Нефтегазоносные артезианские бассейны межгорного типа

К главнейшим нефтегазоносным артезианским бассейнам межгорного типа относятся Ферганский, Таджикско-Афганский, Южно-Каспийский, приуроченный к акватории Каспия и представленный на суше Западно-Туркменской и Азербайджанской частями, Сахалинский.

Ферганский бассейн. Приурочен к Ферганской межгорной впадине, окруженной горно-складчатыми сооружениями. Границами служат подошвенные части окружающих хребтов, где наблюдаются выходы на поверхность мезозойских пород.

Здесь выделяются следующие комплексы: палеозойско- докембрийский, юрский, меловой, палеогеновый, неогеновый, четвертичный.

Воды палеозойско-докембрийского комплекса распространены в горных сооружениях, обрамляющих впадину, и представляют собой минерализованные воды хлоридно-кальцие- вого типа с растворенными газами метано-азотного состава.

В водах юрского комплекса отмечается увеличение минерализации и метаморфизации по направлению от периферии к внутренним частям бассейна по мере погружения осадочной толщи. В предгорьях развиты пресные воды гидрокарбо- натно-натриевого типа, в центральных частях впадины — крепкие рассолы, относящиеся к хлоридно-кальциевому типу. Среди растворенных газов наиболее характерен метан.

Воды мелового комплекса характеризуются своеобразной гидрохимической слоистой зональностью. Верхи верхнемеловых отложений (пласты XIII—XVI сенонского возраста) содержат крепкие рассолы хлоридно-кальциевого и сульфатно-натриевого типов. В верхней части нижнемеловых пород распространены слабоминерализованные воды. Так, воды пласта XVIII (сеноман) с минерализацией 22 г/л относятся к гидро- карбонатно-натриевому типу. Нижние горизонты нижнемеловых отложений содержат снова крепкие рассолы.

В палеогеновом комплексе установлено восемь водоносных горизонтов, к которым приурочены залежи углеводородов. По генезису в описываемом комплексе наблюдаются разнообразные воды: инфильтрационные, седиментационные, смешанные. В месторождениях, тяготеющих к горному обрамлению (Яркутан), наблюдаются слабоминерализованные воды (до 7 г/л), на месторождении Чимион — щелочные воды гид- рокарбонатно-натриевого типа. На месторождениях Шорсу и Сельрохо развиты жесткие воды, представленные рассолами хлоридно-кальциевого типа. На месторождении Шорсу в некоторых горизонтах отмечается высокое содержание сульфатов.

В северо-восточной части бассейна наблюдается увеличение минерализации к центральным частям впадины. В некоторых пластах палеогенового возраста, несогласно срезанных бактрийскими породами (пласт III в Палванташе и Южном Ала- мышике, пласты V—VII в Ходжиабаде), между пластами, слагающими покрышку, и залежью нефти наблюдается водная прослойка, причем над нефтью и под нефтью составы вод различны, в частности, верхние воды менее минерализованы и более насыщены сульфатами.

Воды неогенового комплекса, как правило, маломинерализованные и относятся к гидрокарбонатно-натриевому или сульфатно-натриевому типам. В отдельных случаях наблюдаются высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого типа.

По современным представлениям, в Ферганском бассейне развиты седиментационные и инфильтрационные воды. В пределах бассейна имеют место две гидродинамические системы.

Окраинные части впадины заполнены инфильтрационны- ми водами, областями питания являются горно-складчатые сооружения. Однако инфильтрационные воды внедряются в юрские и меловые отложения весьма неглубоко. М. И. Суббота объясняет это тем, что вдоль северного и южного бортов впадины имеются протяженные тектонические разрывы, играющие роль непроницаемых экранов. В пределах Ферганской впадины не отмечены заметные области разгрузки. Для внутренних районов впадины характерен элизионный режим, и движение высокоминерализованных вод направлено от центра к периферийным частям бассейна.

