Помощь студентам в учебе
ГИДРОГЕОЛОГИЯ АНАБАРО-ХАТАНГСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ
|
ВВЕДЕНИЕ 3
1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И ХАРАКТЕРИСТИКА ФАКТИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА . . 9
1.1 Анализ гидрогеологической изученности 9
1.2 Характеристика фактического материала 12
1.3 Методика исследований 13
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ 16
2.1 Стратиграфия и литология 16
2.2 Структурно-тектоническая характеристика 25
2.3 Нефтегазоносность 30
3. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РЕГИОНА 41
3.1 Гидрогеологическая стратификация 41
3.2 Геотермический режим недр 45
3.3 Распространение криогенной толщи и ее характеристика 56
3.4 Структура гидродинамического поля 60
4. ГЕОХИМИЯ И ГЕНЕЗИС ПОДЗЕМНЫХ ВОД И РАССОЛОВ 64
4.1 Особенности состава подземных вод 64
4.2 Палеогидрогеологические реконструкции 77
4.3 Условия формирования рассолов триасового комплекса полуострова Юрюнг-Тумус 84
4.4 Генезис подземных вод 86
5. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ... 93
5.1 Гидрогеологические критерии перспектив нефтегазоносности 93
5.2 Оценка перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 104
1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И ХАРАКТЕРИСТИКА ФАКТИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА . . 9
1.1 Анализ гидрогеологической изученности 9
1.2 Характеристика фактического материала 12
1.3 Методика исследований 13
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ 16
2.1 Стратиграфия и литология 16
2.2 Структурно-тектоническая характеристика 25
2.3 Нефтегазоносность 30
3. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РЕГИОНА 41
3.1 Гидрогеологическая стратификация 41
3.2 Геотермический режим недр 45
3.3 Распространение криогенной толщи и ее характеристика 56
3.4 Структура гидродинамического поля 60
4. ГЕОХИМИЯ И ГЕНЕЗИС ПОДЗЕМНЫХ ВОД И РАССОЛОВ 64
4.1 Особенности состава подземных вод 64
4.2 Палеогидрогеологические реконструкции 77
4.3 Условия формирования рассолов триасового комплекса полуострова Юрюнг-Тумус 84
4.4 Генезис подземных вод 86
5. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ... 93
5.1 Гидрогеологические критерии перспектив нефтегазоносности 93
5.2 Оценка перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 104
Объектом изучения являются подземные воды нефтегазоносных отложений Анабаро- Хатангского междуречья (АХМ). Предметами исследования являются химический состав подземных вод, гидродинамические условия, геотермический режим недр.
Актуальность работы заключается в том, что Анабаро-Хатангское междуречье рассматривается в последние годы, как один из перспективных регионов для прироста ресурсной базы углеводородов в пределах арктических районов Восточной Сибири, в том числе шельфа моря Лаптевых. Интерес недропользователей к АХМ требует детального изучения гидрогеологических условий, учитывая, что здесь поисковые работы осложнены рядом факторов, таких как: мощная криогенная толща с криопэгами, низкие температуры атмосферного воздуха большую часть года, отсутствие транспортной инфраструктуры и т.д. Гидрогеологическая изученность исследуемой территории крайне низка, а нефтегазопроявления выявлены по всему разрезу. Стоит отметить, что на исследуемой территории присутствует два типа вертикальной гидрогеохимической зональности, а подземные воды и рассолы крайне разнообразны по химизму и степени их метаморфизации. Вследствие чего остаются открытыми множество вопросов: от процессов формирования состава подземных вод и рассолов до обоснования гидрогеологических критериев нефтегазоносности.
Степень разработанности. Территория исследования располагается в арктических районах восточной части Красноярского края и западной части республики Саха (Якутия) (Рисунок 1). Гидрогеологические работы на его территории начинаются еще в 20-х годах прошлого столетия, а в период с 1942 г. по 1980 г. были проведены исследования гидрогеологических условий, гидрогеохимии и криогенной толщи, результаты которых приведены в работах П.Д. Сиденко, М.К. Калинко, И.П. Зайцева, Е.А. Баскова, Г.Д. Гинсбурга и других (Калинко, Сиденко, 1955; Калинко 1959; Гинсбург, 1971; Гидрогеология..., 1970;
Гидрогеология..., 1972; Анциферов, 1989). Благодаря геологоразведочным работам середины XX века были открыты ряды нефтегазопроявлений, таких как Нордвикское и Южно-Тигянское. В настоящее время юг изучаемого региона слабо изучен бурением.
Неоценимый вклад в изучение геологического строения и гидрогеологических условий нефтегазоносных отложений АХМ внесли ведущие отечественные специалисты: Анисимова П.Д., Басков Е.А., Вожов В.И., Гинсбург Г.Д., Захаров В.А., Калинко М.К., Каширцев В.А., Конторович А.Э., Пиннекер Е.В., Сиденко П.Д., Шатский Н.С., Шурыгин Б.Н. и многие другие.
