В порядке обсуждения.

Многолетнее изучение авторами гидрогеологической обстановки древних венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской НГО позволили выявить основные закономерности формирования водонапорных систем продуктивных комплексов в весьма специфических геологических и термобарических условиях. Последние характеризуются рядом особенностей, повлиявших на высокую степень минерализации, метаморфизации и газонасыщенности подземных вод, развитие уникальных по величине аномально низких пластовых давлений (АНПД). Разрез осадочного комплекса Непско-Ботуобинской НГО на 75-95% представлен карбонатно-галогенными породами. Терригенные отложения развиты преимущественно в основании осадочной толщи. Их суммарная мощность на различных площадях изменяется от 20 до 620 м, увеличиваясь к востоку от Среднеботуобинского месторождения к Вилюйско-Джербинскому (см. рисунок ).

Одна из особенностей геологического строения региона - широкое развитие дизъюнктивных нарушений в осадочном чехле и кристаллическом фундаменте. Многочисленные нарушения, выявленные по данным геолого-геофизических исследований, подтверждены глубоким бурением.

В целом район характеризуется высокой степенью закрытости недр, обусловленной региональным развитием соленосных отложений в 1000-метровом интервале разреза, а также региональным развитием многолетнемерзлых пород. Суммарная мощность солей составляет 300-450 м, а многолетнемерзлых пород изменяется от десятков до нескольких сот метров.

На геолого-промысловые параметры водонапорных систем влияет также весьма древний возраст отложений в плане как закончившейся консолидации пород, так и формирования в них подземных вод весьма высокой минерализации и метаморфизации.

Минерализация вод продуктивных отложений составляет 320-400 г/л, их метаморфизация по отношению Na/Cl 0,05-0,2, пластовая температура на глубинах 1900-2500 м 10-15 °С.

Расположение продуктивного комплекса между мощной соленосной толщей и кристаллическим фундаментом, изоляция гипсометрически приподнятых областей толщей многолетнемерзлых пород, а также закончившиеся процессы консолидации пород исключают влияние здесь внешних и внутренних источников создания напора.

Тем не менее, в настоящее время по различным пластовым резервуарам наблюдаются перепады приведенных давлений, т.е. пластовые водонапорные системы негидростатичны.

Анализ материалов гидродинамических исследований показывает, что падение приведенных давлений в подсолевом карбонатно-терригенном комплексе происходит как по вертикали, так и по горизонтали.

Падение приведенных давлений по вертикали происходит сверху вниз (см. таблицу ), т.е. рассматриваемый комплекс характеризуется наличием отрицательного вертикального градиента напоров повсеместно на всей изученной глубоким бурением территории. Гидродинамический потенциал, приведенный к отметке -2100 м, для осинского и юряхского горизонтов составляет (в МПа) 27,5-25,5, для ботуобинского и харыстанского 21-20, для бочугонорской свиты 19-18, для вилючанского горизонта 17,5-15,5.

Так, в скв. 643 Вилюйско-Джербинской, в 1000-метровом интервале от юряхского горизонта до фундамента пластовое давление возрастает всего лишь на 2,2 МПа, тогда как приведенное пластовое давление уменьшается на 10,57 МПа (см. таблицу).

Внутри пластовых резервуаров падение приведенных давлений (напоров вод) происходит в направлении зон крупных разрывных нарушений, прослеживаемых не только в осадочном чехле, но и в фундаменте. При этом сами разломы выражены регионально и локально вытянутыми зонами пьезоминимумов или очагами внутренней разгрузки подземных вод, что видно на карте гидроизобар ботуобинского и харыстанского продуктивных горизонтов (см. рисунок ).

Разгрузка части подземных вод осадочного чехла в разломных зонах фундамента в периоды тектонических подвижек, по-видимому, была широко распространена, о чем свидетельствуют результаты бурения скв. 20000 Миннибаевской в Татарии, Кольской сверхглубокой скважины и др. [3].

Существует достаточно много гипотез, объясняющих причины образования АНПД вообще, и в Непско-Ботуобинской НГО в частности [1, 2, 4, 8, 10]. Заметим только, что ни одна из них не может достаточно убедительно доказать ни тенденции столь резкого уменьшения приведенных напоров вниз по разрезу, ни столь больших величин АНДП в подсолевом терригенном комплексе Непско-Ботуобинской НГО (от 4-5 МПа в ботуобинском горизонте Среднеботуобинского и Иреляхского месторождений до 7- 7,5 МПа в вилючанском горизонте Верхневилючанского и Вилюйско-Джербинского месторождений).