Своеобразие в развитии бассейна выражается в том, что в конце палеогена — начале неогена хребты, окружавшие Ферганскую впадину, испытали резкое воздымание. Это привело к тому, что во впадину поступила большая масса грубообломочного материала. Мезозойские отложения в центральной части впадины, погружаясь, испытали на себе воздействие горного давления, что привело к выжиманию из глинистых формаций вод и углеводородов в вышележащие и одноименные пласты, в зоны меньших давлений. При линзовидном характере залегания проницаемых толщ этот процесс привел к созданию зон аномально высоких пластовых давлений.

Таджикско-Афганский бассейн. Большая часть этого бассейна находится в Афганистане. С севера бассейн ограничен тектоническим разломом, протянувшимся вдоль Гиссарского хребта и Заалайских гор, на востоке — Памиро-Дарвазским хребтом, на западе и северо-западе — юго-западными отрогами Гиссарского хребта, на юге — Паропамизским и Гинду- кушским хребтами.

В тектоническом плане бассейн совпадает с Таджикской депрессией и Северо-Афганским выступом. А. В. Готгильф и

С. Талипов рассматривают Таджикскую депрессию как единый бассейн по юрским, нижнемеловым и частично верхнемеловым отложениям, а для вышележащих образований выделяют ряд наложенных суббассейнов. По наиболее изученным кайнозойским отложениям — три суббассейна: Сурхан-Дарь- инский, Вахшский и Кулябский.

Наиболее полно изучены водоносные горизонты алайского и бухарского ярусов нижнего палеогена. Известняки бухарского яруса и гипсоносные известняки верхнего мела иногда представляют собой единый водоносный горизонт, с которым связаны залежи углеводородов. Характеризуя ионно-солевой состав вод этого горизонта, следует отметить, что на месторождении Хау-Даг в бухарских известняках рассолы имеют минерализацию до 170 г/л, причем в ионно-солевом составе в значительных количествах присутствует сульфат-ион.

Нижнемеловые и юрские водоносные горизонты известны только в районах выходов пород на дневную поверхность и содержат пресные слабоминерализованные воды в меловых отложениях. Водоносные горизонты юрского возраста, представленные гипс-соленосной свитой, включают воды повышенной минерализации.

Области создания напоров бассейна находятся в пределах Гиссарской и Заалайской горных систем. Наряду с инфильтра- ционными здесь имеют место и седиментационные воды. Процесс замещения седиментационных вод инфильтрационными далеко не завершен. С. Талипов полагает, что для сеноман- альбского водоносного комплекса горное обрамление в создании напоров роли не играет, а высокие давления обусловлены отжиманием седиментационных вод.

Для бассейна в целом характерно наличие зон аномально высоких пластовых давлений, чем и объясняется отсутствие какой-либо определенной направленности в движении вод. Наряду с движением от бортовых частей к центру наблюдается движение от догруженных частей бассейна к бортам. На локальных участках, как бы отрезанных нарушениями, вообще не отмечается движения вод. Намечается связь движения вод с тектоническими подвижками.

Южно-Каспийский бассейн. Западно-Туркменский и Азербайджанский артезианские бассейны, обычно описываемые как самостоятельные гидрогеологические единицы, по современным представлениям (будучи приуроченные к различным частям огромной межгорной впадины) рассматриваются как центриклинали Южно-Каспийского бассейна (по Г. А. Борщевскому).

На западе границу бассейна с определенной степенью условности проводят по выходам мезозойских пород в предгорьях Большого и Малого Кавказа. Северо-восточной границей являются горы Куба-Дага, Большого и Малого Балхана, восточной — отроги Копет-Дага. Региональной северной границей можно считать Апшеронский порог, протянувшийся в широтном направлении через Каспийское море.

Основные запасы углеводородов в Южно-Каспийском бассейне связаны с плиоценовыми отложениями, а именно с продуктивной толщей Азербайджана и красноцветной толщей Западной Туркмении.

Рассматриваемый бассейн характеризуется наличием очень сложной водонапорной системы элизионного типа.

