Перспективы нефтеносности локальных структур часто оценивают по содержанию сульфатов в пластовых водах. Большинство исследователей считают [5, 7, 11], что поисковое значение имеет недонасыщенность вод сульфатами, которая связана скорее всего с восстановлением последних УВ, а следовательно, с наличием нефти и газа.

В настоящее время пользуются несколькими методами определения степени насыщенности подземных вод сульфатами кальция(Определение степени насыщенности подземных вод сульфатами магния и натрия не представляет особого интереса из-за их высокой растворимости.) [1, 4, 7, 10]. Критический обзор некоторых из них дан В.П. Зверевым [4]. Наиболее распространена в нефтяной гидрогеологии методика Б.В. Озолина, согласно которой насыщающая концентрация SО₄ определяется по формуле [8]:

где С_SO4 - насыщающая концентрация SO₄, мг-экв/100 г; С_Ca - концентрация кальция, мг-экв/100 г; r - плотность воды, г/см³.

Формула (1) выведена на основании среднего коэффициента активности ионов. Однако известно, что коэффициенты активности отдельных ионов изменяются в широких пределах в зависимости от состава и концентрации раствора. Это обусловливает низкую точность методики Б.В. Озолина, что ограничивает ее применение для оценки степени сульфатнасыщенности высококонцентрированных хлоридных натриево-кальциевых и кальциево-натриевых рассолов, каковыми чаще всего являются воды нефтяных и газовых месторождений.

Выполненные нами расчеты по формуле (1) показали, что насыщенность сульфатами рассолов нефтеносных структур межсолевого комплекса Припятского прогиба изменяется от единиц до 315 %, нефтеносных структур подсолевого комплекса - от 50 до 304 %. Примерно в 75 % случаев пластовые флюиды как продуктивных, так и “пустых” структур предельно насыщены сульфатами кальция. Выявить какие либо закономерности не представилось возможным. Вероятно, в Припятском прогибе, где рассолы близки к равновесию с сульфатами кальция, низкая точность методики Б.В. Озолина не позволяет уловить влияние нефтяных залежей на степень сульфатнасыщенности рассолов.

Принципиально новый подход к оценке степени насыщенности подземных вод различными солями использован В.Н. Озябкиным [9]. Коэффициенты активности ионов и молекул рассматриваются им как функция активности воды и общей молярности раствора

g_i= 1/Mf(a_w), (2)

где g_i - коэффициент активности i-го компонента, М - молярность раствора, f - функция активности воды (a_w).

Для выяснения вида функции f использованы экспериментальные данные по бинарным растворам сильных электролитов, результаты определения коэффициентов активности недиссоциированным молекул слабых электролитов, а также сведения о растворимости газов в растворах солей [9]. Разработанный метод применим для расчетов всего комплекса равновесий в подземных водах любого химического состава с температурой до 100°С. На его основе составлены алгоритм и программа расчета растворимости гипса и ангидрита в природных растворах [10].

Методика В.Н. Озябкина использована нами для насыщенности пластовых вод пермских, каменноугольных, надсолевых девонских, верхнесоленосных, межсолевых и подсолевых отложений Припятского прогиба по отношению к ангидриту и гипсу. Показатели насыщенности - количество соли (ангидрита или гипса), которое способен высадить (пересыщение) или растворить (недонасыщение) данный раствор (L), и коэффициент насыщения (k), представляющий собой отношение произведения активностей аниона и катиона в растворе к произведению растворимости соответствующего минерала. Все расчеты выполнены на ЭВМ “Минск 32”. Их результаты в обобщенном виде представлены в табл. 1-3. При статистической обработке материалов не учитывались пластовые воды пермских, каменноугольных и надсолевых девонских отложений с минерализацией до 20 г/л, а также пробы рассолов из межсолевых и подсолевых пород на прибортовых структурах Припятского прогиба, так как они по составу резко отличаются от рассолов его центральных частей.