Большинство исследователей возникновение АНПД связывают с охлаждением недр в период четвертичных оледенений и образованием зоны многолетнемерзлых пород. Однако расчеты показывают, что при существующих величинах АНПД недра в период четвертичных оледенений должны были охладиться более чем на 120°С, что нереально. Следовательно, охлаждение недр в период четвертичных оледенений могло лишь как-то повлиять на распределение значений АНПД в Непско-Ботуобинском районе, но не быть главной причиной образования АНПД.

С другой стороны, расчеты показывают, что при коэффициенте упругоемкости водонапорной системы b* =(3-5)*10^-5 1/МПа разгрузка лишь нескольких десятитысячных ее объема любого элемента приведет к образованию установленных величин АНПД в исследуемом регионе.

Поскольку Непско-Ботуобинская НГО находится между Байкальской рифтовой зоной, Мархинско-Линденской и Кемпендяйско-Лунхинской среднепалеозойскими рифтовыми системами [7] и характеризуется активным проявлением новейших тектонических движений, приращение трещинной пористости фундамента при неоподвижках последнего, составляющих несколько сотых процента от объема порового пространства системы, вполне допустимо.

Следовательно, основным механизмом, регулирующим распределение гидродинамического потенциала вод в терригенном продуктивном венд-нижнекембрийском комплексе Непско-Ботуобинской НГО, является механизм “отсоса”, или частичного поглощения вод осадочного чехла в разломных зонах верхней части фундамента, который приводит к образованию мощных депрессионных зон, или пьезоминимумов.

В связи с вышеизложенным напрашивается вывод о существовании в природе водонапорных систем, принципиально отличающихся от вод инфильтрационного и элизионного типов, которые мы предлагаем называть системами депрессионного типа.

Как известно [5], в водах инфильтрационного типа объемы поступающей в систему жидкости и удаляющейся из нее равны, что обусловливает развитие в них нормальных гидростатических давлений. В водах элизионного типа [7] первый больше второго, что способствует развитию АВПД. В водах депрессионного типа второй превышает первый, что благоприятствует развитию АНПД.

“Искусственные” депрессионные системы, обусловленные интенсивной разработкой водоносных горизонтов (например, Московский артезианский бассейн) или нефтяных месторождений (бобриковский и пашийский горизонты Волго-Уральской нефтеносной провинции) широко известны. В продуктивном терригенном комплексе Непско-Ботуобинской НГО эта система естественная.

Следует подчеркнуть, что разгрузка части подземных вод низов осадочного чехла в разломные зоны, фундамента происходит, по-видимому, повсеместно. Однако в водонапорных системах инфильтрационного и элизионного типов она не может приводить к образованию значительных и продолжительных по времени существования зон АНПД из-за быстрой компенсации потери напора за счет привноса дополнительного количества жидкости из зон инфильтрации или выжимания, т.е. из областей создания напора.

В водонапорных системах депрессионного типа последние либо отсутствуют, либо весьма слабо проявляются, что и обусловливает возникновение значительных по размерам и величине аномалийности пластового давления и продолжительных по времени существования зон АНПД в прифундаментный частях осадочного чехла.

Этот механизм подтверждается не только большими аномалиями пластового давления в Непско-Ботуобинской НГО и ростом перепада напоров вплоть до пород фундамента. Он доказывается также присутствием в мощном терригенном комплексе венд-нижнекембрийских отложений чуждых ему рассолов из вышележащих пород. А большие запасы УВ, особенно нефти, в весьма бедных ОВ терригенных породах, а также идентичный групповой состав нефтей и конденсатов могут свидетельствовать о том, что и УВ мигрировали благодаря описываемому механизму в терригенный комплекс из вышележащих карбонатных отложений осинского горизонта.

Существование вертикальных перепадов напоров пластовых вод, или приведенных давлений, превышающих в ряде случаев 0,1 МПа на 10 м, позволяет допустить и миграцию газа сверху вниз, так как в этом случае энергия перепада напоров превышает энергию всплывания газа.

Таким образом, механизм частичной разгрузки пластовых флюидов в разломные зоны фундамента в периоды тектонических движений может приводить к формированию в них месторождений УВ, которые могут захватывать породы фундамента.

