В результате проведенного анализа различных гидрохимических, газогидрохимических и гидродинамических особенностей пластовых вод в осадочном чехле Печорского НГБ выделяются три типа вертикальной гидрохимической зональности: инверсионный, нормальный и аномальный (рис. 1). При этом за основу выделения принята величина минерализации подземных вод, состав которых до исследованных глубин (6 км) остается неизменным – хлоридным, натриевым, а генетический тип (по В.А. Сулину) – хлоркальциевым.

Самым распространенным на территории ТПП является первый тип, который охватывает большую часть структур различных порядков. Для Печорской синеклизы это Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Шапкина-Юрьяхинский вал, Денисовский прогиб, северный блок Колвинского мегавала, Хорейверская впадина и Печоро-Кожвинский мегавал; для Предуральского прогиба – поднятие Чернышева, Косью-Роговская впадина, Среднепечорское поперечное поднятие и Верхнепечорская впадина (рис. 2). Этому типу гидрохимической зональности соответствуют три гидрохимические зоны нижняя инверсионная, где наблюдается постепенное снижение минерализации вод с глубиной; переходная – стабилизация максимальных минерализации и верхняя нормальная – минерализация с глубиной закономерно и последовательно повышается. Границы переходной зоны в зависимости от литологических и геолого-тектонических особенностей строения отдельных тектонических элементов могут варьировать в широких пределах по вертикали осадочного чехла. К верхней нормальной и переходной зонам относятся воды всех водоносных комплексов, залегающих выше регионального кыновско-саргаевского флюидоупора. К нижней инверсионной зоне относятся среднедевонско-нижнефранский терригенный и ордовикско-силурийско-нижнедевонский карбонатный водоносные комплексы. Для нее характерны повышенные температура (до 113,2°С) и давление (до 65,4 МПа) (Денисовский прогиб). Коэффициенты аномальности пластовых давлений достигают 1,52, газосодержание до 3,3 м³/м³. Вполне вероятно, что сами опресненные воды и особенно процессы, их формирующие, способствуют миграции и скоплению генерирующих рассеянных УВ в залежи. Кроме того, анализ распространения инверсионных структур провинции (см. рис. 2) показал, что инверсионный тип зональности может быть приурочен как к впадинам, так и к рифтовым зонам. Верхняя граница инверсионной зоны варьирует в широких пределах: от 2,8 (север Печоро-Кожвинского мегавала) до 6,2 км (Косью-Роговская впадина).

К структурам с нормальной гидрохимической зональностью, заключающейся в постепенном увеличении минерализации пластовых вод во всем изученном интервале глубин (до 4,7 км), относятся в Печорской синеклизе Варандей-Адзьвинская структурная зона, Макарихинский и Салюкинский валы, в Предуральском краевом прогибе Воркутское поперечное поднятие и Большесынинская впадина. Средние градиенты температур здесь составляют 2–2,4 °С/100 м. Коэффициенты аномальности давлений в целом по разрезу не превышают 1,12. Инверсионность на этих структурах, по всей видимости, либо вообще не проявилась (Макарихинский и Салюкинский валы, где фундамент залегает на глубинах до 5 км), либо граница перехода обнаружена ниже исследованных глубин (Воркутское поперечное поднятие и Большесынинская впадина, где фундамент находится на глубинах 6–7 км и более).

Нижней инверсионной зоне присущи газовые и газоконденсатные месторождения (открыты пока на юге Печоро-Кожвинского мегавала и на Среднепечорском поперечном поднятии). Конденсаты плотностью 0,744– 0,754 г/см³ имеют высокую концентрацию метана (до 84,78 %) и низкую азота (до 1,2–3,2 %).

К переходной зоне приурочены преимущественно нефтяные, нефтегазоконденсатные и реже газоконденсатные залежи. По химическому составу газоконденсаты этой зоны практически не отличаются от газоконденсатов инверсионной. Нефти по составу легкие, плотностью 0,804–0,861 г/см³. В составе растворенного в нефти газа преобладают метан (до 67,5 %), азот (до 13,07 %). Сумма гомологов метана достигает 47 %.

В верхней нормальной зоне залежи УВ располагаются (снизу вверх): нефть, газоконденсат, газ. Нефти по составу остаются сравнительно легкими, плотностью 0,837–0,854 г/см³. Газоконденсатные и газовые залежи превалируют над нефтяными. Плотность их достигает 0,75 г/см³. По химическому составу свободного газа они также близки между собой. Содержание метана составляет 80,2–96, гомологов 1,04–13,7, азота 2,84– 13,76 %. Газы для этой части разреза можно квалифицировать как метановые, иногда с повышенным содержанием азота, углекислые (до 9,9 %).