Ангидрит. Пластовые воды пермских и каменноугольных отложений, как правило, недонасыщены по отношению к ангидриту. В разрезе преобладают воды с растворимостью от 3,5 до 6,5 г/л CaSO₄. Последняя снижается в пластовых водах надсолевых девонских отложений. Здесь 45 % составляют воды, способные растворять от 0,5 до 3,5 г/л CaSO₄, a 38 % проб пластовых флюидов пересыщенны. В целом для надсолевого водоносного комплекса, включающего отложения перми, карбона и надсолевого девона, характерен закономерный рост степени насыщенности пластовых вод по отношению к ангидриту с увеличением возраста водовмещающих отложений Отмечается обратно пропорциональная зависимость между растворимостью ангидрита и минерализацией пластовых вод, содержанием в них кальция, натрия, хлора, сульфат-иона.

Практически все изученные пробы рассолов верхнесоленосного, межсолевого и подсолевого комплексов слабопересыщенные или равновесные (Исходя из 10%-ной точности расчетов к равновесным по отношению к ангидриту и гипсу нами отнесены растворы, коэффициент насыщения которых изменяется от 0,9 до 1,1, что соответствует растворимости данных минералов от -0,05 до +0,05 г/л.) по отношению к ангидриту (см. табл. 2). Доминирующая роль (50-68 %) принадлежит водам, способным высаживать до 0,4 г/л CaSO₄. Насыщенность рассолов межсолевого и подсолевого комплексов по отношению к ангидриту изменяется от -0,99 до 0,17 г/л (см. табл. 1), причем эти колебания определяются в основном концентрацией сульфатных ионов. Так, по нашим расчетам, коэффициенты корреляции между SO₄ и растворимостью CaSО₄ равны для обоих комплексов -0,96. Тесной корреляционной зависимости с другими компонентами не наблюдается.

Растворимость ангидрита в пластовых водах Припятского прогиба представляет существенный интерес для определения времени и условий формирования эпигенетического ангидрита, широко распространенного в межсолевых и подсолевых отложениях девона. Например, при выпадении в осадок 0,4 г CaSO₄ из 1 л раствора произойдет уменьшение емкости породы на 0.0135 % (при плотности ангидрита 2,96 г/см³). Для заполнения коллектора ангидритом необходимы 7400 водообменов. Из-за отсутствия значительных перемещений пластовых вод межсолевого и подсолевого комплексов на современном этапе [2] можно сделать вывод, что в настоящее время рассолы не оказывают значительного влияния на образование вторичного ангидрита. Последний представляет собой реликты древних процессов, обусловленные особенностями формирования рассолов, в частности внедрением межкристальной рапы из соленосных толщ.

Предельная насыщенность по CaSO₄ рассолов межсолевого и подсолевого комплексов, с которыми связана промышленная нефтеносность Припятского прогиба, затрудняет использование данных о растворимости ангидрита в качестве показателя перспектив нефтеносности локальных структур.

Гипс. Пластовые воды пермских и каменноугольных отложений недонасыщены по отношению к гипсу, причем более 50 % составляют воды с растворимостью данного минерала 4-6 г/л.

Пластовые воды надсолевого девонского, верхнесоленосного, межсолевого и подсолевого комплексов по величине растворимости гипса подразделяются на три группы: 1) равновесные (k = 0 9-1,1, L(г)=±0.05 г/л), 2) пересыщенные (k>1,1, L(г)<-0,05 г/л), 3) недонасыщенные (k<0,9, L(г)>0,05 г/л). В процентном отношении преобладают недонасыщенные по отношению к гипсу пластовые воды.

Так, в надсолевом девонском и верхнесоленосном комплексах они составляют соответственно 90 и 82,1 %, в более древних комплексах их доля снижается до 48,3-55,6 % (см. табл. 3).

Предварительная обработка данных о растворимости гипса в рассолах межсолевого и подсолевого комплексов показала, что растворы рассолов, недонасыщенные по гипсу, тяготеют к нефтеносным структурам [3]. Этот вывод сделан при сравнении рассолов продуктивных и непродуктивных структур по величине коэффициента насыщения. К рассолам продуктивных структур относились пробы на нефтеносных площадях без учета наличия литологических и тектонических экранов, стратиграфического положения нефтяных залежей и точек отбора проб пластовой воды, расстояний до ВНК.

В связи с этим нами детально проанализирован материал по семилукскому горизонту франского яруса верхнего девона, который является важнейшим продуктивным горизонтом на разрабатываемых месторождениях и одним из основных нефтепоисковых объектов на всей территории Припятского прогиба. Семилукские отложения представлены известняками, доломитами и доломитизированными известняками, характеризуются хорошими коллекторскими свойствами, имеют обычно мощность 25-33 м [6]. На многих структурах, в том числе нефтеносных, детально изучены пластовые воды данного горизонта.

