К оглавлению

УДК 556.3

 

© к. Б. Аширов, 1991

О строении водонапорных бассейнов и формировании в них зональности

К.Б. АШИРОВ (СПтИ)

Для решения поставленной задачи лучшим эталоном является Урало-Поволжье. Это обусловлено хорошей изученностью здесь осадочной толщи, лежащей на породах фундамента, и данными разработки огромного числа месторождений, вошедших в завершающую стадию.

Изучение водоносности осадочных толщ связано со строением водонапорных бассейнов, формированием месторождений, вторичной цементацией пластов, обводнением залежей в процессе разработки, солевыпадением при несовместимости погребенных и закачиваемых вод, допустимостью сброса сточных вод в поглощающие пласты на разрабатываемых месторождениях, условиями генерации сероводорода и др.

Не рассматривая в деталях строение водоносного бассейна, остановимся лишь на общем характере различия вод в его разрезе, характеризующихся специфической вертикальной зональностью [4, 5].

Наиболее приемлема классификация Н.К. Игнатовича, выделившего в разрезе палеозоя три гидрохимические зоны: верхнюю - свободного водообмена пресных вод - от поверхности до соленосных водоупоров казанского и кунгурского ярусов; среднюю - затрудненного водообмена - от подошв водоупоров в перми до кровли кыновских глин в подошве франского яруса и нижнюю - застойных вод - от подошвы кыновских глин до кровли фундамента с охватом его трещиноватой поверхности.

Воды средней зоны, высокоминерализованные, с преобладанием в солевом комплексе до 90 % хлористого натрия, с пониженным содержанием хлористого кальция, брома, отсутствием закисного железа, содержат сероводород.

Воды нижней зоны - высокоминерализованные рассолы с повышенным количеством хлористого кальция (до 50 %), брома до 600-2000 мг/л (в средней зоне 50-250 мг/л) - содержат закисное железо, лишены сероводорода.

Характер минерализации вод средней и нижней зон не зависит от литологического состава вмещающих пород, кроме вод, контактирующих с пермскими соленосными толщами. За исключением высокой минерализации вод в соленосных породах перми, наблюдается тенденция роста ее от средней зоны к нижней. Так, плотность вод среднекаменноугольного возраста изменяется от до 1,17, нижнекаменноугольного - от до 1,18 и терригенного девона - от 1,15 до 1,20 г/см3.

Тенденция снижения минерализации отмечается в западных, северо-западных и юго-восточных районах провинции. Общеприняты взгляды на существование в провинции стока пластовых вод с севера на юг. В качестве областей питания принимаются на севере передовые хребты и предгорья Западного Урала, Тиман, Уфимское плато, Токмовский и Жигулевский своды, область разгрузки - бассейн Каспия.

На вопрос формирования зональности пластовых вод существуют следующие взгляды. По В.И. Вернадскому и М.Е. Альтову, зональность связана с подземным испарением, повысившим их солевую концентрацию, по А.А. Карцеву, Д. Уайту и другим,- с селективной фильтрацией рассолов, по В.А. Сулину,- с метаморфизацией вод, по С.И. Смирнову,- с диффузией хлористого натрия сверху вниз, по Л.Н. Капченко,- с седиментационными процессами, по К.В. Филатову,- с гравитационным перераспределением солевых компонентов в водонасыщенной осадочной толще.

В послевоенный период, когда началась разработка залежей нефти с законтурным заводнением, выявилась закономерность выклинивания песчаных и эффективно-проницаемых карбонатных коллекторов в законтурных зонах (рис. 1, 2, 3).

Выклинивание песчаников с замещением их глинами происходит в 1-2 км от границ поднятий, к которым приурочены залежи нефти. На таких же расстояниях от залежей карбонатные коллекторы от рифовой фации на поднятиях переходят в практически непроницаемые глинисто-карбонатные толщи, лишенные трещиноватости [3].

Выявленные особенности литологической невыдержанности проницаемых, в том числе и продуктивных пластов, заставляют пересмотреть представления об их протяженности в пределах всей провинции.

При разработке залежей без поддержания давления заводнением выяснились интересные обстоятельства. На старейшем в провинции Сызранском месторождении свыше 50 лет разрабатывается без заводнения нижнекаменноугольная залежь пласта Б2. Суммарный объем воды при сопоставлении с объемом добытой нефти в скважинах северной половины залежи, примыкающей к крутому крылу структуры - Жигулевскому разлому, в два раза превосходит объем воды, добытой в скважинах на южной половине - пологом крыле структуры. И если в процессе разработки вода, добываемая в скважинах на южном крыле структуры, практически не изменилась, то вода в скважинах на северном крыле резко изменилась и стала соответствовать воде залегающего выше водоносного серпуховского горизонта, для которой характерна сульфатность, отсутствующая в разрабатываемом пласте Б2.

Наличие активной связи разрабатываемых залежей по разломам на крутых крыльях с расположенными выше и ниже водоносными пластами подтверждается данными сброса сточных вод в поглощающие пласты. Один из них - водоносный серпуховский горизонт на границе нижне- и среднекаменноугольного времени. Так, по сообщению А.И. Слабецкого (Первомайнефть), при сбросе сточных вод в поглощающие отложения серпуховского горизонта на Мухановском месторождении первоначальное давление повысилось на 0,3 МПа. Несмотря на то что общий объем сброса воды превысил 200 млн. м3, рост давления в нем прекратился.

Данный парадокс можно объяснить тем, что установилось равновесие между объемом сброса и перетоком воды в разрабатываемую ниже нижнекаменноугольную залежь пласта С1, объемы добычи воды после начала сброса соответственно возросли. Доказательством отсутствия стока пластовых вод с Волго-Уральской НГП к югу, к зоне разгрузки в Каспийское море, служат также следующие факты. В ряде пунктов провинции на предполагаемой трассе стока обнаружены аномальные внедрения вверх глубинных вод в так называемые «гидрогеологические окна». По данным В.А. Кротовой, подобные внедрения имеются в районе Камского гидроузла и в других пунктах. Внедрение глубинных бессероводородных, железистых, высокобромных вод наблюдается в Кинель-Черкасском районе на Мухановском, Коханы-Михайловском, Димитриевском и других месторождениях. Здесь от кровли девона до кровли турнейского яруса в 300-метровой песчаной толще залегают чуждые для нижнекаменноугольных отложений воды девонского облика.

Возникает вопрос, как могли сохраниться аномальные воды в виде как бы отдельного острова на осевой трассе стока и не разбавиться водами второй сероводородной зоны? Между тем в 20 км к югу, в Нефтегорском районе, на предполагаемой трассе стока трехчленная зональность не нарушена.

Наличие у залежей пониженных ВНК объясняется эффектом сдвигания залежей напором стока пластовых вод. Поскольку, как показано выше, подземный сток практически отсутствует, данное объяснение должно быть снято. Если допустить справедливость указанных взглядов, то первым вопросом будет: почему же пониженные ВНК всегда только на крутых крыльях структур, которые отмечаются при широтной ориентировке как на северных, так и на южных крыльях. Например, на широтной трассе Жигулевской дислокации все крутые крылья структур северные, так же как и в Заволжье на структурах Красноярско-Чубовской группы, Мухановской и др. А в соседстве, перемежаясь с ними, на структурах Ромашкинской, Бавлинско-Туймазинской, Калиновско-Новостепановской, Кулешовской и других крытые крылья южной ориентировки и наклон ВНК к югу. Согласно приведенным взглядам пришлось бы допустить, что на территории провинции сток вод, как принято было считать, происходит не только с севера на юг, но и одновременно с юга на север. Это явно противоречит здравому смыслу, если бы сток вообще существовал.

Приведенные фактические данные убедительно доказывают, что представления о протяженных водонапорных бассейнах должны быть пересмотрены. В качестве таковых должны теперь приниматься для залежей несколько ограниченные по площади законтурные зоны пластов, а также совмещающиеся с ними водоносные пласты в толще палеозоя, гидравлически связанные по разломам на крутых крыльях.

Переходя к рассмотрению условий формирования зональности пластовых вод, предварительно рассмотрим характер погребенных вод в объемах залежей.

Установлено, что погребенные воды по сравнению с пластовыми значительно опреснены [1], но главное отличие их от пластовых - значительная сульфатность. Как отмечалось, из-за низкой растворимости гипса в пресных водах внутри- контурное заводнение пресными водами приводит к его выпадению, резко осложняя условия разработки. В качестве примера состава погребенных вод в табл. 1 приведены данные по водам из залежей башкирского яруса месторождений Самарской области. Есть основание считать погребенные воды несколько метаморфизованными водами древних морей, сохранившимися в коллекторах на начало формирования месторождений, в залежах которых они оказались законсервированными.

Вследствие гидрофобизации коллекторов нефтью только часть погребенной воды осталась в тупиковых участках и оставшихся после формирования залежей отдельных первично водонасыщенных интервалах пластов. Основная же масса погребенной воды находится в нефтях в деструктурированном, а стало быть, подвижном состоянии и извлекается при разработке с нефтью. Это подтверждается тем, что даже в фонтанных скважинах в фильтровых интервалах эксплуатационных колонн в начальные безводные периоды эксплуатации накапливаются столбы погребенной воды. Периодически, в порядке самоочищения, эта вода выбрасывается фонтанными струями, что сопровождается резкими кратковременными повышениями содержания в нефтях солей.

Последовательное изменение с глубиной физико-химического состава вод, выражающееся в увеличении концентрации в них солей, с накоплением в остатке более тяжелых солей, можно объяснить селективным отжатием сквозь глинистые пласты-фильтры избыточной воды с солями с меньшими ионными радиусами. Это связано с уплотнением пород под влиянием горного давления.

Как показал Е.И. Стетюха, в условиях Русской платформы под влиянием уплотнения пород пористость песчаников снизилась с 33 у поверхности до 16 на глубине 700 м и до 5 % в подошве терригенного девона. На Мухановском месторождении пористость нижнекаменноугольных песчаников пласта СII на глубине 2300 м составляет 19,9 %, тогда как гранулометрически однотипные песчаники пласта ДII залегающие на 500 м ниже, имеют пористость 16,8 %. По данным Б.К. Прошлякова, на Северном Кавказе при погружении мезозойских песчаников от 1000 до 3500 м пористость их уменьшилась от 15 до 5, а глин - от 30 до 10 %.

Важны для понимания сделанных выводов данные, полученные А.Н. Козиным по составу вод, насыщающих глинистые интервалы в разрезе палеозоя, в сопоставлении с пластовыми водами в перемежающихся с глинами водоносных пластах (табл. 2).

Как следует из табл. 2, минерализация поровых растворов (в глинах) резко уменьшена по сравнению с минерализацией пластовых вод, которая с глубиной закономерно возрастает. Одновременно с глубиной повышается содержание в солевых компонентах более тяжелых ионов - кальция и магния и снижается легких, например натрия. Но кроме ионной плотности на фильтруемость солей влияют и ионные радиусы их молекул, составляющие у воды 1,98*10-10 м, у натрия 0,98*10-10 м, у хлора 1,81*10-10 м, тогда как у других солевых компонентов ионные радиусы больше: у кальция 1,96*10-10 м, у иона SO4 железа 2,95*10-10 м и др.

Убедительные данные А.Н. Козина по характеру изменения состава вод, по содержанию хлоридов натрия плюс калия (S1) и кальция плюс магния (S2) в толще терригенного девона показывают, как влияют глинистые перемычки между пластами на характеристику вод, подчас резко изменяющуюся под каждой глинистой перемычкой (табл. 3).

На основании приведенных данных подтверждается вывод о том, что формирование зональности пластовых вод связано с уплотнением пород под влиянием горного давления и отжатием сквозь глинистые перемычки, как через сито, избыточной воды с растворенными в ней наиболее легкими и обладающими минимальными размерами ионных радиусов солевыми компонентами, в первую очередь хлористого натрия. Это привело к концентрации в остатке более тяжелых солевых компонентов, а рост минерализации оставшейся воды связан с уходом значительного ее количества при фильтрации через глины.

Последующее преобразование состава вод должно привести к полному отжиму из рассолов хлористого натрия и калия. По данным В.А. Кротовой, это наблюдается на ряде месторождений в кембрийских песчаниках в Иркутской области и Якутии, где в пластовых водах полностью отсутствует хлористый натрий и рассолы содержат только хлористый кальций и другие тяжелые солевые компоненты.

С фильтрационным эффектом связана и газонасыщенность пластовых нефтей. Установлено, что газовые факторы и состав растворенных в нефтях газов зависит от мощностей покрышей над залежами. При этом утечка газов через покрышки в первую очередь обусловлена фильтрацией метана, как газа наиболее легкого и имеющего минимальный размер молекулы [2].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Аширов К.Б., Данилова Н. И. Погребенные воды нефтяных месторождений Среднего Поволжья и зональный характер их распределения // Труды Гипровостокнефти,- Куйбышев,- Вып. 12,- 1969.-С. 233-244.

2.     Аширов К. Б., Абрамова Л. М. О влиянии мощности покрышек на газовый фактор и компонентный состав растворенного газа // Газовое дело.- 1972.- № 10.- С. 12- 15.

3.     Аширов К. Б., Гудошников С. С. О развитии процессов рифообразования в конце турнейского века на территории Куйбышевско-Оренбургского Заволжья / / Труды Гипровостокнефти.- Куйбышев.- Вып. XXVII.- 1976.- С. 117-121.

4.     Капченко Л. Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления.- JI.: Недра.- 1983.

5.     Филатов К. В. Основные закономерности формирования химического состава подземных вод и поисковые признаки нефтегазоносности.- М.: Недра. - 1976.

Abstract

In contrast to the ideas on the existence, within petroliferous provinces, of aquifer basins with drainage and discharge areas, as exemplified by the Volga-Urals region, the actual data indicate the absence of the above regularity. It is suggested that fluid-permeable strata were formed locally on structural high arches, with their wedging out in removed flanking zones where they are replaced by clays and tigth argillaceous- carbonaceous rocks. In this connection, the possibility of existing continuous aquifer basins within the provinces is excluded indicating the presence of isolated lenses with stagnant waters in these areas. Within the multilayer stratigraphic sequences, certain water-saturated lenses may fee associated with vertical faults. "The vertical zonation of waters has been formed due to their expulsion through clay seals on rock compaction with a selective release mainly of sodium chloride and the accumulation of calcium, bromine, iodine, iron, etc. having large ionic radii and high ionic densities.

 

Таблица 1 Состав вод залежей башкирского яруса

Номер скважины

Ионный состав, мг/л

Соленость, %

Суммарная минерализация, мг/л

Сl

SO4

Са

Mg

Na+K

S1

S2

Кулешовское месторождение

8

3,90

13,00

2,80

0,40

6,40

55,26

44,74

26,5

58

3,20

22,20

2,80

0,40

8,70

69,10

30,90

37,3

Якушкинское месторождение

9

5,33

33,50

4,40

0,60

13,30

68,24

31,75

57,1

Покровское месторождение

121

6,00

8,20

2,40

0,10

4,80

61,78

38,22

21,5

Алакаевское месторождение

112

12,80

21,60

5,00

0,50

12,00

64,20

35,80

51,9

125

5,00

33,40

4,00

0,40

14,20

72,62

27,38

56,8

 

Таблица 2 Минерализация и компонентный состав поровых растворов глин и пластовых вод в терригенных коллекторах каменноугольного и девонского возраста в Борской депрессии (Самарская область)

Горизонты, поровый раствор глин (ПР), пластовая вода (ПВ)

Минерализация, г/л

Катионы, %-экв.

Са2+

Mg2+

Na++K+

Верейский, ПР

45-53

3,3-3,9

1,6-2,2

36,7-43,8

» ПВ

260

6,7-7,1

2,2-2,5

40,2-41,7

Бобриковский, ПР

12-13

2,2-2,3

1,3-1,4

44,0-44,1

» ПВ

263

1,6-2,7

0,8-1,7

44,3-47,5

Радаевский, ПР

12-15

3,8-4,1

1,0-2,2

44,1-45,3

» ПВ

265

9,6-12,7

4,5-4,7

32,8-35,7

Елховский, ПР

13-15

2,1-4,8

1,6-2,2

43,1-44,8

» ПВ

266

13,5-13,6

3,6-3,7

32,9-33,0

Кыновский, ПР

7-10

7,1-7,2

3,0-3,1

39,0-40,0

» ПВ

 

Коллектор отсутствует

Пашийский, ПР

9-13

2,8-4,8

1,9-2,3

31,2-41,1

» ПВ

273

19,2-19,4

3,4-3,6

27,1-27,2

Ардатовский, ПР

10-11

9,4-9,5

5,2-5,3

35,5-35,6

» ПВ

274

25,3-25,5

3,2-3,3

21,4-21,6

Воробьевский, ПР

16-18

4,1-8,4

2,3-3,3

24,8-40,6

» ПВ

276

27,6-27,7

3,1 - 3,2

19,3-19,4

Афонинский, ПР

21-22

17,5-17,6

3,2-3,3

12,7-12,8

» ПВ

276

27,2-27,7

3,2-3,3

19,6-19,7

 

Таблица 3 Характеристика пластовых вод

Площадь

Пласт

Соленость, %

S1

S2

Хилковская

ДI

56,70

43,30

»

ДII

56,86

43,12

»

ДIII

50,05

48,84

»

ДIV

48,94

51,06

Мухановская

ДI

48,40

51,58

»

ДII

48,64

51,32

»

ДIII

46,80

53,18

»

ДIV

44,64

55,36

Коханская

ДI

48,00

51,98

»

ДII

47,02

52,96

»

ДIII

46,14

53,84

»

ДIV

37,34

62,66

Дмитриевская

ДI

49,56

55,44

»

ДII

49,74

50,26

»

ДIII

47,34

52,64

»

ДIV

44,78

55,22

 

Рис. 1. Геолого-литологический разрез верейских отложений Козловского месторождения Самарской области:

1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3 - глины; 4 - карбонаты

 

Рис. 2. Геолого-литологический разрез терригенно-карбонатных отложений нижнего карбона Белозерско-Чубовского месторождения Самарской области.

Усл. обозн. см. на рис. 1

 

Рис. 3. Примеры структур с карбонатами рифогенного происхождения:

а - Кулешовская, б - Бариновско-Лебяжинская, в - Якушкинская, г - Хилковская, д - Дерюжевская, е - Покровская (Оренбургская область) Карбонаты: 1 - рифогенного происхождения, 2 - глинистые; 3 - глины Малиновского надгоризонта; 4 - условная граница отсчета мощностей турнейских карбонатов