Для нормального типа гидрохимической зональности характерны в основном нефтяные залежи, расположенные на Макарихинском и Салюкинском валах Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Плотность нефти для этой зональности зависит от глубины ее залегания в осадочном чехле. Так, для триасовых отложений характерны тяжелые нефти (плотностью 0,994 г/см³), а для нижнедевонских – легкие (0,871 г/см³). Для нефтей характерно повышенное содержание смол и асфальтенов (до 27,9 %). Состав растворенного в нефтях газа углеводородный: метана 51,48–91,2 % с большим содержанием его гомологов (до 55 %), азота в среднем 2–5.

Для аномального типа вертикальной гидрохимической зональности характерны нефтяные залежи. Нефти здесь более легкие, плотностью менее 0,852 г/см³. В целом разгазированные нефти малосмолистые (>8,98 %), малосернистые (до 0,76 %). Отличительной чертой всех рассмотренных залежей этой зональности является повышенное содержание в них твердых парафинов, закономерно повышающееся вниз по разрезу от триасовых до среднедевонских отложений (от 3,3 до 20,5 %). Состав растворенного газа углеводородный, содержание метана 48,7–65,5 % при сумме его гомологов 33,9– 57,2, с относительно незначительным содержанием азота, до 7,4 %.

Приведенные данные свидетельствуют о наличии двух этажей газоносности: нижнего, располагающегося в нижней инверсионной зоне, и верхнего, соответствующего верхней нормальной зоне. Можно предположить, что нижняя инверсионная зона – зона преимущественно вторичного накопления газовых залежей, формирование которой произошло, по-видимому, за счет перестройки структурного плана в верхнепермско-триасовый период, когда в целом по бассейну наращивался темп формирования складок и отдельных локальных структур. Здесь потенциально нефтегазопродуцирующие толщи уже прошли стадию нефтеобразования (ГФН по Н.Б. Вассоевичу), но для них сохранилась еще возможность газообразования за счет выделения газа из воды и дегазации нефтей в зонах ослабления тектонических напряжений (этап вторичного формирования зон газонакопления в верхней части разреза осадочного чехла или в верхней нормальной зоне). Зоны нефтенакопления включают в себя практически все отложения Печорского НГБ и хорошо увязываются с переходной зоной инверсионной зональности, а также с ее нормальным и аномальным типами, в которых отмечается максимальная минерализация вод.

Если проследить районы распространения верхнего этажа газоносности, то можно отметить, что все залежи газа приурочиваются к структурам с инверсионным типом зональности. В нормальном и аномальном типах, как уже отмечалось, таковые залежи отсутствуют. Газопроявления на больших глубинах также свойственны структурам с инверсионным типом зональности. Причем территории, где инверсионность, по мнению некоторых исследователей, не проявилась, отнесены нами к инверсионным, несмотря на то что по фактическому материалу это пока плохо прослеживается, что мы связываем с низкой степенью освоения больших глубин.

1. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы земли.– М.: Недра.- 1984.
2. Подземная гидросфера как возможный источник газового сырья / Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник, М.И. Суббота, Г.А. Юрин.– Сер. Геол. методы поиска и разведки м-ний нефти и газа. Обзор // М.: ВИЭМС.– 1985.
3. Прогноз нефтегазоносности Печорского бассейна по газогидрохимическим показателям на больших глубинах / В.М. Мильков, А.Н. Смирнов, Н.Е. Мамаева, С.Б. Руфов // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1988.– № 8.– С. 3–6.

Three types of vertical hydrochemical zonation are recognized on the basis of which the main areas of petroleum accumulation are traced. The hydrochemical zonation may serve as an indice for separate prediction of oil or gas accumulation. A new substantiation regarding the deep gas potential of inverse zones is made and the most promising areas are identified.

1 – газ, 2 – газоконденсат, 3 – нефть

Типы зональности. 1 – инверсионный, 2 – нормальный, 3 – аномальный; 4 – изогипсы кровли фундамента, км. Структуры Печорской синеклизы: I – Малоземельско-Колгуевекая моноклиналь, II – Денисовский прогиб, IIа – Шапкина-Юрьяхинский вал, III – Колвинский мегавал, IV – Хорейверская впадина, IVa–б – Макарихинский и Салюкинский валы, V – Варандей-Адзьвинская структурная зона, Va – вал Сорокина, Vб – вал Гамбурцева, VI – Печоро-Кожвинский мегавал, VII – Ижма-Печорская впадина; структуры Предуральского краевого прогиба; VIII – Коротаихинская впадина; IX – поднятие Чернышева, X – поднятие Чернова, XI – Косью-Роговская впадина, ХIа – Воркутское поперечное поднятие, XII – Большесынинская впадина, XIII – Среднепечорское поперечное поднятие, XIV – Верхнепечорская впадина, XV – Тиманская гряда.