В результате исследований установлено, что по мере приближения к нефтяным залежам семилукского горизонта степень насыщенности приконтурных под по отношению к гипсу уменьшается(При построении графиков (рис. 1) использованы пробы рассолов, отобранные на расстоянии от ВНК не более 3000 м.) (рис. 1, а). Коэффициент корреляции величины растворимости гипса и расстояния до ВНК равен -0,84. Радиус влияния залежей сравнительно невелик. Как видно из рис. 1, а, примерно в 1200 м от ВНК пластовые воды становятся предельно насыщенными по CaSO4*2H₂O. Такие же закономерности отмечаются при распределении сульфатных ионов в приконтурных водах; поблизости от ВНК их концентрации составляют 0,1-0,25 г/л, увеличиваясь до 0,5-0,6 г/л на расстоянии 2500 м от ВНК. Связь между содержанием SO₄ в водах и расстоянием до ВНК близка к линейной, коэффициент корреляции равен 0,81 (см. рис. 1, б).

Весьма характерно распределение сульфатных ионов и сульфатнасыщенности приконтурных вод семилукской залежи Малодушинского месторождения. Непосредственно в зоне ВНК содержание SO₄ в пластовых водах не превышает 0,21 г/л, а растворимость гипса составляет 0,1-0,12 г/л (рис. 2, б). По мере удаления от ВНК в рассолах увеличивается содержание сульфат-иона, уменьшается растворимость гипса, коэффициент насыщения становится больше единицы (см. рис. 2, а). Примерно на расстоянии 1400 м от ВНК концентрация SO₄ в рассолах достигает 0,3 г/л, а растворимость гипса уменьшается до нуля.

Таким образом, в семилукском горизонте с увеличением концентрации SO₄ в рассолах растет и степень их насыщенности по CaSO₄X2Н₂O. Такая закономерность характерна в целом для межсолевого и подсолевого комплексов внутренних частей Припятского прогиба, где распространены преимущественно хлоридные натриево-кальциевые рассолы с минерализацией свыше 300-320 г/л. Как видно из рис. 3, между рассматриваемыми параметрами имеется тесная зависимость. Коэффициент линейной корреляции равен -0,97 для межсолевого комплекса и -0,94 - для подсолевого (сравнения регрессии на рис. 3 и коэффициенты корреляции рассчитаны только для рассолов внутренних частей Припятского прогиба). Значимой корреляционной зависимости величины растворимости гипса от минерализации пластовых вод и содержания в них ионов кальция, натрия, хлора и др. не наблюдается.

Итак, изменения величины растворимости(Растворимость гипса зависит от химического состава раствора, его минерализации и температуры. Здесь речь идет о колебаниях величины растворимости данного минерала.) гипса в хлоридных натриево-кальциевых рассолах определяются в основном концентрацией сульфатных ионов.

Из общей закономерности выпадают хлоридные кальциево-натриевые и хлоридные натриевые рассолы с минерализацией до 300- 320 г/л, распространенные преимущественно по периферии межсолевого и подсолевого комплексов. Растворимость гипса в них та же, что и в рассолах внутренних частей прогиба, хотя содержание SO₄ в последних достигает 1,5 г/л (см. рис. 3). Объясняется это уменьшением концентрации кальция в пластовых водах и снижением их минерализации.

На основании изложенных закономерностей распределения сульфатных ионов и растворимости гипса в пластовых водах Припятского прогиба были сформулированы следующие выводы.

Приконтурные воды нефтяных залежей характеризуются аномально низким содержанием SO₄ и недонасыщены по отношению к СаSО₄*2Н₂О. Установленные закономерности позволяют использовать в качестве показателей перспектив нефтеносности локальных структур как величину растворимости гипса в пластовых водах, так и абсолютное содержание в них сульфат-ионов.

Наличие тесной взаимосвязи между растворимостью гипса и содержанием сульфатных ионов в высококонцентрированных хлоридных натриево-кальциевых рассолах дает возможность оценивать нефтеносность локальных структур внутренних частей Припятского прогиба лишь по абсолютному содержанию SO₄, что исключает сложные расчеты при определении степени сульфатнасыщенности пластовых вод и тем самым ускоряет оперативную обработку гидрогеохимических материалов в процессе поисково-разведочного бурения.

Относительно высокие (по сравнению с хлоридными натриево-кальциевыми рассолами внутренних частей прогиба) концентрации сульфатных ионов в хлоридных натриевых и кальциево-натриевых рассолах затрудняют использование данного показателя для оценки перспектив нефтеносности локальных структур периферийных частей Припятского прогиба. Положение усугубляется отсутствием здесь нефтяных месторождений, что не позволяет определить характерную для последних величину сульфатного фона. По нашему мнению, повышенные концентрации SO₄ в рассолах прибортовых структур Прнпятского прогиба не следует рассматривать как один из показателей низких перспектив нефтеносности, поскольку они обусловлены в первую очередь высокой растворимостью сульфатных минералов в пластовых водах, а не отсутствием залежей нефти.

Для районов распространения хлоридных натриевых и кальциево-натриевых рассолов с минерализацией до 300-320 г/л в качестве показателя нефтеносности локальных структур (в комплексе с другими нефтепоисковыми критериями) следует использовать данные о степени сульфатнасыщенности пластовых вод, так как одной из наиболее вероятных причин их недонасыщенности по отношению к гипсу может быть восстановление сульфатов нефтяными УВ.

В частности, рассолы ряда прибортовых структур Припятского прогиба существенно недонасыщены по отношению к гипсу. В этом плане значительный интерес представляют (без учета других показателей нефтеносности) межсолевые и подсолевые отложения в районе Восточно-Дроздовской и Глусской структур, подсолевые в районе Петриковской и Найдовской структур, межсолевые между Желоньской и Стреличевской структурами.

1. Витвицкий В.В Экспериментальное определение коэффициентов активности ионов карбонатной и сульфатной систем в подземных водах нефтяных месторождений. - В кн.. Вопросы гидрогеологии. М., 1977, с. 142-151.
2. Жогло В.Г. Основные черты гидродинамики подсолевых отложений девона Припятской впадины. - В кн. - Геологические исследования земной коры Белоруссии. Минск, 1980, с. 32-37.
3. Жогло В.Г., Сербин Г.А. Насыщенность подземных вод и рассолов Припятской впадины сульфатами кальция. - Докл. АН БССР,1980, т. XXIV, № 3, с. 258-259.
4. Зверев В.П. Гидрогеохимические исследования системы гипсы - подземные воды. М., Наука, 1967.
5. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1972.
6. Литология и нефтеносность семилукских отложений Припятского прогиба / А.С. Махнач, И.И. Урьев, К.М. Обморышев, А.П. Анпилогов. Минск, Наука и техника, 1971.
7. Лондон Э.В. Степень насыщения пластовых вод растворенными углеводородами и сульфатами как поисковый признак при оценке перспектив нефтегазоносности. - Геология нефти и газа, 1964, № 11, с. 41-47.
8. Нефтепоисковые гидрогеологические критерии. Под ред. В.А. Кротовой. Л., Недра, 1969.
9. Озябкин В.Н. Метод количественной оценки химического взаимодействия подземных вод с вмещающими породами. - Труды ВНИГРИ. М., 1974, вып. 351, с. 163-180.
10. Озябкин В.Н. Алгоритм и программа расчета растворимости ангидрита и гипса в подземных водах. - Труды ВНИГРИ. М., 1976,вып 387, с. 167-177.
11. Чистовский А.И. О растворимости сульфатов в пластовых водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья. - Геология нефти и газа, 1969, № 7, с. 25-27.

Таблица 1

Примечание. X -среднее значение; S-стандарт; n - объем выборки; минус означает пересыщение вод, плюс -недосыщение.

Таблица 2

Таблица 3

а - график зависимости величины растворимости гипса (1), коэффициента насыщения (2), концентрации сульфатов (3) в приконтурных водах от расстояния до ВНК; 4 - линия, характеризующая предельную насыщенность рассолов по отношению к гипсу; б - схематическая карта содержания сульфатов и величины растворимости гипса в приконтурных водах: 1-линия тектонического нарушения, 2 -нефтяная залежь; 3 - скважина (слева - содержание SО₄ в растворе, справа-величина растворимости гипса), 4- изолинии величин растворимости гипса, г/л

Пластовые воды: 1-внутренних частей прогиба, 2 - периферийных частей прогиба