в пределах вала образовалась зона скрытой разгрузки элизионных вод. Вся вышележащая толща пород была постоянной областью питания сначала элизионными водами (до мелового периода включительно), затем инфильтрогенными. Эти различия создавали благоприятную обстановку для формирования залежей УВ в I комплексе и, напротив, приводили к расформированию залежей во всей вышележащей толще пород.

Палеогидрохимические построения показали, что минерализация подземных вод Ухто-Ижемского вала в течение геологического времени мало изменялась. Поднятие этой территории в триасе, в результате которого были размыты породы перми и карбона, не отразилось на отложениях I гидрогеологического комплекса, что создало благоприятную обстановку для сохранения уже образовавшихся залежей УВ. Здесь характерны наиболее низкие значения ППМ и наличие в основном газовых залежей.

Современные гидрогеологические условия I комплекса в восточной и западной частях вала различны. В первой развиты высокоминерализованные воды хлоркальциевого типа, бром в них содержится в средних количествах, хлор бромный коэффициент (Сl/Вr) - низкий, значения бромного градиента (Br*100/H)-высокие. В составе растворенных газов преобладает метан, содержание гомологов метана незначительно, газонасыщенность высока.

Такая совокупность палеогидрогеологических данных и газогидрохимических показателей свидетельствует об условиях, способствующих формированию скоплений УВ (нефтегазовых и газовых залежей), а также о хорошей гидрогеологической закрытости отложений I комплекса, что положительно сказывается на сохранении залежей УВ.

В западной части Ухто-Ижемского вала, в районах, примыкающих к области инфильтрации (реки Ярега, Верхняя Чуть), резко снижаются минерализация вод I комплекса и содержание в них брома, соответственно значения хлорбромного коэффициента повышаются, бромного градиента - падают. В растворенных газах полностью исчезают гомологи метана, резко снижается газонасыщенность и давление насыщения вод газами, значительно повышается содержание углекислого газа. Все эти данные указывают на идущие процессы разрушения залежей УВ. Об этом же свидетельствует и характеристика нефтей (тяжелые, сернистые, смолистые), типичных для зоны гипергенеза.

Все вышележащие породы здесь по газогидрохимическим показателям находятся в зоне свободного водообмена, что исключает возможность обнаружения в их пределах сингенетичных скоплений УВ.

Ижма-Печорская впадина. Для отложений всех пяти комплексов здесь характерен устойчивый элизионный режим. Вытеснение вод происходило замедленными темпами, а основная их разгрузка осуществлялась в переходной зоне от платформы к прогибу. Возможным следствием этого и является образование залежей УВ в пределах Мичаю-Пашнинской, Лемью-Ирайольской зон, Омра-Сойвинского выступа.

Минерализация подземных вод при погружении пород всех пяти гидрогеологических комплексов в течение геологического времени неуклонно повышалась. Перерывов в осадконакоплении не установлено. Это создавало благоприятные условия для сохранения сформировавшихся залежей УВ. ППМ в этом районе имеют средние значения. Здесь встречены в основном нефтяные залежи.

В настоящее время I гидрогеологический комплекс (среднедевонско-саргаевский) находится в Ижма-Печорской впадине в условиях высокой гидрогеологической закрытости. В его состав мы условно включаем также воды (на основании единичных анализов) протерозойско-силурийского возраста, гидравлически связанные с пластовыми водами девонских отложений. Продуктивные горизонты этого района содержат высокоминерализованные и метаморфизованные воды хлоркальциевого типа, характеризующиеся высоким содержанием брома, низкими значениями хлорбромного коэффициента, средними - бромного градиента. Газонасыщенность вод высока, водорастворенные газы содержат повышенные концентрации метана и его гомологов. Эта обстановка, как известно, благоприятна для сохранения скоплений УВ и соответствует наличию основных залежей нефти, газа и газоконденсата в пределах Ижма-Печорской впадины именно в этом комплексе.

На Омра-Сойвинском выступе в составе растворенных газов преобладает метан, гомологи его присутствуют в малых количествах, воды характеризуются низкими значениями хлорбромного коэффициента, но высокими величинами бромного градиента. Здесь распространены нефтегазовые залежи.

Особо следует остановиться на перспективности южной части Джебольской ступени (структуры Южно-Джебольская, Палью, Правобережная, Тыбью), где к 1977 г. залежи УВ были обнаружены только на Джеболе. Эта часть бассейна по составу и содержанию водорастворенных газов (повышенные концентрации гомологов метана) и микрокомпонентов (низкое содержание брома, высокий хлорбромный коэффициент, низкий бромный градиент) нами выделялась как перспективная для поисков газа, газоконденсата, легких нефтей. Высказанное предположение о перспективности этого района подтвердилось: восточнее Джебольской структуры в 1978 г. на Прилукской площади получен промышленный приток газа из пашийских отложений.