Западно-Туркменская часть бассейна. Основные нефтеносные горизонты известны в отложениях красноцветной толщи плиоцена. Водоносные комплексы установлены в отложениях красноцветной толщи акчагыльского и апшеронского ярусов, а также в четвертичных отложениях. Воды красноцветной толщи в основном представляют собой рассолы хлоридно-каль- циевого типа с минерализацией до 300 г/л. Для этих отложений характерна гидрохимическая инверсия. С глубиной минерализация вод снижается до 20 - 30 г/л, и тип воды иногда переходит в гидрокарбонатно-натриевый. Наблюдается увеличение минерализации пластовых вод от центральных частей к окраинам. Воды акчагыльского комплекса также высокоминерализованные хлоридно-кальциевого типа. Проявление гидрохимической инверсии наблюдается и здесь. Воды апше- ронского комплекса также высокоминерализованные хлоридно-кальциевого, иногда хлоридно-магниевого типов.

Наличие дизъюнктивных нарушений проявляется через развитие слабоминерализованных вод гидрокарбонатно-натрие- вого и сульфатно-натриевого типов. Здесь же часто наблюдаются восходящие источники, грязевые вулканы, выходы газа и нефти, иными словами, наблюдается частичная разгрузка подземных вод.

Ю. В. Добров предложил следующую концепцию происхождения плиоценовых вод. Инфильтрационные воды проникают по мезозойским пластам из Копет-Дагской горной системы Эльбруса внутрь бассейна, где разгружаются по дизъюнктивным нарушениям в нижних частях плиоценового водоносного комплекса. Слабоминерализованные воды нижних горизонтов красноцветной толщи представляют собой внедрившиеся в плиоценовые отложения метаморфизованные воды инфиль- трационного генезиса. Эти воды оттесняют кверху насыщающие плиоценовые толщи седиментационные рассолы, частично выходящие на дневную поверхность.

В. В. Колодий развивает идею о седиментационном происхождении вод и о наличии здесь седиментационной водонапорной системы. Снижение приведенных напоров и возможное движение вод направлены от центральных, наиболее погруженных частей бассейна к его окраинам. В результате отжимания воды из глин и наличия весьма затрудненной разгрузки вод в местных очагах образуются аномально высокие пластовые давления.

Наличие слабоминерализованных вод гидрокарбонатнонатриевого и сульфатно-натриевого типов в районах нефтяных месторождений В. В. Колодий объясняет конденсацией паров воды, содержащихся в углеводородном газе, в процессе вертикального перемещения по зонам разломов.

Одна из особенностей описываемой территории заключается в том, что все месторождения углеводородов расположены вблизи местных очагов разгрузки подземных вод. Но в зонах интенсивной открытой разгрузки вод (Боя-Даг) залежей нефти нет. Пространственно все месторождения углеводородов тяготеют к окраинным зонам бассейна, куда направлен основной поток вод, что является еще одним свидетельством в пользу седиментационного происхождения вод.

Геотермические аномалии бассейна, по данным Г. А. Борщевского и С. С. Джибути, обусловлены восходящим потоком глубинных вод по тектоническим нарушениям и полостям грязевых вулканов.

Азербайджанская часть бассейна. В геологическом разрезе описываемой территории участвуют мезозойские, палео- ген-неогеновые и четвертичные отложения. Эта часть бассейна охватывает хребты Большого и Малого Кавказа, Талыша, При- куринской низменности. Нефтегазовые месторождения Азербайджана связаны с продуктивной толщей плиоцена.

В разрезе установлены следующие водоносные комплексы: мезозойский (юрские и меловые отложения), майкопский, средне-плиоценовый (продуктивная толща), апшеронский и четвертичный.

Воды мезозойского комплекса, описанные в местах выходов пород одноименного возраста в юго-восточной части Главного Кавказского хребта, представлены пресными или слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого типа.

Воды майкопского комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа.

Со среднеплиоценовым комплексом связано большинство месторождений нефти и газа. В вертикальном гидрохимическом разрезе продуктивной толщи Апшеронского полуострова зачастую наблюдаются уменьшение минерализации вод с глубиной и замена жестких вод хлоридно-кальциевого типа щелочными гидрокарбонатно-натриевого типа. Наличие здесь гидрохимической инверсии отмечал Д. В. Голубятников.

