Информация, оборудование, промышленность
Комплексные поставки промышленного оборудования и комплектующих
Полное таможенное сопровождение и доставка оборудования
Профессиональный подбор оборудования или замена на аналоги

Вертикальная гидрогеологическая зональность

Вертикальная гидрогеологическая зональность

В гидродинамическом отношении разрез соленосной формации по вертикали является переходной зоной от активного водообмена, характерного для вышележащей надсолевой формации, к затрудненному (по терминологии Е.В. Пиннекера — «пассивному») и сильно затрудненному режиму водообмена, существующему в ее нижней части и в подсолевой формации. Пластовые воды в этих формациях почти повсеместно представлены рассолами хлоридного кальциево-натриевого, натриево-кальциевого и магниево-кальциевого состава с минерализацией 320-400 т/л и более, а водорастворенные газы (ВРГ) по составу в основном метанового и азотно-метанового типа. В рассолах содержатся бром (до 10 г/л и более), калий (до 20 г/л и более), бор, йод и ряд ценных металлов. Это дает основание рассматривать рассолы в качестве важного самостоятельного полезного ископаемого и ставить вопрос о необходимости специальных целевых исследований по геолого-экономической оценке их запасов и возможности добычи и переработки (утилизации) в промышленных масштабах, особенно при будущей разработке месторождений нефти и газа. Имеются заключения о целебных свойствах рассолов и возможности использовать их в лечебных и бальнеологических целях. Разубоженные рассолы из скважин, соленые источники и грязи уже давно используются санаториями, больницами и другими лечебно-санаторными учреждениями как в пределах НБА (курорт Усть-кутский), так и за ее пределами (Иркутск, Усолье-Сибирское, Братск и др.).

Общая минерализация рассолов, содержание в них магния, брома, кальция и другие показатели степени метаморфизма непрерывно возрастают вниз по разрезу, но в подсолевой формаций и особенно в вендском комплексе фиксируется обратная картина, т. е. имеет место инверсия. Исключением является только бром, содержание которого возрастает сверху вниз без инверсии. Эти данные, а также имеющиеся сведения об изотопном составе рассолов подтверждают рост закрытости недр с глубиной и присутствие остаточных седиментогенных и древне-инфильтрационных вод в терригенных отложениях вендского комплекса, что в целом соответствует представлениям Е.В. Пиннекера, который развивает седиментогенно-инфильтрогенную схему формирования рассолов в подсолевых терригенных толщах.

Газонасыщенность рассолов, а также содержание метана и общее количество углеводородов (УВ) в составе ВРГ возрастают вниз по разрезу без инверсий вплоть до венда, инверсия отмечается только по сумме «тяжелых» УВ. Это позволяет считать, что основным источником УВ в отложениях венда и кембрия были подсолевые терригенные отложения венда либо более древних горизонтов, из которых УВ поступали в вендский комплекс вместе с эллизионными водами. Инверсию суммы ТУ в вендском комплексе можно объяснить их отставанием, от метана в процессе латеральной миграции из главных зон цефтегазообразования (т.е. из прогибов и синеклиз) в пределы НБА.

Содержание водорастворенных органических веществ (ВРОВ) в рассолах НБА, как и вообще на юге платформы, низкое. От бельской свиты вниз по разрезу (т.е. с ростом минерализации) общее содержание органического углерода (Сорг общ.) и некоторых других компонентов возрастает. Следовательно, их современные концентрации контролируются не минерализацией рассолов, а другими факторами. Установлено довольно точное совпадение изменения содержания основных компонентов ВРОВ по разрезу и УВ в водорастворенных газах, что указывает на их генетическое единство (те и другие поступили в воду из нефтегазоматеринских пород). Исключение составляют фенолы, содержание которых зависит главным образом от наличия в разрезе нефти и жидких битумов, а не от исходного нефтегазогенерирующего потенциала материнских пород.

