Помощь студентам в учебе
ГИДРОГЕОЛОГИЯ ДОКЕМБРИЙСКИХ И ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРЕДЪЕНИСЕЙСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА
|
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 9
1.1 СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ 9
1.2 ТЕКТОНИКА 20
1.3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕГИОНА 25
ГЛАВА 2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РЕГИОНА 31
2.1 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТРАТИФИКАЦИЯ 32
2.2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ 40
2.3 ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ НЕДР 50
ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 61
3.1 ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД И РАССОЛОВ 63
3.2 МАКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 63
3.3 МИКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 67
3.4 ГЕОХИМИЯ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ 73
ГЛАВА 4. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 79
4.1 КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 79
4.2 ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО
ЭТАЖА 83
4.3 СОХРАННОСТЬ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ
ДАННЫМ 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 87
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 89
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 9
1.1 СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ 9
1.2 ТЕКТОНИКА 20
1.3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕГИОНА 25
ГЛАВА 2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РЕГИОНА 31
2.1 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТРАТИФИКАЦИЯ 32
2.2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ 40
2.3 ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ НЕДР 50
ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 61
3.1 ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД И РАССОЛОВ 63
3.2 МАКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 63
3.3 МИКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 67
3.4 ГЕОХИМИЯ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ 73
ГЛАВА 4. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 79
4.1 КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 79
4.2 ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО
ЭТАЖА 83
4.3 СОХРАННОСТЬ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ
ДАННЫМ 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 87
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 89
Объектом исследования являются подземные воды докембрийско-палеозойских платформенных отложений Предъенисейского осадочного бассейна.
Актуальность работы. Впервые идея о наличии в левобережье Енисея перспективных для поиска нефти и газа осадочных комплексов Сибирской платформы, погребенных под мезо-кайнозойский чехол, была высказана Н.С. Шатским в 1932 году. Позже эта идея была поддержана таким исследователями, как Д.В. Наливкин, В.В. Белоусов, В.Д. Фомичев, Ю.А. Косыгин, И.В. Лучицкий, В.Д. Накаряков, В.Н. Соколов, К.В. Боголепов, А.П. Шевцов, А.Л. Яншин и другие исследователи. В 1970-ые годы В.С. Сурковым и А.А. Трофимуком была дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности этой территории. Позже на высокие перспективы нефтегазоносности этой области также обратили внимание В.А. Бенесон, Н.Н. Дашкевич, В.А. Каштанов, С.А. Степанов, А.Э. Конторович и другие.
На сегодняшний день на территории Западно-Сибирской плиты в палеозое открыто более 60 месторождений, а также большое количество нефтепроявлений. В этом смысле одним из наиболее перспективных источников прироста запасов нефти и газа является мощный, слабодислоцированный верхнедокембрийско-палеозойский осадочный комплекс, погребенный под мезо-кайнозойский чехол, названный Предъенисейским осадочным бассейном (Рисунок 1). Площадь бассейна составляет около 400 тыс. км2. Мощность верхнепротерозойско-палеозойских осадочных образований - в среднем 8-10 км, а общий объем осадочного выполнения бассейна превышает 2,2 млн. км3. Проведенные в последнее время масштабные региональные геологоразведочные работы позволили получить новые и уникальные данные о геологическом и гидрогеологическом строении региона. Несмотря на это, с гидрогеологической точки зрения изученность Предъенисейского осадочного бассейна остается крайне низкой, а полученные во время реализации проекта «Восток» данные требуют тщательного анализа, интерпретации и обобщения.
Цель исследований. На основе комплексного анализа состава подземных вод, термобарических условий, данных ГИС, результатов испытания скважин и новейшей геологической информации изучить особенности геохимии подземных вод с целью выявления основных генетических типов подземных вод, механизмов формирования их состава и оценки перспектив нефтегазоносности Предъенисейского осадочного бассейна.
Основные задачи: 1) составление электронной базы данных гидрогеологического материала; 2) изучение состава подземных вод, в том числе водорастворенных газов; 3) выявление особенностей вертикальной гидрогеохимической зональности; 4) изучение структуры гидродинамического поля и геотермической зональности режима недр; 5) установление генетических типов подземных вод; 6) обоснование комплекса гидрогеологических критериев локального прогноза нефтегазоносности; 7) выделение наиболее перспективных с точки зрения нефтегазоносности объектов для их дальнейшего
изучения.
