ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ АПТ-АЛЬБ-СЕНОМАНСКОГО КОМПЛЕКСА КАМЕННОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Абдрашитова Р.Н.

ORCID: 0000-0002-7060-0701, Кандидат геолого-минералогических наук,

Тюменский индустриальный университет

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ АПТ-АЛЬБ-СЕНОМАНСКОГО КОМПЛЕКСА КАМЕННОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Аннотация

Автором рассмотрены гидрогеодинамические и гидрогеохимические особенности апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса в пределах Каменного месторождения нефти, расположенного в Красноленинском нефтегазоносном районе Западной Сибири. Показано, что несмотря на существование элементов геодинамической водононапорной системы в низах осадочного чехла, гидрогеологические условия апт-альб-сеноманского комплекса достаточно однородные. Основным процессом, определившим современную природу гидрогеологического поля в районе исследований, являлся элизионный водообмен, благодаря которому в апт-альб-сеноманском комплексе присутствуют сверхгидростатические пластовые давления и гидрокарбонатно-натриевый тип вод по В.А. Сулину.

Ключевые слова: гидрогеологический комплекс, элизионный водообмен, тип вод по В.А. Сулину, водонапорная система, пластовое давление

Abdrashitova R.N.

Tyumen Industrial University

ORCID: 0000-0002-7060-0701, PhD in Geology and Mineralogy

HYDROGEOLOGICAL CONDITIONS OF THE APTIAN-ALBIAN-CENOMANIAN COMPLEX KAMENNYJ OIL FIELD

Abstract

Hydrogeodynamic and hydrogeochemical features of the Aptian-Albian-Cenomanian hydrogeological complex within Kamennyj oil fields are considered by the author. The field is located in the Krasnoleninsk petroliferous area of Western Siberia. Hydrogeological conditions of the Aptian-Albian-Cenomanian complex enough homogeneous despite the existence of elements of geodynamic water pressure system in the lower sedimentary cover. The basic process that has defined modern hydrogeological conditions in the study area have elision water exchange. Through this process in the Aptian-Albian-Cenomanian complex present excess hydrostatic reservoir pressure and sodium bicarbonate-type water by V.A. Sulin.

Keywords: hydrogeological complex, elision water exchange, treatment type by V.A. Sulin, a water pressure system, the reservoir pressure.

При разработке месторождений углеводородов особое внимание должно быть уделено гидрогеологическим исследованиям и контролю. Это является важнейшим условием эффективной и экологически безопасной нефтегазопромысловой деятельности. Особенно актуальным это становится в районах со сложным геологическим строением и гидрогеологическими условиями, где гидрогеологическая информация является одной из необходимых основ корректной разработки.

Красноленинский НГР является крайне сложным с точки зрения геологического строения. До настоящего времени не сложилось однозначного мнения о природе контрастности гидрогеологического поля в его пределах. Также для месторождений этого района требуется уточнение модели процесса разработки, так как проектные дебиты если и достигаются, то временно: за счет проведения мероприятий по гидроразрыву. В настоящей статье представлены результаты исследований гидрогеологических условий  Каменного месторождения нефти, которое расположено в Красноленинском нефтегазоносном районе, в Приуральской части Западной Сибири.

Характерные черты геологического строения рассматриваемого района связаны с глинистым составом пород неокомского возраста (более 700 м) (фроловский барьер). Также можно отметить его приближенность к Восточно-Уральскому краевому шву. Это является одной из главных причин большого количества дизъюнктивных нарушений в фундаменте, прослеживаемых и выше, в осадочном чехле.

Гидрогеологическая стратификация разреза представлена бассейнами кайнозойского, мезозойского и палеозойского возрастов. В составе мезозойского бассейна выделяется семь этажно залегающих гидрогеологических пластов[5, С. 39].

Продуктивными в районе исследований являются апт-альб-сеноманский (ААСК) и нижне-среднеюрский комплексы. Гидрогеологические условия последнего рассмотрены нами в научных публикациях [1,2]. Мы предполагаем, что НГР принадлежит к водонапорной системе литостатического элизионного типа с элементами геодинамической системы в низах осадочного чехла.

В пределах Каменного месторождения ААСК сложен, в основном, песчано-алевритовыми разностями пород. Комплекс представлен в отложениях уватской (сеноман) ханты-мансийской (альб) и викуловской (апт) свит. Глубина залегания кровли ААСК (кровля уватской свиты) изменяется от 956 до 1008 м, подошвы (кровля кошайской свиты) – 1712 – 1780 м. В пределах месторождения уватская свита имеет мощность в среднем 249,2 м) и представлена преимущественно проницаемыми породами.

Подземные воды в осадках уватской свиты можно отнести к хлор-кальциевому типу (по В.А.Сулину), соленым с минерализацией от 12,6 до 12,9 г/дм³, очень жестким (14,75-15,58 мг-экв/дм³), по водородному показателю - нейтральным (рН = 7,3 – 7,4). По ионно-солевому составу воды относятся к хлоридно-натриевым.

Ханты-мансийская свита представлена в основном аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями проницаемых пород. В пределах рассматриваемого месторождения свита имеет среднюю мощность 104,1 м.

Викуловская свита делится на две подсвиты, нижняя из которых более глинистая. Здесь заметно увеличивается количество выдержанных пластов песчаников, которые чередуются с глинами и плотными породами. Общая мощность составляет порядка 180-260 м.

Водные растворы в отложениях викуловской свиты по классификации В.А. Сулина принадлежат гидрокарбонатно-натриевому типу вод. ААСК здесь характеризуются хлоридно-натриевым составом.

Минерализация вод хлормагниевого типа достигает 15,5 г/л, а гидрокарбонатно-натриевого – 8,6-13,8 г/л. Величина хлор-ионов изменяется от 4042 до 8662 мг/л. Концентрация ионов хлора в ААСК превышает его концентрацию в нижне-среднеюрском комплексе почти в 1,7 раз. Гидрокарбонатные ионы концентрируются в диапазоне от 695 до 2044 мг/л. Таким образом к нижне-среднеюрскому комплексу происходит увеличение концентрации в 1,5 раза в среднем. В викуловских отложениях катионный состав вод характеризуется преобладанием натрия с калием (среднее значение – 4037 г/л), концентрация этих катионов примерно в 1,4 раза выше по сравнению с нижне-среднеюрским комплексом. Концентрация ионов кальция (~117 мг/л) и магния (~ 16 мг/л) в рассматриваемом комплексе в 1,1 и 1,7 раз соответственно превышает таковые в нижне-среднеюрском комплексе.

Генетический натрий-хлорный коэффициент вод хлормагниевого типа в отложениях викуловской свиты не превышает значения 1, а для гидрокарбонатно-натриевого типа достигает значения 1,2. Значение бор-бромного коэффициента в среднем составляет 0,2.

На рисунке 1 представлены величины минерализации подземных вод в ААСК с изолиниями пластовых давлений, приведённых к отметке 1500 м. По площади месторождения пластовое давление изменяется от 15 до 16,6 МПа. Большая часть месторождения характеризуется развитием сверхгидростатических давлений  (превышение до 1,6 МПа).

Рис.1 - Минерализация и пластовые давления в подземных водах  ААСК Каменного месторождения нефти

На основе имеющихся каротажных диаграмм по некоторым скважинам рассчитано число циклов элизионного водообмена (по А.А. Карцеву [3, С. 118]) (рис. 1).

Наибольшее число циклов (около 6) связано с зонами пьзомаксимума, т.е. участками развития сверхгидростатических давлений. Результаты предыдущих палеогидрогеологических исследований однозначно свидетельствуют, что причиной развития здесь пьезомаксимумов является элизионный водообмен [4, С. 108]. Учитывая, что коллекторские породы апта (викуловская свита) были перекрыты глинистыми отложениями альба (ханты-мансийская свита), авторы полагают, что отжимаемые из фроловского барьера воды двигались в сторону Кондинского и Северо-Сосьвинского сводов по аптским коллекторам. В этом направлении увеличивается минерализация вод ААСК, гидрокарбонатно-натриевый тип вод (по В.А. Сулину) переходит в хлоркальциевый. В восточном направлении разрез опесчанивается, а и влияние элизионных вод, отжатых из глин фроловского барьера, на состав подземных вод апта и юры ослабевает. Наблюдается рост минерализации, доля элизионных вод в составе подземных растворов значительно снижается. В пределах Каменного месторождения сохраняется региональная латеральная направленность потока подземных вод ААСК. Она заключается в движении к центральным районам бассейна от его окраин –  региональных областей питания.