структура залежей

В южной части антеклизы, на Аянском месторождении, проба воды отобрана в скв. 53 из горизонта В10 на10 м ниже ВНК (интервал 3692-2681 м). Концентрация битумоида в этой воде невелика – 26,7 мг/л, причем соотношение хлороформенного и изобутилового экстрактов немногим больше единицы (1,2). Однако элементный состав битумоида (С – 80,7%, N+O – 6,2 %), невысокие содержания в нем асфальтенов (8,8%) и смол (25,4%) и резкое преобладание УВ (65,8%) в составе которых насыщенных соединений в два раза больше, чем нефтеароматически, и низкая конденсированность аренов указывают на формирование состава битумоида в результате рассеивания нефти из залежи.

На Даниловском месторождении залежи УВ приурочены к карбонатным коллекторам горизонтов Б3-4, Б5 и терригенному комплексу венда. В скв. 10 на этой площади проба весьма крепкого хлоридного кальциево-натриевого рассола с минерализацией 325 г/л отобрана на устье при самоизливе из терригенных отложений венда и верхов фундамента. Содержание битумоида в рассоле довольно высокое ‑ 77,6 мг/л, но преобладает изобутиловый экстракт. Хлороформенный и изобутиловый экстракты этого битумоида резко различны по составу. Первый содержит 84,8% углерода, второй ‑ всего 50,8%. В групповом составе АБ преобладают гетероциклические соединения, в нем 47,4% смол и 20,5% асфальтенов. УВ в этом АБ немного, но соотношение насыщенных соединений и аренов достаточно высокое ‑ 2,2. Среди н-алканов преобладает УВ С17. Конденсированность аренов низкая. Скорее всего, этот АБ смешанный, со значительной примесью УВ, рассеявшихся из залежи.

Из пластов Б3-4, Б5 проба хлоридного кальциевого рассола с минерализацией 424 г/л отобрана в Усть-Икской скв. 138 (интервал 1988-2000 м) при кратковременном переливе. Содержание АБ 38,8 мг/л, причем хлороформенный экстракт находится в концентрации чуть меньшей, чем изобутиловый. Их соотношение равно 0,77. Резко различаются эти экстракты и по элементному составу. Хлороформенный содержит углерод в концентрации 82,9%, а изобутиловый — 72,5 %. В групповом составе битумоида доминируют УВ, их концентрация 61,4%. Соотношение насыщенных и нафтеноароматических УВ равно 3,0. На долю смол и асфальтенов приходится 26,8 и 11,8% от массы АБ. Среди н-алканов преобладает УВ С19 (11%), конденсированность аренов очень низкая. Би-, три- и тетрациклические ароматические ядра составляют 10,1%. Интересно отметить, что по керну, по результатам его просмотра под люминесцентной лампой, в интервале 1941,5-1970,0 м, т.е. выше интервала, с которым связан перелив воды, фиксируется нефтенасыщение.

Из карбонатно-соленосных отложений кембрия изучены две пробы воды. Одна отобрана на Среднеботуобинском месторождении из горизонта Б1 (осинский) в скв. 30 (интервал 1440-1450 м). Проба взята при обратной промывке на устье. В этом горизонте на месторождении открыта нефтяная залежь. Проба воды содержит 366 мг/л АБ, причем хлороформенный экстракт составляет 352,6 мг/л. Битумоид содержит 81,2% С; 2,6% серы и 4,2% (N+О). Асфальтены составляют 11,1% от массы АБ, смолы — 38,5 и УВ — 50,4%. В составе УВ на долю насыщенных приходится 72,9%, нафтеноароматических — 27,1 %. Среди н-алканов преобладает (11%) УВ С18. Конденсированность аренов низкая. Существенно иной состав имеет битумоид хлоридного натриевого рассола, отобранного из карбонатно-соленосных отложений нижнего кембрия в Ербогаченской скв. 200. По элементному и групповому составу видно, что в нем преобладают гетероциклические соединения. Углерод содержится в битумоиде в количестве 63,9%, асфальтены — 26,2, смолы — 65,8, У В составляют всего 8%, причем насыщенные преобладают. Весьма своеобразен состав н-алканов этого битумоида. В нем в максимальных концентрациях содержатся УВ С18 (8,7%), С25 (6,6%) и С29 (6,5%). Этот АБ, скорее всего, характеризует региональный фон пер­вичной миграции.