Рисунок 1 - Местоположение района исследований в пределах Западной Сибири.
Границы: 1 - административные, 2 - Предъенисейского осадочного бассейна; 3 - название поисковой площади и номер скважины, 4 - линия геотермического разреза (см. Рисунок 23).
Фактический материал и методы исследования. Основой для диссертационной" работы послужили собранные в производственных и научных организациях данные: промысловой геофизики по 31 поисковой и параметрической скважине (каротажные диаграммы ПС, КС, ИК, ГК, НГК, термометрия) (более 200 объектов), материалы интерпретации ГИС; химического анализа подземных вод (число проб 321) и водорастворенных газов (64 проб); замеров пластовых давлений (201) и пластовых температур (254). Все материалы сведены в электронную базу данных с последующей разбраковкой.
Геологическое строение рассматриваемой территории описано в работах (Бененсон и др., 1987; Бененсон, 1989; Дашкевич, Каштанов, 1990; Дашкевич и др., 1992; Трофимук и др., 1998; Конторович и др., 2000, 2006; Елкин и др., 2000, 2001; Конторович, Конторович, 2006; Конторович и др 1999, 2008а,2008б, 2009а, 2009б, 2011а, 2011б, 2012, 2021; Филиппов и др., 2014). Анализ напряженности гидродинамического поля выполнялся по классификации М.Б. Букаты (Букаты, Зуев, 1990). Изучение химического и газового состава подземных вод и их типизация проводились по гидрогеологическим наборам признаков с помощью методов математической статистики (описательная статистика, корреляционный и кластерный анализ). В работе были использованы классификации химического состава подземных вод по С.А. Щукареву (Щукарев, 1934), генетических типов подземных вод по А.А. Карцеву с соавторами (Карцев и др., 1969, 1986), применялись графоаналитические методы: М.Г. Курлова, Н.И. Толстихина, A. Piper, H. Schoeller и других.
В процессы работы активно использовался ряд программных пакетов: Microsoft Word, Excel, Access, Statistica 8.0, Surfer 11.0, GridMaster, Hydrogeo, CorelDRAW.
Научная новизна. Впервые выполнено обобщение всех имеющихся гидрогеологических данных Предъенисейского осадочного бассейна. На основе имеющегося фактического материала проведено комплексное изучение состава подземных вод, водорастворенных газов, геотермических и гидродинамических условий изучаемого региона. Составлены карты общей минерализации, химического состава, пластовых температур и давлений, а также карта коэффициента аномальности пластовых давлений. Установлено преобладание инфильтрационных вод в верхнем гидрогеологическом этаже. Воды доюрских образований определены как преимущественно хлоридные натриевые, по генезису седиментационные, находящиеся на начальной степени метаморфизации.
Защищаемые научные положения:
Первое положение. Предъенисейский осадочный бассейн характеризуется переходным типом гидрогеологической структуры доюрского разреза между ЗападноСибирским и Тунгусским артезианскими бассейнами. Структура геотермического поля имеет сложное строение, что контролируется геологическим строением, литологоминералогическими особенностями и межпластовыми перетоками подземных вод в тектонически нарушенных зонах. Снижение характеристик теплового потока, геотермических градиентов и пластовых температур происходит в направлении структур Сибирской платформы.
Второе положение. Гидрогеологический разрез изучаемого региона характеризуется нормальным типом вертикальной гидрогеохимической зональности. Развиты преимущественно хлоридные натриевые воды и рассолы с величиной общей минерализацией от 4,5 до 209 г/дм3. Детальный анализ гидрогеохимических данных установил доминирование до глубин 2-2,5 км древних инфильтрогенных вод хлоридно- гидрокарбонатного натриевого состава с величиной общей минерализации до 20 г/дм3 начальной степени метаморфизации химического состава. Глубже залегают древние седиментогенные воды и рассолы хлоридного натриевого состава с минерализацией до 209 г/дм3 средней стадии метаморфизации. Восточная и северо-восточная части бассейна характеризуются наличием участков внедрения инфильтрационных вод, что проявляется на Елогуйской и Кыксинской площадях.