Для верхних горизонтов продуктивной толщи (сураханская, балаханская свиты) характерно увеличение минерализации вод с запада на восток. В надкирмакинской песчаной свите минерализация вод увеличивается в западном направлении и достигает максимальной величины в районе Бинагады, а затем уменьшается в направлении Локбатана и Пута. Минерализация вод подкирмакинской свиты растет с востока на запад, а также в северо-западном направлении и максимальных величин (45 г/л) достигает в полосе выклинивания песчаных пластов этой свиты.

Пластовые воды продуктивной толщи относятся к хлорид- но-кальциевому и гидрокарбонатно-натриевому типам. Высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого типа приурочены к верхним горизонтам продуктивной толщи. Наиболее высокая минерализация воды в верхней части продуктивной толщи наблюдается на Апшеронском полуострове и архипелаге (о. Песчаный, Кала и др.), а к северу, востоку и западу она снижается. Наименьшей минерализацией характеризуются воды Прикуринской и Шемахино-Кобыстанской областей.

По мере увеличения глубины в водах возрастает содержание гидрокарбонатов натрия, нафтеновых кислот и снижается содержание гидрокарбонатов кальция, магния, сульфатов. Сверху вниз по разрезу продуктивной толщи снижается содержание йода, брома, нафтеновых кислот.

В нижней части продуктивной толщи распространены щелочные воды гидрокарбонатно-натриевого типа. Если жесткие воды верхней части продуктивной толщи имеют минерализацию до 150 г/л, то минерализация щелочных вод нижних отделов в 10 раз меньше.

Воды продуктивной толщи разнообразны по происхождению. На наличие древней инфильтрации при формировании вод верхних горизонтов указывает рост минерализации и хло- ридности вод в восточном направлении. Очевидно, древняя инфильтрация пресных вод шла с запада. Происхождение се- диментационных вод нижнего отдела продуктивной толщи объясняется их выжиманием из уплотняющихся глин нижнего отдела в наиболее глубоких восточных областях бассейна. Это подтверждается изменением химического состава вод под- кирмакинской свиты и существованием там аномально высоких давлений.

По мнению А. Р. Ахундова, Ш. Ф. Мехтиева, М. 3. Рачинско- го, Б. И. Султанова, А. Курбанмурадова. Ш. А. Панахи, В. В. Ко- лодия, доминирующую роль в процессе формирования ионно-солевого состава сыграли возрожденные воды и процессы дистилляции — конденсации. Вследствие этих процессов для низов продуктивной толщи характерны слабоминерализованные воды.

Прикуринский район обладает гидрогеологическими условиями, аналогичными условиями Апшеронского полуострова. Верхние горизонты продуктивной толщи и водоносные пласты апшеронского яруса характеризуются высокоминерализованными водами хлоридно-калыдиевого типа. Ниже наблюдаются менее минерализованные щелочные воды. Нижние горизонты обладают аномально высоким пластовым давлением. Подземные воды продуктивной толщи Прикуринского района, вероятно, седиментационные. Области разгрузки вод — внутренние, приуроченные к антиклинальным структурам, разбитым крупными тектоническими нарушениями. Очаги разгрузки определяются по восходящим источникам (Бабазанан), грязевым вулканам (Мишовдаг, Кюровдаг) и другим нефте- и газопроявлениям.

В пределах Грузии нефтеносность установлена в Картлий- ской и Рионской впадинах, где нефтеносны различные горизонты мезозоя и кайнозоя. Водоносные комплексы здесь связаны с палеозойскими, юрскими, нижнемеловыми, верхнемеловыми, палеоген-неогеновыми и постплиоценовыми отложениями. Воды декембрийских, палеозойских, юрских отложений изучены только в областях выходов одноименных пород на дневную поверхность и характеризуются типичными чертами зон свободного водообмена.

Глубинные воды нижнемелового комплекса, по данным опробования скважин в Колхидской низменности, определяются как высокоминерализованные и высокотемпературные гидро-карбонатно-натриевого типа. Аналогичными чертами характеризуются воды верхнемелового комплекса.

Преобладающий тип вод меловых отложений — гидрокар- бонатно-натриевый, но отмечаются случаи нахождения хло- ридно-кальциевых вод.