Близкий состав имеют битумоиды в составе хлоридного кальциевого, весьма крепкого рассола, отобранного в скв. 230 из карбонатов нижнего — среднего кембрия (горизонты группы А) вблизи трубки Удачная. Его концентрация очень невелика — 3,1 мг/л. Битумоид кислый. В нем на долю углерода приходится 66,4%, серы — 2,8, гетероэлементов —30,8%. В согласии с этими данными находится и групповой состав АБ. В нем содержание УВ — 16,5%, смол — 49,0, асфальтенов — 34,5%. Среди УВ резко доминируют метанонафтеновые (79,2%), среди н-алканов УВ-С26 (12,8%).

Гидродинамическая напряженность (Р/Н) нефтегазоводоносных комплексов НБА

Таблица 1

Гидродинамическая напряженность (Р/Н) нефтегазоводоносных комплексов НБА

На Даниловском месторождении две пробы слаборассольной воды изучены из верхней части карбонатно-соленосного разреза (горизонты группы А), одна отобрана в скв. 4 при самоизливе из отложений ангарской свиты, вторая — при переливе на устье в скв. 3 из отложений литвинцевской свиты. В обоих случаях содержание АБ очень небольшое (2-3 мг/л), но оба битумоида характеризуются повышенным содержанием углерода в хлороформенном экстракте: первый — 77, второй — 80,9%. Битумоид ангарской свиты содержит довольно много УВ (55,2%), смолы составляют 26, асфальтены —18,8 %. Литвинцевский АБ при более благородном составе хлороформенного экстракта в битумоиде в целом содержит много меньше УВ — 12,6%' и значительно больше смол (59,7%) и асфальтенов (27,7%). Если в первом АБ соотношение насыщенных УВ и аренов близко к единице, то во втором ‑ равно 3,2.

Состав АБ из ангарской свиты, скорее всего, свидетельствует о вторичной миграции УВ из нижележащих залежей. Относительно битумоида из литвинцевской свиты однозначное суждение о его генезисе сделать трудно. Нельзя исключать наличие в нем и небольшой примеси вторично-миграционного АБ.

Таким образом, в Непско-Ботуобинской НГО в составе вод отчетливо фиксируется наличие двух генетических совокупностей битумоидов. Первая характеризует, как и в Западной Сибири, региональный фон первичной миграции, а вторая - ареалы рассеивания УВ из залежей, причем эти ареалы фиксируются как много выше залежей вверх по разрезу (Даниловская площадь), так и ниже их на десятки метров (Вилюйско-Джербинская площадь).

Пластовые давления в комплексах соленосной и подсолевой формаций варьируют в широких пределах — от аномально низких (АНПД) до аномально высоких (АВПД). В южных районах НБА в вендском комплексе пластовые давления близки к условно-нормальным гидростатическим давлениям, в верхнеданиловско-осинском комплексе— чаще всего превышают их. В северных районах под влиянием многолетней мерзлоты давления снижаются во всех комплексах, при этом в венде они становятся ниже нормальных гидростатических, а в горизонте Б4 — близкими к нормальным.

Вниз по разрезу гидродинамическая напряженность комплексов (т. е. коэффициент аномалийности К = Р/Н, где Р ‑ пластовое давление, Н ‑ глубина его замера) сначала возрастает, затем снижается (табл. 1). Максимальный «дефицит» пластового давления чаще всего фиксируется в самом верхнем, литвинцевском, комплексе (до 45 %) и в самом нижнем, вендском (до 36 %); усредненный коэффициент напряженности (аномалийности) в них соответственно 0,79 и 0,91. Максимум средней напряженности фиксируется в булайско-нижнеангарском комплексе (1,15), после чего во всех нижележащих комплексах она закономерно снижается. Характерно, что в пределах вендского комплекса напряженность тоже снижается по разрезу сверху вниз: в нижнеиктехском мезорезервуаре она составляет в среднем 0,94%, в непских мезорезервуарах - 0,77 (т. е. снижается до уровня напряженности литвинцевского комплекса и даже ниже ее на 0,02). Эти данные количественно и однозначно подтверждают снижение активности водообмена вниз по разрезу по мере роста глубины залегания водоносных комплексов.