Третье положение. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности свидетельствуют о возможности открытия в целевых горизонтах докембрийско- палеозойского гидрогеологического этажа газовых залежей. Западные и центральные районы Предъенисейского осадочного бассейна характеризуются высокой степенью гидрогеологической закрытости недр с чертами элизионной водонапорной системы, свидетельствующей о наличии благоприятных условий для аккумуляции и сохранения потенциальных залежей УВ.
Практическая значимость полученных результатов. При проектировании разработки залежей УВ возникает необходимость составления их гидродинамических и гидрогеологических моделей. В этой связи возникает множество задач прикладного и фундаментального направления. На основе полученных данных разработан комплекс гидрогеологических критериев для выявления перспективных зон нефтегазоносности по гидрогеологическим критериям на региональном и локальном уровнях, и даны рекомендации по направлению геологоразведочных работ, с целью обнаружения залежей" УВ.
Структура и объем работы. Научно-квалификационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем - 103 страниц, включая 38 рисунков, 8 таблиц и список литературы (172 наименования).
Апробация работы.
Результаты исследований по теме диссертации докладывались на конференциях, совещаниях и симпозиумах разного уровня: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, The Fifth All-Russian Conference with International Participation "Polar Mechanics" (Novosibirsk, Russian Federation, 9-11 October 2018), XIII международный научный конгресс «ГЕО-Сибирь-2017» (Новосибирск, 2017), I Международная научная конференция «Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ» (Пермь, 2017), XXII Всероссийское совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока «Фундаментальные и прикладные проблемы гидрогеологии» (Новосибирск, 2018), Полярная механика: V Всероссийская конференция с международным участием (г. Новосибирск, 2018), Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами: Материалы третьей Всероссийской научной конференции с междунар. участием (г. Чита, 2018).
По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 12 в журналах из перечня ВАК (Геология и геофизика, «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов», Journal of Physics: Conference Series, Acta Geologica Sinica).
Статьи:
1. Дульцев Ф.Ф., Новиков Д.А. Геотермическая зональность Предъенисейского осадочного бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. - Т. 328. - № 11. - С. 6-15.
2. Dultsev F.F. Hydrogeology and hydrogheocemistry of the ancient Fore-Yenisey sedimentary basin // Journal of Physics. - V. 1172 - 012081 - 2019
3. Novikov D., Dultsev F., Filippov Y. Geothermal model of the Fore-Yenisey sedimentary basin transitional structure between the ancient Siberian Platform and the young West Siberian Plate // Acta Geologica Sinica. - 2022. - V. 96. - № 2. - P. 582-590.
4. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Хилько В.А., Юрчик И.И., Сухорукова А.Ф. Гидрогеохимия доюрских комплексов Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2020. - Т. 61. -№ 11. - C. 1561-1576.
5. Новиков Д.А., Черных А.В., Константинова Л.Н., Дульцев Ф.Ф., Юрчик И.И. Гидрогеохимия венда Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 2021. - Т. 62. - № 8. C. 1081-1101.
6. Новиков Д.А., Пыряев А.Н., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф., Рыжкова С.В. Первые данные по изотопному составу подземных вод разрабатываемых нефтяных месторождений Новосибирской области // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - Т. 332. - № 2. - C. 59-72.
7. Новиков Д.А., Гордеева А.О., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф., Житова Л.М. Влияние траппового магматизма на геохимию рассолов нефтегазоносных отложений западных районов Курейской синеклизы (Сибирская платформа) // Геология и геофизика. - 2021. - T. 62. - № 6. - С. 861-881.
8. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. О геотермической зональности нефтегазоносных отложений северо-западных районов Новосибирской области // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - № 5 (131). - C. 69-76.
9. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Сесь К.В., Ефимцев Н.А., Шохин А.Е. Нефтегазовая гидрогеохимия доюрских комплексов южных районов Обь- Иртышского междуречья // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2018. - T. 329. - № 12. - С. 39-54.
10. Новиков Д.А., Шохин А.Е., Черников А.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений южных районов Обь- Иртышского междуречья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 4 (136). - С. 70-81.
11. Садыкова Я.В., Фомин М.А., Глазунова А.С., Дульцев Ф.Ф., Сесь К.В., Черных А.В. О природе гидрогеохимических аномалий в Межовском нефтегазоносном районе (Новосибирская и Томская области) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 1. - С. 45-54.
12. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Рыжкова С.В. Гидродинамические особенности нефтегазоносных отложений южных районов Обь-Иртышского междуречья // Георесурсы. 2019. - T. 21. - № 4. - С. 85-94.
13. Садыкова Я.В., Фомин М.А., Рыжкова С.В., Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Прогноз нефтегазоносности юрских и палеозойских отложений южных районов Западно-Сибирского бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - T. 330. - № 9. - С. 114-127
Актуальность работы. Впервые идея о наличии в левобережье Енисея перспективных для поиска нефти и газа осадочных комплексов Сибирской платформы, погребенных под мезо-кайнозойский чехол, была высказана Н.С. Шатским в 1932 году. Позже эта идея была поддержана таким исследователями, как Д.В. Наливкин, В.В. Белоусов, В.Д. Фомичев, Ю.А. Косыгин, И.В. Лучицкий, В.Д. Накаряков, В.Н. Соколов, К.В. Боголепов, А.П. Шевцов, А.Л. Яншин и другие исследователи. В 1970-ые годы В.С. Сурковым и А.А. Трофимуком была дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности этой территории. Позже на высокие перспективы нефтегазоносности этой области также обратили внимание В.А. Бенесон, Н.Н. Дашкевич, В.А. Каштанов, С.А. Степанов, А.Э. Конторович и другие.
На сегодняшний день на территории Западно-Сибирской плиты в палеозое открыто более 60 месторождений, а также большое количество нефтепроявлений. В этом смысле одним из наиболее перспективных источников прироста запасов нефти и газа является мощный, слабодислоцированный верхнедокембрийско-палеозойский осадочный комплекс, погребенный под мезо-кайнозойский чехол, названный Предъенисейским осадочным бассейном (Рисунок 1). Площадь бассейна составляет около 400 тыс. км2. Мощность верхнепротерозойско-палеозойских осадочных образований - в среднем 8-10 км, а общий объем осадочного выполнения бассейна превышает 2,2 млн. км3. Проведенные в последнее время масштабные региональные геологоразведочные работы позволили получить новые и уникальные данные о геологическом и гидрогеологическом строении региона. Несмотря на это, с гидрогеологической точки зрения изученность Предъенисейского осадочного бассейна остается крайне низкой, а полученные во время реализации проекта «Восток» данные требуют тщательного анализа, интерпретации и обобщения.
Цель исследований. На основе комплексного анализа состава подземных вод, термобарических условий, данных ГИС, результатов испытания скважин и новейшей геологической информации изучить особенности геохимии подземных вод с целью выявления основных генетических типов подземных вод, механизмов формирования их состава и оценки перспектив нефтегазоносности Предъенисейского осадочного бассейна.
Основные задачи: 1) составление электронной базы данных гидрогеологического материала; 2) изучение состава подземных вод, в том числе водорастворенных газов; 3) выявление особенностей вертикальной гидрогеохимической зональности; 4) изучение структуры гидродинамического поля и геотермической зональности режима недр; 5) установление генетических типов подземных вод; 6) обоснование комплекса гидрогеологических критериев локального прогноза нефтегазоносности; 7) выделение наиболее перспективных с точки зрения нефтегазоносности объектов для их дальнейшего
изучения.
Рисунок 1 - Местоположение района исследований в пределах Западной Сибири.
Границы: 1 - административные, 2 - Предъенисейского осадочного бассейна; 3 - название поисковой площади и номер скважины, 4 - линия геотермического разреза (см. Рисунок 23).
Фактический материал и методы исследования. Основой для диссертационной" работы послужили собранные в производственных и научных организациях данные: промысловой геофизики по 31 поисковой и параметрической скважине (каротажные диаграммы ПС, КС, ИК, ГК, НГК, термометрия) (более 200 объектов), материалы интерпретации ГИС; химического анализа подземных вод (число проб 321) и водорастворенных газов (64 проб); замеров пластовых давлений (201) и пластовых температур (254). Все материалы сведены в электронную базу данных с последующей разбраковкой.
Геологическое строение рассматриваемой территории описано в работах (Бененсон и др., 1987; Бененсон, 1989; Дашкевич, Каштанов, 1990; Дашкевич и др., 1992; Трофимук и др., 1998; Конторович и др., 2000, 2006; Елкин и др., 2000, 2001; Конторович, Конторович, 2006; Конторович и др 1999, 2008а,2008б, 2009а, 2009б, 2011а, 2011б, 2012, 2021; Филиппов и др., 2014). Анализ напряженности гидродинамического поля выполнялся по классификации М.Б. Букаты (Букаты, Зуев, 1990). Изучение химического и газового состава подземных вод и их типизация проводились по гидрогеологическим наборам признаков с помощью методов математической статистики (описательная статистика, корреляционный и кластерный анализ). В работе были использованы классификации химического состава подземных вод по С.А. Щукареву (Щукарев, 1934), генетических типов подземных вод по А.А. Карцеву с соавторами (Карцев и др., 1969, 1986), применялись графоаналитические методы: М.Г. Курлова, Н.И. Толстихина, A. Piper, H. Schoeller и других.
В процессы работы активно использовался ряд программных пакетов: Microsoft Word, Excel, Access, Statistica 8.0, Surfer 11.0, GridMaster, Hydrogeo, CorelDRAW.
Научная новизна. Впервые выполнено обобщение всех имеющихся гидрогеологических данных Предъенисейского осадочного бассейна. На основе имеющегося фактического материала проведено комплексное изучение состава подземных вод, водорастворенных газов, геотермических и гидродинамических условий изучаемого региона. Составлены карты общей минерализации, химического состава, пластовых температур и давлений, а также карта коэффициента аномальности пластовых давлений. Установлено преобладание инфильтрационных вод в верхнем гидрогеологическом этаже. Воды доюрских образований определены как преимущественно хлоридные натриевые, по генезису седиментационные, находящиеся на начальной степени метаморфизации.
Защищаемые научные положения:
Первое положение. Предъенисейский осадочный бассейн характеризуется переходным типом гидрогеологической структуры доюрского разреза между ЗападноСибирским и Тунгусским артезианскими бассейнами. Структура геотермического поля имеет сложное строение, что контролируется геологическим строением, литологоминералогическими особенностями и межпластовыми перетоками подземных вод в тектонически нарушенных зонах. Снижение характеристик теплового потока, геотермических градиентов и пластовых температур происходит в направлении структур Сибирской платформы.
Второе положение. Гидрогеологический разрез изучаемого региона характеризуется нормальным типом вертикальной гидрогеохимической зональности. Развиты преимущественно хлоридные натриевые воды и рассолы с величиной общей минерализацией от 4,5 до 209 г/дм3. Детальный анализ гидрогеохимических данных установил доминирование до глубин 2-2,5 км древних инфильтрогенных вод хлоридно- гидрокарбонатного натриевого состава с величиной общей минерализации до 20 г/дм3 начальной степени метаморфизации химического состава. Глубже залегают древние седиментогенные воды и рассолы хлоридного натриевого состава с минерализацией до 209 г/дм3 средней стадии метаморфизации. Восточная и северо-восточная части бассейна характеризуются наличием участков внедрения инфильтрационных вод, что проявляется на Елогуйской и Кыксинской площадях.
Третье положение. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности свидетельствуют о возможности открытия в целевых горизонтах докембрийско- палеозойского гидрогеологического этажа газовых залежей. Западные и центральные районы Предъенисейского осадочного бассейна характеризуются высокой степенью гидрогеологической закрытости недр с чертами элизионной водонапорной системы, свидетельствующей о наличии благоприятных условий для аккумуляции и сохранения потенциальных залежей УВ.
Практическая значимость полученных результатов. При проектировании разработки залежей УВ возникает необходимость составления их гидродинамических и гидрогеологических моделей. В этой связи возникает множество задач прикладного и фундаментального направления. На основе полученных данных разработан комплекс гидрогеологических критериев для выявления перспективных зон нефтегазоносности по гидрогеологическим критериям на региональном и локальном уровнях, и даны рекомендации по направлению геологоразведочных работ, с целью обнаружения залежей" УВ.