Таким образом, от апт-альб-сеномана до юры наблюдается инверсионная гидрогеохимическая зональность. С глубиной уменьшается содержание таких микрокомпонентов как бром и йод, а также увеличиваются содержания бора и диоксида кремния, значения хлор-натриевого и бор-бромного коэффициентов. Это свидетельствует о различных условиях формирования подземных вод в ААСК и нижне-среднеюрском комплексе  рассматриваемого нефтегазоносного района. Кроме того, можно отметить отсутствие влияния глубинных высокотемпературных флюидов как на соств пластовых вод ААСК, так и на направленность их движения.

Описанная структура гидрогеохимического и геогидродинамического полей в пределах ААСК существенно отличается от аналогичной в пределах нижне-среднеюрского комплекса, в первую очередь большей однородностью. Основными факторами формирования подземных вод ААСК являются процессы взаимодействия в системе: осадки – захороненноые седиментационные воды – элизионные воды. Поступление элизионных вод определило гидрогеохимическую картину ААСК, переход от хлоркальциевого (сеноман) к гидрокарбонатно-натриевому (апт) типу. Также, на наш взгляд, это основная причина формирования здесь пластовых давлений, превышающих условные гидростатические.

 

Список литературы / References

1. Абдрашитова Р.Н.. Гидрогеодинамические и гидрогеохимические условия нижнесреднеюрского гидрогеологического комплекса Талинского месторождения нефти / Р.Н. Абдрашитова, Р.А. Акжанов, Е.А. Лукьяненко. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2016 – №2 – С.6-11.
2. Абдрашитова Р.Н. Модель формирования подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов Красноленинского нефтегазоносного района Западно-Сибирского мегабассейна. В сборнике: Материалы Международной научной конференции, посвященной 85-летию академика Азада Халил оглы Мирзаджанзаде. Баку, 2013г. (21-22 ноября 2013 г.). С. 15-16.
3. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений / А.А. Карцев. – М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1963. - 354 с.
4. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна / В.М. Матусевич. М: Недра, 1976. – 158 с.
5. Матусевич В.М. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна / В.М. Матусевич, И.Н. Ушатинский, А.В. Рыльков. – Тюмень: ТЮМГНГУ, 2005. – 225 с.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Abdrashitova R.N. Gidrogeodinamicheskie i gidrogeohimicheskie uslovija nizhnesrednejurskogo gidrogeologicheskogo kompleksa Talinskogo mestorozhdenija nefti [Hydrogeochemical and hydrogeological conditions of Lower and Middle Jurassic complex Talin oil fields] / R.N. Abdrashitova, R.A. Akzhanov, E.A. Lukyanenko. // Proceedings of the higher educational institutions. Oil and gas. - Tyumen: TGNGU, 2016 - №2 - P.6-11. [in Russian]
2. Abdrashitova R.N. Model' formirovanija podzemnyh vod glubokih neftegazonosnyh gorizontov Krasnoleninskogo neftegazonosnogo rajona Zapadno-Sibirskogo megabassejna. [The model of formation of underground waters of deep oil and gas bearing horizons Krasnoleninsk oil and gas region of the West Siberian megabasin]./ R.N. Abdrashitova In: Proceedings of the International conference devoted to the 85th anniversary of academician Azad Khalil oglu Mirzadzhanzade. Baku, 2013. (21-22 November 2013). P. 15-16. [in Russian]
3. Kartcev A.A. Gidrogeologija neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Hydrogeology of oil and gas exploration] / A.A. Kartcev. - M .: Gostoptekhizdat, 1963. - 354 p. [in Russian]
4. Matusevich V.M. Geohimija podzemnyh vod Zapadno-Sibirskogo artezianskogo bassejna. [Geochemistry of underground water of the West Siberian artesian basin]. M.: Nedra, 1976. - 158 p. [in Russian]
5. Matusevich V.M. Geofljuidal'nye sistemy i problemy neftegazonosnosti Zapadno-Sibirskogo megabassejna [Geo-fluid system and the problems of oil and gas potential of the West Siberian megabasin] / V.M. Matusevich, A.V. Ryl'kov, I.N. Ushatinskaya. - Tyumen: TSOGU, 2005. - 225 p. [in Russian]