Дефицит пластового давления (т.е. недостаток пластовой энергии) при разбуривании пластов-коллекторов проявляется поглощениями бурового раствора, что затрудняет проводку скважин (особенно при разбуривании кавернозно-трещиноватых карбонатных пород литвинцевской свиты и траппов). В нефтегазоносных, горизонтах (и особенно в вендском комплексе) поглощения, кроме того, затрудняют выявление в разрезе нефтегазонасыщенных интервалов и вызов притока УВ из пласта, что может привести к пропуску залежей нефти и газа.

В карбонатных комплексах наряду с аномально низкими и нормальными пластовыми давлениями, в отдельных изолированных блоках иногда фиксируются АВПД с коэффициентом аномалийности до 1,3-1,6. В этих случаях при проходке пластов-коллекторов отмечаются водопро-явления, иногда мощные фонтаны рассолов, что также затрудняет проводку скважин.

Причины АВПД и АНПД в пределах НБА изучены слабо и являются дискуссионными. Главная причина АВПД в соленосной формации ив карбонатном верхнем венде — нижнем кембрии, по-видимому, кроется в самой соленосной толще и обусловлена наличием мощных пластов каменной соли. Обладая на глубине пластичными свойствами, она лучше других пород передает геостатическую нагрузку на межсолевые пласты-коллекторы, вследствие чего в изолированных дизъюнктивами и литологическими факторами участках и блоках неизбежно возникает АВПД. Главенствующая роль геостатической нагрузки в возникновении АВПД подтверждается тем фактом, что в трапповых телах, которые обладают более жестким и прочным скелетом, АВПД нигде на Сибирской платформе не зафиксированы (как правило, они характеризуются не АВПД, а наоборот, интенсивными поглощениями бурового раствора). Из других причин, которые способствовали возникновению АВПД, наиболее реальны в местных условиях осмотические явления, прорывы газа и воды из нижележащих пластов и, возможно, деструкция углеводородов.

АНПД в нефтедобыче

Главной причиной АНПД здесь, по-видимому, является многолетняя («вечная») мерзлота. На юге НБА она имеет островной характер, а в районах севернее широты Преображенки и Верхнечонского месторождения образует сплошной мерзлый панцирь, который (за исключением таликовых очагов разгрузки) служит региональным изолятором для воды, углеводородных и других флюидов. Вода в нем находится в виде льда или криопэгов а периодически поступающие по новым трещинам поверхностные воды быстро замерзают, в результате чего вертикальная составляющая гидростатического напора снижается на величину, пропорциональную мощности мерзлой зоны. По этой причине под мерзлотой возникает региональное снижение напора пластовых вод, которое в данном случае не компенсируется иссякшим латеральным напором из-за удаленности краевых областей питания (они расположены на окраинах платформы) и наличия вблизи этих областей многочисленных очагов и зон разгрузки.

В литературе среди других возможных причин возникновения АНПД в северных районах НБА отмечалось влияние последнего оледенения данной территории и уход рассолов по трещинам в фундамент платформы. Однако эти гипотезы не могут в полной мере объяснить инверсию гидродинамической напряженности разреза.

Мощность мерзлой зоны на севере НБА достигает нескольких сотен метров. Под мерзлотой и в южных районах, где она имеет островной характер или отсутствует, температурные градиенты в соленосной формации не превышают 1,1-1,4°С/100 м; в карбонатной части венда ‑ от 1,6 до 1,9; в терригенной части ‑ от 2,5 до 3,5; в целом по разрезу около 1,5°С/100 м. Температура поверхности фундамента в южных районах 40-45°С, на вершине Непского свода 15-20°С, на вершине Мирнинского свода ‑ 10-15°С и менее.