Рисунок 1 - Местоположение Анабаро-Хатангского междуречья
1 - административные границы, 2 - параметрические и поисковые скважины, 3 -местоположение основных солянокупольных структур, 4 - район исследования.
Целью исследований является обоснование комплекса гидрогеологических критериев нефтегазоносности АХМ на основе комплексного анализа геологического и гидрогеологического строения, химического состава подземных вод, данных ГИС, геотермического и гидродинамического режимов недр.
Основные задачи заключались в анализе состояния изученности особенностей геологического строения (стратиграфии и литологии, тектоники и нефтегазоносности) на основе опубликованных и фондовых материалов; обработке имеющихся материалов результатов бурения с помощью программ CorelDraw 21.0, LASgLOG, Microsoft Office Excel; составлении электронной базы данных результатов испытаний скважин; уточнении гидрогеологической стратификации разреза; изучении структуры геотермического поля, выявлении характера вертикальной и латеральной геотермической зональности, и гидродинамического режима недр; анализе химического состава подземных вод (ионно-солевой и микрокомпонентный), выявлении закономерности распределения основных катионов и анионов, вертикальной гидрогеохимической зональности, основных генетических типов и степени метаморфизации подземных вод; выполнении палеогидрогеологических реконструкций, составлении принципиальной схемы периодизации гидрогеологической истории АХМ и выполнении палеогидрогеохимических реконструкций; выявлении гидрогеологических показателей перспектив нефтегазоносности и обосновании оптимального комплекса гидрогеохимических критериев и выполнении регионального прогноза перспектив нефтегазоносности АХМ.
Фактический материал и методы исследования. Основой для научных исследований послужили фондовые материалы научных и производственных организаций (НИИГА, ИНН' СО РАН, СНИИГГиМС, ЗАО «Координационный центр «РОСГЕОФИЗИКА») и опубликованные материалы по АХМ и сопредельным территориям. Вся гидрогеологическая информация сведена в единую электронную базу. Использованы данные ГИС по 70 скважинам 20 поисковых площадей, данные термометрии по 14 скважинам, данные гидродинамических и гидростатических уровней по 29 скважинам и 5 замеров пластовых давлений. Вся гидрогеологическая информация сведена в единую электронную базу данных. Детальное изучение гидрогеологического материала позволило исключить некондиционные пробы подземных вод и некачественные замеры пластовых давлений и температур. В работе палеогеографической основой послужили атласы литолого-палеогеографических карт СССР с уточнениями ИНГГ СО РАН. Электронная база представлена результатами испытаний по 120 объектам 15 поисковых площадей, включает в себя 5 замеров пластовых давлений, 122 точечных замера пластовых температур, 255 анализов полного химического состава подземных вод, 4 пробы водорастворенного газа и 3 пробы растворенного органического вещества. При составлении карт пластовых температур на основные стратиграфические уровни была принята методика, основы которой были заложены А.Э. Конторовичем, А.Р. Курчиковым, И.И. Нестеровым, Б.П. Ставицким в 60-е-70-е гг. прошлого столетия. На основе имеющихся материалов были рассчитаны геотермические параметры (геотермический градиент и ступень) геологического разреза. Для составления карт пластовых температур были использованы структурные построения по основным отражающим горизонтам палеозойских и мезозойских отложений, выполненные в ИНГГ СО РАН. Химические типы подземных вод выделены по классификации С.А. Щукарева, согласно которой название типа складывается из ведущих анионов и катионов, содержания которых больше 25 %-экв. Для сравнения геохимии и степени метаморфизации подземных вод было выбрано более 1900 анализов химического состава подземных вод по нефтегазоносным бассейнам Арктики и более 350 проб по себхам Ближнего Востока. Реконструкция гидрогеологической истории осадочного бассейна основывается на периодизации - выделении гидрогеологических циклов и этапов. При проведении палеогидрогеохимических реконструкций в основу были положены палеогеографические карты, составленные сотрудниками ИНГГ СО РАН, и методика, предложенная Е.А. Басковым (Карцев, Вагин, Басков, 1969; Басков, 1983), некоторые аспекты которой были уточнены Я.В. Садыковой (Садыкова, 2010; Садыкова, 2016). Для гидрогеологических расчетов и моделирования в работе использована разработанная М.Б. Букаты программа равновесного физико-химического численного моделирования процессов в системе вода-порода HG-32 (HydroGeo) (Букаты, 2002). Основой для разработки оптимального комплекса гидрогеохимических критериев прогноза перспектив нефтегазоносности АХМ послужили многочисленные классификации А.А. Карцева, В.А. Кротовой, Е.В. Стадника, М.И. Субботы, В.А. Сулина и других (Кротова, 1957; Карцев, 1963; Зорькин и др, 1974; Суббота и др., 1996; Зытнер, Чибисова, 2013). В процессе работы использовался ряд программных пакетов: Microsoft Word, Excel, Statistica 12.0, Surfer 16.0, GridMaster, HydroGeo, CorelDRAW 21.0.