Гидрогеологические условия сохранности залежей УВ в пределах II гидрогеологического комплекса (среднефранско - яснополянского) Ижма-Печорской впадины ухудшаются по сравнению с I [3]. Особенно четко это проявляется на примере Омра-Сойвинского выступа. Для этого участка бассейна, где во II комплексе обнаружены лишь непромышленные скопления тяжелых нефтей, характерны воды пониженной минерализации и степени метаморфизации, обедненные микрокомпонентами. Остальная часть Ижма-Печорской впадины по гидрохимическим данным находится в. условиях, благоприятных для сохранения скоплений УВ, причем они улучшаются в направлении как к Джебольской ступени, так и к Мичаю-Пашнинской антиклинальной зоне. Однако составы водорастворенных газов месторождения Пашня (повышенные концентрации СО₂) и нефтей (высокое содержание смол и асфальтенов) свидетельствуют о проявлении на этом участке начальных процессов разрушения залежей УВ, пока еще не нашедших отражения в совокупности других гидрохимических показателей [8].

Таким образом, данные о составе и содержании микрокомпонентов и водорастворенных газов, а также палеогидрогеологические построения, выполненные для II гидрогеологического комплекса, свидетельствуют о высокой перспективности отдельных районов Ижма-Печорской впадины с уже доказанной продуктивностью. В южной части Джебольской ступени залежи УВ в этом комплексе еще не обнаружены (за исключением месторождения Джебол).

Основываясь на показателях состава и содержания микрокомпонентов и водорастворенных газов вод II гидрогеологического комплекса этого района, следует ожидать здесь наличия залежей нефти и газоконденсата.

В пределах III (визейско-верейского) комплекса Ижма-Печорской впадины область проникновения инфильтрогенных вод расширяется и охватывает участок Омра-Сойвинского выступа до Джебольской ступени. Зона перехода пресных вод сульфатно-натриевого типа в минерализованные воды хлоркальциевого типа проходит по северо-восточной окраине Омра-Сойвинского выступа. В соответствии с изменениями гидрохимической обстановки происходит преобразование и газового состава пластовых вод: азотно-углекислые газы, распространенные в пределах Омра-Сойвинского выступа, сменяются углеводородными (с относительно высокими концентрациями ТУ) на Джебольской ступени. Район Джебольской ступени можно отнести к перспективным в отношении обнаружения залежей нефти и газоконденсата.

В IV гидрогеологическом комплексе (московско-нижнепермском) Джебольской ступени пластовые воды характеризуются низкими значениями минерализации и степени метаморфизации, высокими - хлорбромного коэффициента, малыми концентрациями брома и йода. В растворенном газе этого района отмечены повышенные концентрации азота и углекислого газа. Поэтому здесь обнаружены лишь непромышленные скопления тяжелых нефтей, находящихся по гидрохимическим данным в настоящее время в стадии начального разрушения. Перспективность этого участка бассейна на основании перечисленных выше показателей оценивается низко.

Залежи нефти в Ижма-Печорской впадине смещены под воздействием инфильтрогенных вод к ее северо-восточному борту, где они находятся в условиях лучшей сохранности, причем степень сохранности, а следовательно, перспективы нефтеносности возрастают к северу - от Тэбук-Савиноборской к Лемью-Ирайольской ступени. В этом направлении увеличивается минерализация вод, в них повышается содержание брома и соответственно значение хлорбромного коэффициента. Перспективность Лемью-Ирайольской ступени еще больше возрастает благодаря существованию в этом районе зон перетоков пластовых вод из нижележащих продуктивных отложений. Эти зоны установлены по комплексу гидрохимических данных.

V комплекс (надкунгурский) гидрогеологически наиболее раскрыт. Отложения Джебольской ступени находятся в условиях зоны свободного водообмена. Здесь распространены пресные воды смешанного состава, обедненные микрокомпонентами (значения хлорбромного коэффициента - высокие, бромный градиент - низкий). Водорастворенный газ состоит из азота и углекислого газа. Возможность обнаружения в пределах Джебольской ступени сингенетичных скоплений УВ маловероятна, за исключением участков перетоков, установленных на основании гидродинамических данных (по расчетам Е.К. Макеевой).