В ботуобинском горизонте Среднеботуобинского месторождения нефтяная залежь приурочена к структурно-гидродинамической ловушке и контролируется не только структурным фактором, но и обширным пьезоминимумом, замыкающимся на региональном разломе фундамента. При этом гидродинамический фактор играет не менее существенную роль, так как залежь приурочена лишь к центральному полю месторождения и занимает не более половины его площади. Аналогичная картина наблюдается и в ботуобинском горизонте Иреляхского месторождения вблизи г. Мирного.

Следовательно, с позиций существования водонапорных систем депрессионного типа приуроченность залежей УВ к разломным зонам фундамента или обнаружение УВ в теле фундамента нельзя считать доказательством глубинного происхождения УВ.

Естественно, что наиболее благоприятные условия проявления описываемого механизма отмечаются в рифтовых поясах планеты. Именно там постоянные, периодически возникающие новообразования трещинной пористости фундамента могут приводить к существованию продолжительных по времени отрицательных градиентов перепада напоров пластовых вод в нижних частях осадочных толщ. Это, в свою очередь, препятствует рассеиванию УВ в осадочных отложениях, способствует их сохранности, формированию и переформированию залежей УВ в нижних частях осадочных комплексов.

По нашему мнению, именно этим обстоятельством можно объяснить приуроченность скоплений УВ к рифтовым зонам.

На основании изложенного можно рекомендовать новое направление поисков залежей УВ, связанное с обнаружением зон пьезоминимумов, приуроченных к разломным зонам фундамента, особенно в районах развития АНПД. Размещение здесь залежей УВ может контролироваться не только структурным, но и гидродинамическим фактором. Особенно это касается залежей нефти, для которых “коэффициент усиления” [9] обычно значительно выше, чем для залежей газа.

Поскольку фонд подготавливаемых к бурению структур имеет общую тенденцию к сокращению, любые направления поисков залежей нефти и газа вне структурных условий практически очень важны.

1. Анциферов А.С. О причинах аномально низких пластовых давлений в нефтегазоносных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. - Докл. АН СССР. 1978, т. 242, №5, с. 1130-1132.
2. Баркер К. Роль температуры и глубины захоронения в развитии субнормального и сверхнормального давления в газоносных резервуарах. - Бюл. Амер. ассоц. геол. нефт.,1979, № 3, с. 414-417.
3. Богомолов Ю.Г., Кудельский А.В., Лапшин Н.Н. Гидрогеология крупных седиментационных бассейнов. - Докл. АН СССР, 1976,т. 229, № 2, с. 443-446.
4. Гинсбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири. - Сов. геология, 1971, № 9,с. 45-58.
5. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1972.
6. Левашов К.К. Среднепалеозойская рифтовая система востока Сибирской платформы. - Сов. геология, 1975, № 10, с. 49-58.
7. Типы и эволюция гидродинамических систем /А.А. Карцев, В.А. Кудряков, В.В. Коллодий, Р.Г. Семашев и др. - Изв. АН СССР, Сер. Геол., 1971, 6, с. 122-127.
8. Фукс А.Б., Фукс Б.А. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода. - Геология нефти и газа, 1976, № 10 , с. 45-48.
9. Хабберт М.К. Гидродинамические условия формирования нефтяных месторождений. - Бюл. Амер. ассоц. геол. нефт., 1953, т. 37, № 8,с. 1954-2026.
10. Черский Н.В. Перспективы нефтегазоносности северо-востока Якутской АССР. - В кн.: Геология газовых месторождений. М., 1959,с. 26-62.

Таблица

Приведенные давления на отметке -2100 м для подсолевого карбонатно-терригенного комплекса Непско-Ботуобинской НГО

Рисунок

Схема гидроизобар по ботуобинскому и харыстанскому резервуарам и график изменения пластовых давлений с глубиной в подсолевом водоносном комплексе.

1 - скважины в которых проводились промысловые исследования; 2 - гидроизобары, МПа (плоскость приведения -2100 м); 3 - направление движения вод; 4 - предполагаемая зона отсутствия терригенных отложений; 5 - дизъюнктивные нарушения в фундаменте или осадочном чехле; 6- разведочные площади: I - Среднеботуобинская, II - Таас-Юряхская, III - Верхневилючанская, VI - Вилюйско-Джербинская, V- Иктехская, VI - Хотого-Мурбайская, VII - Юрегинская; 7 - каменная соль; 8-доломиты ангидритизированные; 9 - то же, глинистые; 10 - песчаники; 11 - глины и аргиллиты; 12 - алевролиты и алевриты, Ру.г- давление условное гидростатическое; Рпл - то же, пластовое