В комплексе палеоген-неогеновых отложений имеются водоносные горизонты среднего эоцена, хадума, Майкопа, чокрака, сармата, плиоцена. В нефтяных районах воды хадум- ских и майкопских отложений относятся как к хлоридно-каль- циевому, так и к гидрокарбонатно-натриевому типам. В разрезе майкопской толщи проявляется гидрохимическая инверсия (снижение минерализации).

Воды чокракских отложений слабоминерализованные гид- рокарбонатно-натриевого типа. Здесь также наблюдается снижение минерализации вод вниз по разрезу.

Воды сарматских отложений, как правило, представлены хлоридно-кальциевым и реже хлоридно-магниевым типами, за исключением зон гидрогеологической раскрытости.

В западной Грузии на площади Супса-Омпареты в отложениях среднего сармата на западном крыле структуры развиты щелочные воды, а на восточном — жесткие, причем минерализация последних значительно выше.

Воды плиоценовых отложений (ширакская толща) описаны по месторождениям восточной Грузии и, в частности, по нефтяному месторождению Мирзаани. Здесь в верхней части ширакской толщи установлены слабоминерализованные воды — как щелочные, так и жесткие. В нижней части толщи развиты высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого типа. Специфика строения месторождения Мирзаани состоит в том, что на западном крыле ширакская толща раскрыта и является объектом интенсивной инфильтрации, чем и обусловлено наличие здесь слабоминерализованных вод гидро- карбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов. Уникальная особенность этих вод — очень высокое содержание нафтеновых кислот (1,5 г/л). Общая закономерность изменения вод плиоцена выражается в повышении минерализации со стратиграфической глубиной и в повышенном содержании нафтеновых кислот.

Сахалинский бассейн. С определенной долей условности этот бассейн можно рассматривать как бассейн межгорного типа.

По представлениям С. Н. Алексейчика, о. Сахалин в тектоническом плане входит в состав Тихоокеанского кайнозойского складчатого кольца. Располагается в краевой части Японо-Охотской геосинклинальной области в непосредственном соседстве с материковой частью Дальневосточного массива; о. Сахалин является мегантиклинорием.

В геологическом строении бассейна участвуют протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения, достигающие суммарной мощности 8000 м.

Сахалинский мегантиклинорий разделяется на Западно-Сахалинский и Восточно-Сахалинский антиклинории с расположенным между ними Центрально-Сахалинским синклинорием.

Основные нефтяные месторождения приурочены к меридионально вытянутым антиклинальным зонам в северной части Восточно-Сахалинского антиклинория. Локальные структуры представляют собой небольшие брахиантикли- нальные складки асимметричного строения, нарушенные сбросами и надвигами. Продуктивны миоценовые отложения (окобыкайская и дагинская свиты) и породы нижнего плиоцена (нижнекутовская подсвита).

В неогеновых отложениях выделяются четыре водоносных комплекса: средне-, нижнемиоценовый, верхне-, среднемиоценовый, верхнемиоценовый, плиоценовый.

Формирование химического состава вод бассейна обусловлено тектонической нарушенностью локальных складок.

Многочисленные пути миграции позволяют поверхностным водам свободно проникать в недра, а глубинным — на поверхность. Вследствие этого воды нефтеносных горизонтов обычно слабоминерализованные гидрокарбонатно-натриево- го типа. В то же время в поднадвиговых блоках и выклинивающихся пластах ряда нефтяных месторождений отмечены воды хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого типов.

На Охинском и Эхабинском месторождениях наблюдается нормальная гидрохимическая зональность. На Западно-Эхабин- ском и некоторых других месторождениях до пласта XIV наблюдается повышение минерализации; в пласте XVI минерализация уменьшается более чем вдвое; в пласте XVII — снова резко возрастает, а в пластах XVIII и XIX опять резко падает. М. С. Ярошевич объясняет это обстоятельство неодинаковой промытостью пластов инфильтрационными водами.

Для нефтяных месторождений Сахалина часто характерно наличие оторочки вод повышенной минерализации. По мере удаления от контуров нефтеносности минерализация пластовых вод резко уменьшается. Изучение тепловой характеристики нефте- и водовмещающих пород позволяет отнести о.Сахалин к низкотемпературным регионам.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >