Помощь студентам в учебе
ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА
|
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ, ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА
ИССЛЕДОВАНИЙ 12
1.1. История, состояние изученности и фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии
Западной Сибири 12
1.2. Фактический материал и методы исследований 22
ГЛАВА 2. ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 34
2.1. Особенности геологического строения, тектоники и нефтегазоносности 34
2.2. Гидрогеологическая стратификация юрско-мелового разреза 64
2.3. Роль элизионного и инфильтрационного водообмена при формировании структуры
гидродинамического поля 78
2.4. Геотермическая зональность 98
ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 109
3.1. Ионно-солевой состав 109
3.2. Микрокомпоненты 140
3.3. Редкоземельные элементы 155
3.4. Радиоактивные элементы (U и Th) 161
3.5. Вертикальная гидрогеохимическая зональность 170
3.6. Степень катагенетических изменений подземных вод 173
ГЛАВА 4. ЭВОЛЮЦИЯ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОГО ПОЛЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В
МЕЗОЗОЕ 184
4.1. Палеогидрогеохимические реконструкции 184
4.2. Геохимия стабильных изотопов H, O и С 220
4.2.1. Изотопный состав 5D и 5180 226
4.2.2. Изотопный состав DIC 229
4.2.3. Изотопный осциллятор 231
4.3. Генетические типы подземных вод 234
ГЛАВА 5. ПРОЦЕССЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ В СИСТЕМЕ ВОДА-ПОРОДА 240
5.1. Равновесие подземных вод с карбонатными минералами 241
5.2. Равновесие подземных вод с алюмосиликатными минералами 243
5.3. Направленность процессов взаимодействия в системе вода-порода 246
5.4. Связь гидрогеохимической и аутигенно-минералогической зональности 252
5.5. Распределение химических элементов в системе вода-порода-нефть 256
ГЛАВА 6. ОЦЕНКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ МЕТОДАМИ
РАСЧЕТА ВОДНО-ГАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ 259
6.1. Особенности состава газов залежей углеводородов 260
6.2. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений 269
6.3. Степень насыщения подземных вод газами 277
6.4. Характер физико-химических равновесий в системе вода-газ 289
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 305
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 310
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ, ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКА
ИССЛЕДОВАНИЙ 12
1.1. История, состояние изученности и фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии
Западной Сибири 12
1.2. Фактический материал и методы исследований 22
ГЛАВА 2. ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 34
2.1. Особенности геологического строения, тектоники и нефтегазоносности 34
2.2. Гидрогеологическая стратификация юрско-мелового разреза 64
2.3. Роль элизионного и инфильтрационного водообмена при формировании структуры
гидродинамического поля 78
2.4. Геотермическая зональность 98
ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 109
3.1. Ионно-солевой состав 109
3.2. Микрокомпоненты 140
3.3. Редкоземельные элементы 155
3.4. Радиоактивные элементы (U и Th) 161
3.5. Вертикальная гидрогеохимическая зональность 170
3.6. Степень катагенетических изменений подземных вод 173
ГЛАВА 4. ЭВОЛЮЦИЯ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОГО ПОЛЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В
МЕЗОЗОЕ 184
4.1. Палеогидрогеохимические реконструкции 184
4.2. Геохимия стабильных изотопов H, O и С 220
4.2.1. Изотопный состав 5D и 5180 226
4.2.2. Изотопный состав DIC 229
4.2.3. Изотопный осциллятор 231
4.3. Генетические типы подземных вод 234
ГЛАВА 5. ПРОЦЕССЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ В СИСТЕМЕ ВОДА-ПОРОДА 240
5.1. Равновесие подземных вод с карбонатными минералами 241
5.2. Равновесие подземных вод с алюмосиликатными минералами 243
5.3. Направленность процессов взаимодействия в системе вода-порода 246
5.4. Связь гидрогеохимической и аутигенно-минералогической зональности 252
5.5. Распределение химических элементов в системе вода-порода-нефть 256
ГЛАВА 6. ОЦЕНКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ МЕТОДАМИ
РАСЧЕТА ВОДНО-ГАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ 259
6.1. Особенности состава газов залежей углеводородов 260
6.2. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений 269
6.3. Степень насыщения подземных вод газами 277
6.4. Характер физико-химических равновесий в системе вода-газ 289
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 305
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 310
Актуальность. Настоящая работа посвящена решению фундаментальных вопросов гидрогеохимии - изучению геохимии, генезиса и механизмов формирования состава подземных вод крупных артезианских бассейнов. С начала поисково-разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири накоплен огромный фактический материал, отражающий химический и газовый состав подземных вод. Гидрогеохимическим исследованиям северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна (ЗСОБ) посвящены многочисленные работы Г.Д. Гинсбурга, Ю.Г. Зимина, Г.А. Ивановой, А.А. Карцева, А.Э. Конторовича, Н.М. Кругликова, А.Р. Курчикова, В.М. Матусевича, Б.П. Ставицкого, О.Н. Яковлева и многих других.
Особенности геохимии подземных вод определяются палеогидрогеологической историей осадочного бассейна, составом водовмещающих пород, термобарическим режимом недр, процессами генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Их современный химизм является продуктом длительной геологической эволюции захороненных сингенетичных вод. Изначальный состав формируется в разнообразных обстановках осадконакопления. Затем на стадиях диагенеза и катагенеза захваченные воды претерпевают значительные изменения, вовлекаясь во множество процессов, таких как: уплотнение осадков, элизионный водообмен, вертикальная и латеральная миграция, термодегидратация глинистых минералов и взаимодействие в системе «вода-порода-газ- органическое вещество». В этой связи наряду с составом растворенных веществ для правильной идентификации генетического облика подземных вод всесторонне изучают их изотопный состав. Окончательное отнесение водного раствора к тому или иному генетическому типу происходит только после изучения изотопных отношений 5D, 518O, 513С и других.
В настоящей работе впервые на единой методической основе рассмотрены данные по изотопно-геохимическим особенностям подземных вод нефтегазоносных отложений широкого стратиграфического диапазона северных районов ЗСОБ, термобарическому режиму недр и процессам взаимодействия в системе «вода-порода-газ» с учетом палеогидрогеохимических реконструкций.
Объектом исследований являются подземные воды нефтегазоносных отложений северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна, где развит инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, не укладывающийся в положения классической гидрогеологии, согласно которым с уменьшением степени водообмена величина общей минерализации подземных вод должна увеличиваться.
Цель работы. Установить изотопно-геохимические особенности подземных вод нефтегазоносных отложений северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна, выполнить генетические реконструкции и выявить роль системы вода-порода-газ-органическое вещество в процессах формирования их химического состава.
Основные задачи:
1) Рассмотреть особенности гидрогеологической стратификации и термобарического режима нефтегазоносных отложений.
2) Выявить характеристики гидрогеохимического поля и составить комплект карт общей
минерализации подземных вод юрско-меловых водоносных комплексов. На единой методической основе рассмотреть особенности химического (макро- и микрокомпоненты - от Li до U), газового и изотопного (6D, 618O, 613С) состава подземных вод нефтегазоносных
отложений.
3) Выполнить периодизацию гидрогеологической истории и палеогидрогеохимические реконструкции с составлением комплекта карт. Дать изотопно-геохимическую характеристику седиментогенных и древних инфильтрогенных вод.
4) Рассмотреть процессы взаимодействия в системе вода-порода, выявить контролирующие факторы вторичного минералообразования и составить схему гидрогенно- минеральных комплексов для зоны катагенеза северных районов ЗСОБ.
6) Выполнить оценку современного состояния нефтегазоносных систем методами расчета водно-газовых равновесий. Составить классификацию подземных вод по степени насыщения пластовых вод газами. Выявить характер физико-химических равновесий в системе вода-газ.
Фактичекский материал и личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены материалы фондовых (11ГО «Уренгойнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология» и другие) и полевых исследований сотрудников ИНГГ СО РАН, в том числе, при личном участии автора (с 1997 по 2024 гг.) при выполнении госбюджетных и хоздоговорных работ. В целом база данных, характеризующая флюиды нижнего гидрогеологического этажа северных и арктических районов ЗСОБ, представлена 5603 анализами пластовых вод (включая изотопный состав Н, О и С в 225 пробах), 1707 анализами водорастворенных газов, более 3000 анализами свободных газов по 1984 залежам, 365 анализами нефтей и результатами испытания более 4000 объектов. Основные данные получены при совместных работах ИНГГ СО РАН с ПАО «Г азпром», ПАО «Роснефть», ПАО «Г азпромнефть», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Лукойл» и другими. В рамках реализации совместных исследований с недропользователями, базовых бюджетных проектов ИНГГ СО РАН Программы фундаментальных научных исследований государственных академий наук РФ и многочисленных грантов РФФИ (03-05-65417, 04-05-65310, 07-05-00877, 07-05-06095, 08-0506809, 08-05-99026, 10-05-98015, 10-05-00442, 11-05-98003, 14-05-00868, 16-05-00945, 16-3550175, 17-45-540086, 18-05-20035, 18-05-70074 - Ресурсы Арктики, 19-45-540004, 19-45-540006, 20-15-50065-Экспансия), РНФ (22-17-20029) были получены массивы уникальных данных.
Научная новизна работы:
1) В неокомском, верхнеюрском и нижне-среднеюрском водоносных комплексах отмечается присутствие обширных зон пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа (Большехетская и Карская мегасинеклизы), которые соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская, Уренгойская и другие).
2) Анализ структуры геотермического поля выявил переход элизионной геостатической системы в элизионную термодегидратационную.
3) Показано распределение широкого спектра химических элементов (от Li до U) в подземных водах основных водоносных комплексов нижнего гидрогеологического этажа.
4) Установлено, что главными факторами, определяющими инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в изучаемом регионе выступают: характер гидродинамического режима и степень гидрогеологической закрытости недр; обстановки седиментогенеза в разные геологические эпохи; геологическая эволюция системы вода - порода - газ - органическое вещество; наличие в разрезе вулканогенно-осадочного комплекса триаса; вертикальная миграция рассолов из палеозойского фундамента в вышезалегающие отложения осадочного чехла.
5) Показано, что подземные воды нефтегазоносных отложений северных районов ЗСОБ находятся на начальной стадии метаморфизации (катагенетических изменений) химического состава.
6) Впервые составлен комплект палеогидрогеохимических карт северных районов ЗСОБ. Выполнен анализ изменения гидрогеохимического поля основных водоносных горизонтов с момента захоронения сингенетичных вод до настоящего времени.
7) Впервые изучен изотопный состав (6D, 618O, 613С) подземных вод нефтегазоносных отложений широкого стратиграфического диапазона (от сеномана до палеозоя). Полученные тренды изменения изотопного состава захороненных вод, а также величин дейтериевых эксцессов и кислородных сдвигов хорошо совпадают с предполагаемыми изменениями палеоклиматических условий исследованного региона и могут служить условным палеотермометром.
8) Создана концептуальная схема последовательной смены гидрогенно-минеральных комплексов в зоне катагенеза северных районов ЗСОБ.
9) С применением методов расчетов водно-газовых равновесий выполнена оценка современного состояния нефтегазоносных систем северных районов ЗСОБ.
Практическая значимость. Результаты исследований использовались при написании более 20 отчетов по работам с ПАО «Г азпром», ПАО «Роснефть», ПАО «Газпромнефть», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Лукойл» и другими недропользователями. Практическая значимость исследований определяется использованием результатов исследований при оценке перспектив нефтегазоносности северных и арктических районов ЗСОБ на региональном, зональном и локальном уровнях, оценке подземных вод нефтегазоносных отложений для теплоэнергетических целей и в качестве гидроминерального сырья. Был выполнен комплекс работ, связанный с оценкой северных районов ЗСОБ для размещения углекислого газа в глубоких водоносных горизонтах (технологии CCS) и сопутствующих геохимических последствий этой деятельности.
Методы и подходы. Методической основой решения поставленных в работе задач является комплексный подход, объединяющий традиционные и современные прецизионные методы изучения вещества реальных геологических объектов с теоретическими методами термодинамических расчетов в системе вода-порода. Выявление механизмов формирования химического состава подземных вод проведено с учетом палеогидрогеологической истории и палеогидрогеохимических реконструкций нефтегазоносных отложений северных и арктических районов ЗСОБ, а также новейших изотопно-гидрогеохимических данных.