Структура и объем работы. Научно-квалификационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем - 103 страниц, включая 38 рисунков, 8 таблиц и список литературы (172 наименования).
Апробация работы.
Результаты исследований по теме диссертации докладывались на конференциях, совещаниях и симпозиумах разного уровня: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, The Fifth All-Russian Conference with International Participation "Polar Mechanics" (Novosibirsk, Russian Federation, 9-11 October 2018), XIII международный научный конгресс «ГЕО-Сибирь-2017» (Новосибирск, 2017), I Международная научная конференция «Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ» (Пермь, 2017), XXII Всероссийское совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока «Фундаментальные и прикладные проблемы гидрогеологии» (Новосибирск, 2018), Полярная механика: V Всероссийская конференция с международным участием (г. Новосибирск, 2018), Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами: Материалы третьей Всероссийской научной конференции с междунар. участием (г. Чита, 2018).
По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 12 в журналах из перечня ВАК (Геология и геофизика, «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов», Journal of Physics: Conference Series, Acta Geologica Sinica).
Статьи:
1. Дульцев Ф.Ф., Новиков Д.А. Геотермическая зональность Предъенисейского осадочного бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. - Т. 328. - № 11. - С. 6-15.
2. Dultsev F.F. Hydrogeology and hydrogheocemistry of the ancient Fore-Yenisey sedimentary basin // Journal of Physics. - V. 1172 - 012081 - 2019
3. Novikov D., Dultsev F., Filippov Y. Geothermal model of the Fore-Yenisey sedimentary basin transitional structure between the ancient Siberian Platform and the young West Siberian Plate // Acta Geologica Sinica. - 2022. - V. 96. - № 2. - P. 582-590.
4. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Хилько В.А., Юрчик И.И., Сухорукова А.Ф. Гидрогеохимия доюрских комплексов Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2020. - Т. 61. -№ 11. - C. 1561-1576.
5. Новиков Д.А., Черных А.В., Константинова Л.Н., Дульцев Ф.Ф., Юрчик И.И. Гидрогеохимия венда Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 2021. - Т. 62. - № 8. C. 1081-1101.
6. Новиков Д.А., Пыряев А.Н., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф., Рыжкова С.В. Первые данные по изотопному составу подземных вод разрабатываемых нефтяных месторождений Новосибирской области // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - Т. 332. - № 2. - C. 59-72.
7. Новиков Д.А., Гордеева А.О., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф., Житова Л.М. Влияние траппового магматизма на геохимию рассолов нефтегазоносных отложений западных районов Курейской синеклизы (Сибирская платформа) // Геология и геофизика. - 2021. - T. 62. - № 6. - С. 861-881.
8. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. О геотермической зональности нефтегазоносных отложений северо-западных районов Новосибирской области // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - № 5 (131). - C. 69-76.
9. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Сесь К.В., Ефимцев Н.А., Шохин А.Е. Нефтегазовая гидрогеохимия доюрских комплексов южных районов Обь- Иртышского междуречья // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2018. - T. 329. - № 12. - С. 39-54.
10. Новиков Д.А., Шохин А.Е., Черников А.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений южных районов Обь- Иртышского междуречья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 4 (136). - С. 70-81.
11. Садыкова Я.В., Фомин М.А., Глазунова А.С., Дульцев Ф.Ф., Сесь К.В., Черных А.В. О природе гидрогеохимических аномалий в Межовском нефтегазоносном районе (Новосибирская и Томская области) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 1. - С. 45-54.
12. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Рыжкова С.В. Гидродинамические особенности нефтегазоносных отложений южных районов Обь-Иртышского междуречья // Георесурсы. 2019. - T. 21. - № 4. - С. 85-94.
13. Садыкова Я.В., Фомин М.А., Рыжкова С.В., Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Прогноз нефтегазоносности юрских и палеозойских отложений южных районов Западно-Сибирского бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - T. 330. - № 9. - С. 114-127
В работе впервые выполнено обобщение и детальный анализ всех имеющихся гидрогеологических данных. Полученные в ходе реализации проекта «Восток» уникальные данные позволили более детально изучить гидрогеологическое строение территории исследования. Изучены особенности геохимии подземных вод и выявлены основные генетических типы, предложены механизмы формирования их состава и выполнена оценка перспектив нефтегазоносности Предъенисейского осадочного бассейна. Установлено, что Предъенисейский осадочный бассейн характеризуется переходным типом гидрогеологической структуры доюрского разреза между Западно-Сибирским и Тунгусским артезианскими бассейнами.
Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:
1. Структура геотермического поля Предъенисейского осадочного бассейна имеет сложное строение, на что оказывают влияние особенности геологического строения (вещественный состав, тектоническое строение, геодинамическая эволюция), а также отепляющее воздействие межпластовых перетоков подземных вод в тектонически нарушенных зонах из более погруженных горизонтов. Как было сказано ранее, уменьшение теплового потока и характеристик геотермического поля происходит в восточном направлении, что согласуется с особенностями геологического строения и геодинамическими реконструкциями бассейна. Согласно реконструкциям, западные районы бассейна в венд-кембрийское время принадлежали к активной окраине материка и располагались в пределах задугового (окраинного) бассейна, а в восточной части бассейна он переходил в эпиплатформенный бассейн с корой континентального типа (Филиппов 2016). Установленные особенности геотермического поля, по-видимому, являются следствием этой дифференциации и в целом характеризуют переходный тип геологического и геотермического разреза между доюрскими складчатыми сооружениями Западно-Сибирской геосинеклизы и платформенными отложениями Сибирского кратона.
2. Установлено, что по разрезу распространены нормальные пластовые давления, близкие к гидростатическим. В целом, коэффициент аномальности (Ка) варьируется от 0,95 до 1,01, но в отдельных пластах вендского и рифейского комплексов Ка может достигать 1,14 единиц. Так же велика вероятность обнаружения структур с затрудненным водообменом, а именно зоны с закрытым в гидродинамическом отношении режимом.
3. Изученные подземные воды венд-кембрийского водоносного этажа являются слабыми рассолами хлоридно-натриевого состава. Их минерализация превышает 50 г/дм3, за исключением подземных вод с более низкой минерализацией, полученных на следующих площадях: Мартовская (48,1 г/дм3), Еланская (34,2 г/дм3), Елогуйская (21,4 г/дм3), Северо- Лымбельская (13,3 г/дм3), Кыксинская (7,9 г/дм3). Среди макрокомпонентов исследованных рассолов преобладают хлорид-ионы Cl- (28,4-51,8 г/дм3) и катионы Na+ (16,2-26,8 г/дм3), тогда как концентрации ионов кальция и магния составляют соответственно не более 4,8 г/дм3 и 2,2 г/дм3. Содержания анионов HCO3- и SO42- не превышают 461 мг/дм3 и 300 мг/дм3 соответственно. Содержание микрокомпонентов в исследованных рассолах составляет: катион стронция - 114420 мг/дм3, бромид-ион - 77-283 мг/дм3, йодид-ион - 1,5-5,9 мг/дм3, ион аммония - 20-140 мг/дм3. Концентрации других микрокомпонентов (F, SiO2, B, Li, Rb, Cs, Zn, Mn) еще ниже.
4. Снижение общей минерализации подземных вод происходит в западном направлении от скважин Аверинская-150 (280 г/дм3) и Лемок-1 (до 330 г/дм3), в скважине Восток-4 (до 200 г/дм3), Восток-3 (50-97 г/дм3) и Вездеходной площади (60-85 г/дм3), а в скважине Восток-1 снижается до 52 до 64 г/дм3.
5. Предъенисейский осадочный бассейн характеризуется наличием благоприятных условий для генерации, аккумуляции и сохранения углеводородных залежей (преимущественно газовых) в пределах докембрийско-палеозойского гидрогеологического этажа. Газонасыщенность варьирует в интервале от 0.07 до 0.80 л/л, составляя в среднем 0.35 л/л. В составе водорастворенных газов допалеозойского разреза доминирует метан, при этом коэффициент насыщения мал. Состав равновесной с водорастворенными газами потенциальной свободной углеводородной фазы соответствует газовому типу, но не нефтяному или газоконденсатному. Поскольку исследуемые воды характеризуются низкой газонасыщенностью, для более достоверной оценки возможности обнаружения залежей свободного газа или нефти в исследуемом регионе требуются дополнительные исследования.
Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:
1. Структура геотермического поля Предъенисейского осадочного бассейна имеет сложное строение, на что оказывают влияние особенности геологического строения (вещественный состав, тектоническое строение, геодинамическая эволюция), а также отепляющее воздействие межпластовых перетоков подземных вод в тектонически нарушенных зонах из более погруженных горизонтов. Как было сказано ранее, уменьшение теплового потока и характеристик геотермического поля происходит в восточном направлении, что согласуется с особенностями геологического строения и геодинамическими реконструкциями бассейна. Согласно реконструкциям, западные районы бассейна в венд-кембрийское время принадлежали к активной окраине материка и располагались в пределах задугового (окраинного) бассейна, а в восточной части бассейна он переходил в эпиплатформенный бассейн с корой континентального типа (Филиппов 2016). Установленные особенности геотермического поля, по-видимому, являются следствием этой дифференциации и в целом характеризуют переходный тип геологического и геотермического разреза между доюрскими складчатыми сооружениями Западно-Сибирской геосинеклизы и платформенными отложениями Сибирского кратона.
2. Установлено, что по разрезу распространены нормальные пластовые давления, близкие к гидростатическим. В целом, коэффициент аномальности (Ка) варьируется от 0,95 до 1,01, но в отдельных пластах вендского и рифейского комплексов Ка может достигать 1,14 единиц. Так же велика вероятность обнаружения структур с затрудненным водообменом, а именно зоны с закрытым в гидродинамическом отношении режимом.
3. Изученные подземные воды венд-кембрийского водоносного этажа являются слабыми рассолами хлоридно-натриевого состава. Их минерализация превышает 50 г/дм3, за исключением подземных вод с более низкой минерализацией, полученных на следующих площадях: Мартовская (48,1 г/дм3), Еланская (34,2 г/дм3), Елогуйская (21,4 г/дм3), Северо- Лымбельская (13,3 г/дм3), Кыксинская (7,9 г/дм3). Среди макрокомпонентов исследованных рассолов преобладают хлорид-ионы Cl- (28,4-51,8 г/дм3) и катионы Na+ (16,2-26,8 г/дм3), тогда как концентрации ионов кальция и магния составляют соответственно не более 4,8 г/дм3 и 2,2 г/дм3. Содержания анионов HCO3- и SO42- не превышают 461 мг/дм3 и 300 мг/дм3 соответственно. Содержание микрокомпонентов в исследованных рассолах составляет: катион стронция - 114420 мг/дм3, бромид-ион - 77-283 мг/дм3, йодид-ион - 1,5-5,9 мг/дм3, ион аммония - 20-140 мг/дм3. Концентрации других микрокомпонентов (F, SiO2, B, Li, Rb, Cs, Zn, Mn) еще ниже.
4. Снижение общей минерализации подземных вод происходит в западном направлении от скважин Аверинская-150 (280 г/дм3) и Лемок-1 (до 330 г/дм3), в скважине Восток-4 (до 200 г/дм3), Восток-3 (50-97 г/дм3) и Вездеходной площади (60-85 г/дм3), а в скважине Восток-1 снижается до 52 до 64 г/дм3.
5. Предъенисейский осадочный бассейн характеризуется наличием благоприятных условий для генерации, аккумуляции и сохранения углеводородных залежей (преимущественно газовых) в пределах докембрийско-палеозойского гидрогеологического этажа. Газонасыщенность варьирует в интервале от 0.07 до 0.80 л/л, составляя в среднем 0.35 л/л. В составе водорастворенных газов допалеозойского разреза доминирует метан, при этом коэффициент насыщения мал. Состав равновесной с водорастворенными газами потенциальной свободной углеводородной фазы соответствует газовому типу, но не нефтяному или газоконденсатному. Поскольку исследуемые воды характеризуются низкой газонасыщенностью, для более достоверной оценки возможности обнаружения залежей свободного газа или нефти в исследуемом регионе требуются дополнительные исследования.