Научная новизна. В результате детального и комплексного анализа имеющегося геологического, гидрогеологического и геохимического материала по АХМ и прилегающих территорий: 1) уточнено гидрогеологическое строение разреза; 2) выполнено комплексное изучение химического состава (макро- и микрокомпонентного) подземных вод, геотермического и гидродинамического режимов недр нефтегазоносных отложений АХМ; 3) выявлен характер вертикальной геотермической зональности с последующим районированием территории; 4) составлен комплект геотермических карт; 5) установлен характер распространения толщи многолетнемерзлых пород и ее влияния на гидрогеологические условия АХМ; 6) установлено доминирование в разрезе двух генетических типов рассолов: инфильтрогенных и
седиментогенных; 7) в результате численного физико-химического моделирования установлены величины общей минерализации и химический состав предельно насыщенных рассолов равновесных к соленосной толще девонского возраста при ее растворении в процессе инфильтрации поверхностными водотоками; 8) впервые разработан оптимальный комплекс гидрогеологических показателей и выполнена региональная оценка перспектив нефтегазоносности; 9) составлена схема районирования вероятной нефтегазоносности АХМ по гидрогеологическим показателям.
Защищаемые научные положения:
1. В нефтегазоносных отложениях Анабаро-Хатангского междуречья установлены подземные воды и рассолы с величиной общей минерализации варьирующей от 0,1 до 312,3 г/дм3 преимущественно Cl Na, Cl Na-Ca и Cl-HCO3 Na состава. В районе распространения солянокупольных структур развит инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, а в зонах их отсутствия - прямой. Степень метаморфизации рассолов ниже, чем в подземных водах Сибирской платформы, генетические коэффициенты варьируют в следующих интервалах: Ca/Cl до 0,1, Br/Cl-103 от 8 до 28, rNa/rCl от 0,6 до 1,1 и Cl/Br от 50 до 800.
2. Палеогидрогеохимические реконструкции и результаты физико-химического моделирования позволяют обосновать наличие в водоносных комплексах Анабаро-Хатангского междуречья трех генетических типов подземных вод: 1) инфильтрогенные рассолы выщелачивания каменной соли в пределах нижне-среднеюрского, триасового, пермского, каменноугольного комплексов; 2) седиментогенные рассолы, смешанные с инфильтрогенными, повсеместно установленные в венд-кембрийском и рифейском комплексах, а в пермском и триасовом комплексах только вне зон развития соляных структур; 3) древние инфильтрогенные воды, развитые в апт-альб-сеноманском, неокомском и верхнеюрском комплексах.
3. Комплексная интерпретация гидрогеохимических, геотермических, гидродинамических
данных, результатов палеогидрогеохимических реконструкций позволила впервые обосновать оптимальный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья и выполнить региональный прогноз нефтегазоносности. Наибольшие перспективы следует связывать с нижнемезозойскими в северной и северо-восточной и с пермскими отложениями в центральных частях исследуемого региона.
Практическая значимость полученных результатов заключается в том, что комплексный анализ подземных вод нефтегазоносных отложений АХМ позволил обосновать набор гидрогеологических критериев и выполнить региональный прогноз перспектив нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья и выделить категории земель по уровню перспективности. Данный комплекс гидрогеологических критериев прогноза нефтегазоносности может послужить для последующего анализа территорий Восточной Сибири слабо обеспеченных гидрогеологическими данными. Результаты, полученные при написании диссертации, использовались в отчетных материалах по базовым научным проектам ИНГГ СО РАН, ПАО «Газпром» и других недропользователей.
Апробация работы. Основные результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на 10 конференциях и совещаниях разного уровня: 50-й Международной научной студенческой конференции «Студент и научно-технический прогресс»: Геология (Новосибирск, 2012); Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов, посвященной 80-летию акад. А.Э. Конторовича «Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири» (Новосибирск, 2014); III Всероссийской научной конференции с международным участием к 90-летию А.А. Карцева «Фундаментальные и прикладные вопросы гидрогеологии нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2015); Всероссийской конференции с международным участием «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии» с элементами научной школы (Томск, 2015); Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ (Пермь, 2017); Международной научной конференции "Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология «Интерэкспо ГЕО-Сибирь» (Новосибирск, 2017,2018); Всероссийском совещании по подземным водам Востока России (XXII Совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока с международным участием) «Подземные воды Востока России» (Новосибирск, 2018); Ферсмановской научной сессии ГИ КНЦ РАН (Апатиты, 2019); I молодежной научной конференции-школе, приуроченной к 60-летнему юбилею ДВГИ ДВО РАН «Геология на окраине континента» (Владивосток, 2019).