В пределах V комплекса наблюдается дальнейшее оттеснение инфильтрогенными водами залежей УВ в северо-восточном направлении. Залежи тяжелых нефтей в этом комплексе сохранились лишь в восточной части Лемью-Ирайольской ступени. По-видимому, эти залежи вторичного происхождения и образовались в результате вертикальной миграции УВ, чему способствовала хорошая сообщаемость нижних и верхних комплексов. Эти зоны перетоков фиксируются всем комплексом гидрогеологических показателей. С ними мы связываем основные перспективы нефтеносности этого комплекса.

Верхнепечорская впадина. Палеогидрогеологические реконструкции показывают, что темпы уплотнения пород и отжатия элизионных вод здесь были выше, чем в описанных районах. Можно предполагать, что с этими водами при таких высоких скоростях вытеснения флюидов из глинистых отложений могли мигрировать УВ, образующиеся на начальной стадии изменения ОВ. Область разгрузки элизионных вод впадины располагалась в переходной зоне от прогиба к платформе и служила местом аккумуляции главным образом газообразных УВ (Мичаю-Пашнинская антиклинальная зона, Джебольская ступень).

Минерализация вод переходной зоны повышалась в течение всего геологического времени. Особенно резкий скачкообразный рост ее относится к этапу Р₂-J₂, что, видимо, связано с наличием на территории Верхнепечорской впадины в кунгурско-верхнепермское время лагунно-морских и лагунно-континентальных условий. Накопившиеся в это время соленосные и гипсово-ангидритовые породы оказались надежным водоупором, изолировавшим нижележащие отложения от воздействия поверхностных факторов. Соленосная толща впадины служила не только хорошим экраном, но и поставщиком солей в подземные воды. Условия сохранности залежей в этом районе хорошие. Почти для всех комплексов впадины установлены максимальные значения ППМ. Большинство залежей - газоконденсатные.

В Верхнепечорской впадине в отличие от платформенной части бассейна выделяются всего два гидрогеологических комплекса - над- и подкунгурский, разделенные сульфатно-галогенными отложениями кунгурского яруса.

В подкунгурской толще распространены воды хлоркальциевого типа высокой минерализации. Содержание брома в водах - низкое, йода - высокое, значения хлорбромного коэффициента высокие, бромного градиента - низкие. Состав растворенных газов углеводородный, газонасыщенность вод высокая.

Таким образом, палеогидрогеологические и газогидрохимические данные в подкунгурском комплексе свидетельствуют о наличии газоконденсатных залежей.

Надкунгурский комплекс, находящийся в зоне свободного водообмена, бесперспективен в отношении обнаружения скоплений УВ, за исключением Курьинской группы структур, где по гидрохимическим и гидродинамическим данным выделяются участки перетоков флюидов из нижележащей продуктивной части разреза и где возможно образование вторичных скоплений УВ (газа). Последние, однако, будут находиться в неблагоприятных гидрохимических условиях, поэтому перспективы выявления залежей УВ этого участка бассейна довольно низкие.

Установленные для изучаемого НГБ благоприятные гидрогеологические критерии нефтегазоносности подтверждаются совпадением мест их проявления с уже открытыми залежами УВ. Кроме того, они позволяют дать высокую раздельную прогнозную оценку нефтегазоносности тех районов и отложений, в которых эти залежи еще не обнаружены.

1. Анищенко Л.А. Газогидрохимические критерии перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений. - В кн.: Геология и полезные ископаемые Тимано-Печорской провинции. Сыктывкар, вып. III, 1975, с. 190-198.
2. Барс Е.А., Климанова Н.А. Оценка перспектив нефтегазоносности Западной Сибири по палеогидродинамическим данным. - РЖ, св. т. “Геология”, реф. 8к338-75, депонированная рукопись № 179, 1975.
3. Барс Е.А., Титкова С.Н. Гидрогеологические закономерности размещения и сохранения залежей углеводородов в южной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. - Труды ИГиРГИ, вып. 16, 1978, с. 136-144.
4. Кремс А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Недра, 1974.
5. Кротова В.А. Гидрогеологические факторы формирования нефтяных месторождений. - Труды ВНИИГРИ, Л., вып. 191, 1962, с.
6. Митрейкина В.А. О формировании химического состава подземных вод. - В кн.: Геология нефтяных и газовых месторождений. М., 1976, с. 98-101.
7. Пуркина Э.М. Гидрохимические критерии поисков нефти и газа. М., Наука,1979.
8. Титкова С.Н., Каплун В.Б. Гидрогеологические условия сохранности залежей углеводородов в пределах южной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. - Труды ИГиРГИ, вып. 23,1979,с. 111-120.

Таблица