По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 6 в журналах из перечня ВАК (4 из них вышли в журналах Q2) (Геология и Геофизика; Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов; Отечественная геология; Известия высших учебных заведений. Нефть и газ).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем - 117 страниц, включая 39 рисунков, 6 таблиц и список литературы (158 наименований). В главе 1 представлены данные о состоянии изученности территории, приведена характеристика фактического материала и описание методики исследований. Глава 2 содержит описание геологического строения, тектонико-структурных характеристик и нефтегазоносности изучаемого региона. В главе 3 описывается гидрогеологическое строение региона, особенности геотермического и гидродинамического режима недр. В главе 4 описываются геохимические особенности подземных вод исследуемого региона, приводятся палеогидрогеологические реконструкции, выполнено физико-химическое моделирование и установлен генезис подземных вод. В главе 5 установлен оптимальный комплекс гидрогеологических критериев перспектив нефтегазоносности и выполнено районирование изучаемого региона по вероятности открытия новых залежей углеводородов. Работа выполнена в лаборатории №339 Гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского Отделения РАН под руководством кандидата геолого-минералогических наук Новикова Дмитрия Анатольевича.
Благодарности. Автор выражает особую признательность и благодарность научному руководителю Дмитрию Анатольевичу Новикову за требовательность, постоянное обсуждение результатов, замечания и объективную критику при написании работы, а также за приобретенные ценные навыки. Автор признателен директору ТФ ИНГГ СО РАН, д.г.-м.н. Лепокуровой Олесе Евгеньевне, старшему научному сотруднику лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем ИНН' СО РАН, д.г-м.н. Филиппову Юрию Федоровичу и к.г.- м.н. Фоминой Яне Владиславовне за обсуждение, консультативную помощь, советы и ценные рекомендации. Автор благодарен коллективу лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири за поддержку и создание благоприятных условий для проведения научных исследований, и отдельно Максимовой А.А. за проведенную корректорскую работу. Большая сердечная благодарность Черных Наталье Алексеевне за моральную поддержку, помощь и доверие.
Актуальность работы заключается в том, что Анабаро-Хатангское междуречье рассматривается в последние годы, как один из перспективных регионов для прироста ресурсной базы углеводородов в пределах арктических районов Восточной Сибири, в том числе шельфа моря Лаптевых. Интерес недропользователей к АХМ требует детального изучения гидрогеологических условий, учитывая, что здесь поисковые работы осложнены рядом факторов, таких как: мощная криогенная толща с криопэгами, низкие температуры атмосферного воздуха большую часть года, отсутствие транспортной инфраструктуры и т.д. Гидрогеологическая изученность исследуемой территории крайне низка, а нефтегазопроявления выявлены по всему разрезу. Стоит отметить, что на исследуемой территории присутствует два типа вертикальной гидрогеохимической зональности, а подземные воды и рассолы крайне разнообразны по химизму и степени их метаморфизации. Вследствие чего остаются открытыми множество вопросов: от процессов формирования состава подземных вод и рассолов до обоснования гидрогеологических критериев нефтегазоносности.
Степень разработанности. Территория исследования располагается в арктических районах восточной части Красноярского края и западной части республики Саха (Якутия) (Рисунок 1). Гидрогеологические работы на его территории начинаются еще в 20-х годах прошлого столетия, а в период с 1942 г. по 1980 г. были проведены исследования гидрогеологических условий, гидрогеохимии и криогенной толщи, результаты которых приведены в работах П.Д. Сиденко, М.К. Калинко, И.П. Зайцева, Е.А. Баскова, Г.Д. Гинсбурга и других (Калинко, Сиденко, 1955; Калинко 1959; Гинсбург, 1971; Гидрогеология..., 1970;
Гидрогеология..., 1972; Анциферов, 1989). Благодаря геологоразведочным работам середины XX века были открыты ряды нефтегазопроявлений, таких как Нордвикское и Южно-Тигянское. В настоящее время юг изучаемого региона слабо изучен бурением.
Неоценимый вклад в изучение геологического строения и гидрогеологических условий нефтегазоносных отложений АХМ внесли ведущие отечественные специалисты: Анисимова П.Д., Басков Е.А., Вожов В.И., Гинсбург Г.Д., Захаров В.А., Калинко М.К., Каширцев В.А., Конторович А.Э., Пиннекер Е.В., Сиденко П.Д., Шатский Н.С., Шурыгин Б.Н. и многие другие.
Рисунок 1 - Местоположение Анабаро-Хатангского междуречья
1 - административные границы, 2 - параметрические и поисковые скважины, 3 -местоположение основных солянокупольных структур, 4 - район исследования.
Целью исследований является обоснование комплекса гидрогеологических критериев нефтегазоносности АХМ на основе комплексного анализа геологического и гидрогеологического строения, химического состава подземных вод, данных ГИС, геотермического и гидродинамического режимов недр.
Основные задачи заключались в анализе состояния изученности особенностей геологического строения (стратиграфии и литологии, тектоники и нефтегазоносности) на основе опубликованных и фондовых материалов; обработке имеющихся материалов результатов бурения с помощью программ CorelDraw 21.0, LASgLOG, Microsoft Office Excel; составлении электронной базы данных результатов испытаний скважин; уточнении гидрогеологической стратификации разреза; изучении структуры геотермического поля, выявлении характера вертикальной и латеральной геотермической зональности, и гидродинамического режима недр; анализе химического состава подземных вод (ионно-солевой и микрокомпонентный), выявлении закономерности распределения основных катионов и анионов, вертикальной гидрогеохимической зональности, основных генетических типов и степени метаморфизации подземных вод; выполнении палеогидрогеологических реконструкций, составлении принципиальной схемы периодизации гидрогеологической истории АХМ и выполнении палеогидрогеохимических реконструкций; выявлении гидрогеологических показателей перспектив нефтегазоносности и обосновании оптимального комплекса гидрогеохимических критериев и выполнении регионального прогноза перспектив нефтегазоносности АХМ.
Фактический материал и методы исследования. Основой для научных исследований послужили фондовые материалы научных и производственных организаций (НИИГА, ИНН' СО РАН, СНИИГГиМС, ЗАО «Координационный центр «РОСГЕОФИЗИКА») и опубликованные материалы по АХМ и сопредельным территориям. Вся гидрогеологическая информация сведена в единую электронную базу. Использованы данные ГИС по 70 скважинам 20 поисковых площадей, данные термометрии по 14 скважинам, данные гидродинамических и гидростатических уровней по 29 скважинам и 5 замеров пластовых давлений. Вся гидрогеологическая информация сведена в единую электронную базу данных. Детальное изучение гидрогеологического материала позволило исключить некондиционные пробы подземных вод и некачественные замеры пластовых давлений и температур. В работе палеогеографической основой послужили атласы литолого-палеогеографических карт СССР с уточнениями ИНГГ СО РАН. Электронная база представлена результатами испытаний по 120 объектам 15 поисковых площадей, включает в себя 5 замеров пластовых давлений, 122 точечных замера пластовых температур, 255 анализов полного химического состава подземных вод, 4 пробы водорастворенного газа и 3 пробы растворенного органического вещества. При составлении карт пластовых температур на основные стратиграфические уровни была принята методика, основы которой были заложены А.Э. Конторовичем, А.Р. Курчиковым, И.И. Нестеровым, Б.П. Ставицким в 60-е-70-е гг. прошлого столетия. На основе имеющихся материалов были рассчитаны геотермические параметры (геотермический градиент и ступень) геологического разреза. Для составления карт пластовых температур были использованы структурные построения по основным отражающим горизонтам палеозойских и мезозойских отложений, выполненные в ИНГГ СО РАН. Химические типы подземных вод выделены по классификации С.А. Щукарева, согласно которой название типа складывается из ведущих анионов и катионов, содержания которых больше 25 %-экв. Для сравнения геохимии и степени метаморфизации подземных вод было выбрано более 1900 анализов химического состава подземных вод по нефтегазоносным бассейнам Арктики и более 350 проб по себхам Ближнего Востока. Реконструкция гидрогеологической истории осадочного бассейна основывается на периодизации - выделении гидрогеологических циклов и этапов. При проведении палеогидрогеохимических реконструкций в основу были положены палеогеографические карты, составленные сотрудниками ИНГГ СО РАН, и методика, предложенная Е.А. Басковым (Карцев, Вагин, Басков, 1969; Басков, 1983), некоторые аспекты которой были уточнены Я.В. Садыковой (Садыкова, 2010; Садыкова, 2016). Для гидрогеологических расчетов и моделирования в работе использована разработанная М.Б. Букаты программа равновесного физико-химического численного моделирования процессов в системе вода-порода HG-32 (HydroGeo) (Букаты, 2002). Основой для разработки оптимального комплекса гидрогеохимических критериев прогноза перспектив нефтегазоносности АХМ послужили многочисленные классификации А.А. Карцева, В.А. Кротовой, Е.В. Стадника, М.И. Субботы, В.А. Сулина и других (Кротова, 1957; Карцев, 1963; Зорькин и др, 1974; Суббота и др., 1996; Зытнер, Чибисова, 2013). В процессе работы использовался ряд программных пакетов: Microsoft Word, Excel, Statistica 12.0, Surfer 16.0, GridMaster, HydroGeo, CorelDRAW 21.0.
Научная новизна. В результате детального и комплексного анализа имеющегося геологического, гидрогеологического и геохимического материала по АХМ и прилегающих территорий: 1) уточнено гидрогеологическое строение разреза; 2) выполнено комплексное изучение химического состава (макро- и микрокомпонентного) подземных вод, геотермического и гидродинамического режимов недр нефтегазоносных отложений АХМ; 3) выявлен характер вертикальной геотермической зональности с последующим районированием территории; 4) составлен комплект геотермических карт; 5) установлен характер распространения толщи многолетнемерзлых пород и ее влияния на гидрогеологические условия АХМ; 6) установлено доминирование в разрезе двух генетических типов рассолов: инфильтрогенных и
седиментогенных; 7) в результате численного физико-химического моделирования установлены величины общей минерализации и химический состав предельно насыщенных рассолов равновесных к соленосной толще девонского возраста при ее растворении в процессе инфильтрации поверхностными водотоками; 8) впервые разработан оптимальный комплекс гидрогеологических показателей и выполнена региональная оценка перспектив нефтегазоносности; 9) составлена схема районирования вероятной нефтегазоносности АХМ по гидрогеологическим показателям.
Защищаемые научные положения:
1. В нефтегазоносных отложениях Анабаро-Хатангского междуречья установлены подземные воды и рассолы с величиной общей минерализации варьирующей от 0,1 до 312,3 г/дм3 преимущественно Cl Na, Cl Na-Ca и Cl-HCO3 Na состава. В районе распространения солянокупольных структур развит инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, а в зонах их отсутствия - прямой. Степень метаморфизации рассолов ниже, чем в подземных водах Сибирской платформы, генетические коэффициенты варьируют в следующих интервалах: Ca/Cl до 0,1, Br/Cl-103 от 8 до 28, rNa/rCl от 0,6 до 1,1 и Cl/Br от 50 до 800.
2. Палеогидрогеохимические реконструкции и результаты физико-химического моделирования позволяют обосновать наличие в водоносных комплексах Анабаро-Хатангского междуречья трех генетических типов подземных вод: 1) инфильтрогенные рассолы выщелачивания каменной соли в пределах нижне-среднеюрского, триасового, пермского, каменноугольного комплексов; 2) седиментогенные рассолы, смешанные с инфильтрогенными, повсеместно установленные в венд-кембрийском и рифейском комплексах, а в пермском и триасовом комплексах только вне зон развития соляных структур; 3) древние инфильтрогенные воды, развитые в апт-альб-сеноманском, неокомском и верхнеюрском комплексах.
3. Комплексная интерпретация гидрогеохимических, геотермических, гидродинамических
данных, результатов палеогидрогеохимических реконструкций позволила впервые обосновать оптимальный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья и выполнить региональный прогноз нефтегазоносности. Наибольшие перспективы следует связывать с нижнемезозойскими в северной и северо-восточной и с пермскими отложениями в центральных частях исследуемого региона.
Практическая значимость полученных результатов заключается в том, что комплексный анализ подземных вод нефтегазоносных отложений АХМ позволил обосновать набор гидрогеологических критериев и выполнить региональный прогноз перспектив нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья и выделить категории земель по уровню перспективности. Данный комплекс гидрогеологических критериев прогноза нефтегазоносности может послужить для последующего анализа территорий Восточной Сибири слабо обеспеченных гидрогеологическими данными. Результаты, полученные при написании диссертации, использовались в отчетных материалах по базовым научным проектам ИНГГ СО РАН, ПАО «Газпром» и других недропользователей.
Апробация работы. Основные результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на 10 конференциях и совещаниях разного уровня: 50-й Международной научной студенческой конференции «Студент и научно-технический прогресс»: Геология (Новосибирск, 2012); Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов, посвященной 80-летию акад. А.Э. Конторовича «Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири» (Новосибирск, 2014); III Всероссийской научной конференции с международным участием к 90-летию А.А. Карцева «Фундаментальные и прикладные вопросы гидрогеологии нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2015); Всероссийской конференции с международным участием «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии» с элементами научной школы (Томск, 2015); Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ (Пермь, 2017); Международной научной конференции "Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология «Интерэкспо ГЕО-Сибирь» (Новосибирск, 2017,2018); Всероссийском совещании по подземным водам Востока России (XXII Совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока с международным участием) «Подземные воды Востока России» (Новосибирск, 2018); Ферсмановской научной сессии ГИ КНЦ РАН (Апатиты, 2019); I молодежной научной конференции-школе, приуроченной к 60-летнему юбилею ДВГИ ДВО РАН «Геология на окраине континента» (Владивосток, 2019).
По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 6 в журналах из перечня ВАК (4 из них вышли в журналах Q2) (Геология и Геофизика; Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов; Отечественная геология; Известия высших учебных заведений. Нефть и газ).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем - 117 страниц, включая 39 рисунков, 6 таблиц и список литературы (158 наименований). В главе 1 представлены данные о состоянии изученности территории, приведена характеристика фактического материала и описание методики исследований. Глава 2 содержит описание геологического строения, тектонико-структурных характеристик и нефтегазоносности изучаемого региона. В главе 3 описывается гидрогеологическое строение региона, особенности геотермического и гидродинамического режима недр. В главе 4 описываются геохимические особенности подземных вод исследуемого региона, приводятся палеогидрогеологические реконструкции, выполнено физико-химическое моделирование и установлен генезис подземных вод. В главе 5 установлен оптимальный комплекс гидрогеологических критериев перспектив нефтегазоносности и выполнено районирование изучаемого региона по вероятности открытия новых залежей углеводородов. Работа выполнена в лаборатории №339 Гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского Отделения РАН под руководством кандидата геолого-минералогических наук Новикова Дмитрия Анатольевича.
Благодарности. Автор выражает особую признательность и благодарность научному руководителю Дмитрию Анатольевичу Новикову за требовательность, постоянное обсуждение результатов, замечания и объективную критику при написании работы, а также за приобретенные ценные навыки. Автор признателен директору ТФ ИНГГ СО РАН, д.г.-м.н. Лепокуровой Олесе Евгеньевне, старшему научному сотруднику лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем ИНН' СО РАН, д.г-м.н. Филиппову Юрию Федоровичу и к.г.- м.н. Фоминой Яне Владиславовне за обсуждение, консультативную помощь, советы и ценные рекомендации. Автор благодарен коллективу лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири за поддержку и создание благоприятных условий для проведения научных исследований, и отдельно Максимовой А.А. за проведенную корректорскую работу. Большая сердечная благодарность Черных Наталье Алексеевне за моральную поддержку, помощь и доверие.
В работе выполнено обобщение и детальный анализ гидрогеологических материалов Анабаро-Хатангского междуречья впервые за последние 50 лет. Предложены механизмы формирования состава подземных вод в нефтегазоносных отложениях региона, установлены особенности вертикальной гидрогеохимической зональности, выявлена специфика геотермического режима недр и структуры гидродинамического поля, проведены палеогидрогеологические реконструкции. На региональном уровне по общегидрогеологическим показателям установлено, что разрез АХМ характеризуется благоприятными условиями для генерации, аккумуляции и сохранения залежи нефти и газа.
Полученные результаты исследования позволяют сделать следующие выводы:
1) По данным бурения на территории АХМ выделено 11 водоносных комплексов: рифейский, венд-кембрийский, девонский, каменноугольный, пермский, триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, неокомский, апт-альб-сеноманский, четвертичный.
2) В геотермическом плане регион характеризуется низким температурным градиентом (1,96°С/100м), в разрезе нефтегазоносных отложений пластовая температура с глубиной растет монотонно, выделено три геотермических зоны: первая мощностью до 20 м, в которой круглогодично происходят сезонные колебания температур с положительных на отрицательные; вторая, мощностью до 570, в которой развиты криогенные толщи и насыщенные высокоминерализованные воды; и третья, с величиной геотермического градиента до 2,55°С/100 м.
3) Мощность криогенной толщи в Нордвик-Кожевниковском районе составляет 300-400 м, ниже до глубины 540-570 м находятся охлажденные породы. На участках распространения соляных куполов, где минерализация подземных вод значительна, охлажденные породы прослеживаются с глубины 110-180 м. Здесь широко распространены отрицательнотемпературные соленые воды и рассолы, с температурой от 0 до -12°С (криопэги). Наиболее низкие значения мощности криогенной толщи отмечаются в Нордвикском и Сындасском заливах, а также на Улаханской, Южно-Тигянской и Гуримисской площадях.
4) Положения статических уровней указывают на их гидравлическую изолированность водоупорными толщами. В триасовом комплексе по данным бурения на Нордвикской площади статические уровни располагаются на глубинах от 0 м (скважина К-494) до 120 м (скважина Р48), а дебиты пластовых вод достигают 148 м3/сутки, хотя средний дебит по площади около 15 м3/сутки. На основании полученных данных замеров пластовых давлений и расчитаного коэффициента аномальности (Ка) на трех разведочных площадях, можно сделать вывод, что пластовые давления в пермских отложениях на территории Южно-Тигянской площади и в скважине Гуримисская 2 повышенные, в то время как в скважине Гуримисская 1 в интервале 1880-1955 м замеры пластового давления соответствуют нормальным.
5) В нефтегазоносных отложениях Анабаро-Хатангского междуречья выявлены подземные воды и рассолы с величиной общей минерализации варьирующей от 0,1 до 312,3 г/дм3 с доминирующими Cl-НСОз Na, Cl Na-Ca и Cl Na типами вод. Особенности накопления элементов в полной мере отражают результаты кластерного анализа, которые выявили закономерную связь основных солеобразующих макрокомпонентов между собой, а также взаимосвязь между содержаниями микрокомпонентов I-, B+, Br- и SO42- и позволили установить, что концентрация гидрокарбонат иона не оказывает существенного влияния на химизм рассольных типов вод и из-за возрастающего содержания катионов кальция тип вод определяется, как преимущественно хлоридный натриево-кальциевый.
6) Выделено три генетических типа подземных вод и рассолов: 1) рассолы выщелачивания каменной соли; 2) седиментогенные рассолы и 3) древние инфильтрогенные воды. Генетический тип рассолов выщелачивания хлоридного натриевого состава с величиной общей минерализации до 312,3 г/дм3 развитый в нижне-среднеюрском, триасовом, пермском и каменноугольном водоносных комплексах сформировал инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в пределах солянокупольных структур. В зонах их отсутствия установлена нормальная (прямая) вертикальная гидрогеохимическая зональность с закономерным ростом с глубиной залегания водовмещающих отложений степени гидрогеологической закрытости недр и метаморфизации рассолов с увеличением роли седиментогенных вод.
7) Гидрогеологическую историю Анабаро-Хатангского междуречья можно разделить на 12 гидрогеологических циклов. Наибольшее значение солености палеобассейна приходится на нижнедевонский цикл, во время которого в регионе существовал солеродный бассейн. Появление рассолов в пределах водоносного комплекса триасовых образований полуострова Юрюнг-Тумус обязано процессу выщелачивания девонских солей в приконтактных зонах соляного штока.
8) На основе комплексной интерпретация гидрогеохимических, геотермических, гидродинамических данных, результатов палеогидрогеохимических реконструкций обоснован оптимальный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья, выполнен региональный прогноз нефтегазоносности и выделены перспективные зоны нефтегазонакопления. Наибольшие перспективы следует связывать с нижнемезозойскими отложениями на сводах и склонах положительных структур в северной и северо-восточной части и с пермскими отложениями в центральной и восточной частях исследуемого региона.
Полученные результаты исследования позволяют сделать следующие выводы:
1) По данным бурения на территории АХМ выделено 11 водоносных комплексов: рифейский, венд-кембрийский, девонский, каменноугольный, пермский, триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, неокомский, апт-альб-сеноманский, четвертичный.
2) В геотермическом плане регион характеризуется низким температурным градиентом (1,96°С/100м), в разрезе нефтегазоносных отложений пластовая температура с глубиной растет монотонно, выделено три геотермических зоны: первая мощностью до 20 м, в которой круглогодично происходят сезонные колебания температур с положительных на отрицательные; вторая, мощностью до 570, в которой развиты криогенные толщи и насыщенные высокоминерализованные воды; и третья, с величиной геотермического градиента до 2,55°С/100 м.
3) Мощность криогенной толщи в Нордвик-Кожевниковском районе составляет 300-400 м, ниже до глубины 540-570 м находятся охлажденные породы. На участках распространения соляных куполов, где минерализация подземных вод значительна, охлажденные породы прослеживаются с глубины 110-180 м. Здесь широко распространены отрицательнотемпературные соленые воды и рассолы, с температурой от 0 до -12°С (криопэги). Наиболее низкие значения мощности криогенной толщи отмечаются в Нордвикском и Сындасском заливах, а также на Улаханской, Южно-Тигянской и Гуримисской площадях.
4) Положения статических уровней указывают на их гидравлическую изолированность водоупорными толщами. В триасовом комплексе по данным бурения на Нордвикской площади статические уровни располагаются на глубинах от 0 м (скважина К-494) до 120 м (скважина Р48), а дебиты пластовых вод достигают 148 м3/сутки, хотя средний дебит по площади около 15 м3/сутки. На основании полученных данных замеров пластовых давлений и расчитаного коэффициента аномальности (Ка) на трех разведочных площадях, можно сделать вывод, что пластовые давления в пермских отложениях на территории Южно-Тигянской площади и в скважине Гуримисская 2 повышенные, в то время как в скважине Гуримисская 1 в интервале 1880-1955 м замеры пластового давления соответствуют нормальным.
5) В нефтегазоносных отложениях Анабаро-Хатангского междуречья выявлены подземные воды и рассолы с величиной общей минерализации варьирующей от 0,1 до 312,3 г/дм3 с доминирующими Cl-НСОз Na, Cl Na-Ca и Cl Na типами вод. Особенности накопления элементов в полной мере отражают результаты кластерного анализа, которые выявили закономерную связь основных солеобразующих макрокомпонентов между собой, а также взаимосвязь между содержаниями микрокомпонентов I-, B+, Br- и SO42- и позволили установить, что концентрация гидрокарбонат иона не оказывает существенного влияния на химизм рассольных типов вод и из-за возрастающего содержания катионов кальция тип вод определяется, как преимущественно хлоридный натриево-кальциевый.
6) Выделено три генетических типа подземных вод и рассолов: 1) рассолы выщелачивания каменной соли; 2) седиментогенные рассолы и 3) древние инфильтрогенные воды. Генетический тип рассолов выщелачивания хлоридного натриевого состава с величиной общей минерализации до 312,3 г/дм3 развитый в нижне-среднеюрском, триасовом, пермском и каменноугольном водоносных комплексах сформировал инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в пределах солянокупольных структур. В зонах их отсутствия установлена нормальная (прямая) вертикальная гидрогеохимическая зональность с закономерным ростом с глубиной залегания водовмещающих отложений степени гидрогеологической закрытости недр и метаморфизации рассолов с увеличением роли седиментогенных вод.
7) Гидрогеологическую историю Анабаро-Хатангского междуречья можно разделить на 12 гидрогеологических циклов. Наибольшее значение солености палеобассейна приходится на нижнедевонский цикл, во время которого в регионе существовал солеродный бассейн. Появление рассолов в пределах водоносного комплекса триасовых образований полуострова Юрюнг-Тумус обязано процессу выщелачивания девонских солей в приконтактных зонах соляного штока.
8) На основе комплексной интерпретация гидрогеохимических, геотермических, гидродинамических данных, результатов палеогидрогеохимических реконструкций обоснован оптимальный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазоносности Анабаро-Хатангского междуречья, выполнен региональный прогноз нефтегазоносности и выделены перспективные зоны нефтегазонакопления. Наибольшие перспективы следует связывать с нижнемезозойскими отложениями на сводах и склонах положительных структур в северной и северо-восточной части и с пермскими отложениями в центральной и восточной частях исследуемого региона.