В работе использован подход, который развивал С.Л. Шварцев (Шварцев, 1991, 1992) и другие исследователи, основанный на теории геохимической самоорганизации сложных геологических объектов, важнейшей составляющей которых является система вода-порода, находящаяся в состоянии непрерывного равновесно-неравновесного эволюционного развития. В работе широко использована методика восстановления солевого состава вод древних морских и озерно-аллювиальных бассейнов основанная на палеогеографических реконструкциях и сравнительно-литологическом анализе с использованием естественно-исторического подхода (Садыкова, Новиков, 2010; Садыкова, 2016; Novikov et al., 2018). Изотопные отношения 6D, 618O, 613С и другие являются единственными характеристиками вещественного состава природных вод, позволяющими изучать их историю прямыми методами. Именно поэтому их использование завоевало широкую популярность при исследовании динамики природных вод, их генезиса и гидрогеохимических эффектов при взаимодействии в системе вода-порода (Ферронский, Поляков, 2009).
Изучение взаимодействий в системе вода-порода-газ выполнено с применением термодинамических расчетов и соответствующих программных средств. Интерпретация получаемых при этом параметров выполнена на базе традиционных гидрогеологических моделей изучаемых объектов. При решении поставленных задач использовался программный комплекс HG-32 (HydroGeo), разработанный М.Б. Букаты (Букаты, 2005).
Помимо создания электронного банка данных архивных материалов, лабораторное изучение химического и изотопного состава методами ионной хроматографии, масс- спектрометрическим методом с индуктивно связанной плазмой, атомно-эмиссионной спектрометрии с ИСП проводилось в Проблемной научно-исследовательской лаборатории гидрогеохимии Национального исследовательского Томского политехнического университета, лабораториях Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН и центра коллективного пользования Института геологии и минералогии им. В.С. Соболева СО РАН.
Положения, выносимые на защиту.
1) Основная особенность северных и арктических районов Западно-Сибирского осадочного бассейна заключается в широком развитии аномально высоких пластовых давлений (Ка до 2,21), как в юрских, так и в вышележащих, вплоть до неокомских, горизонтах. Обширные зоны пьезомаксимумов (Большехетская и Карская мегасинеклизы) на настоящем этапе развития водонапорной системы бассейна стали внутренними областями создания напоров вод (питания) с максимальной степенью гидрогеологической закрытости недр. Области пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа, соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская, Уренгойская и другие). Элизионная литостатическая система с глубины около 2-2,5 км начинает приобретать черты элизионной термодегидратационной, что является следствием роста пластовых температур.
2) Выполненный комплекс гидрогеохимических и палеогидрогеохимических реконструкций и изотопных исследований нефтегазоносных отложений убедительно доказывают доминирование в разрезе седиментогенных вод, главной чертой которых являются выраженные значения изотопных кислородных сдвигов относительно GMWL, в целом нарастающие с увеличением возраста водовмещающих отложений и достигающие 9 %о. Разнообразный изотопный состав (6D от -120 до -50 ^ и 618O от -17 до -2 ^) указывает на отсутствие унифицированного механизма накопления вод и преобразования их изотопного состава в ходе геологической эволюции осадочного бассейна. Инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности связан с разбавлением седиментогенных вод древними инфильтрогенными, проникшими в эпохи регрессии морского бассейна, и в большей мере литогенными, поступившими в водоносные горизонты из водоупорных толщ при термодегидратации глинистых минералов в условиях элизионного водообмена.
3) Повсеместно процессы формирования химического состава подземных вод сопровождаются
вторичным гидрогенным минералообразованием. Образование аутигенных минералов в зоне катагенеза северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна происходит
последовательно (каолинит - монтмориллонит - иллит - слюды - хлорит - альбит - микроклин) в условиях резко восстановительной геохимической среды и контролирующих параметрах (рН, концентрации в растворе Si, Al, Na, K, Ca, Mg). Процессы карбонатизации, связывая Ca и Fe, а гидрослюдизации - К, обеспечивают относительный рост в растворе Mg и Na, что сдвигает равновесие в область устойчивости хлоритов. Последние, связывая Mg, обеспечивают накопление Na в растворе, что приводит к насыщению воды относительно альбита и его образованию.
4) Предельное насыщение подземных вод газами достигается при величине общей газонасыщенности более 1,8 л/л, что запускает механизм формирования залежей углеводородов. К зоне развития вод с значениями Кг от 0,8 до 1,0 приурочены основные газоконденсатные залежи, а к менее насыщенным водам - нефтяные. В настоящее время залежи углеводородов далеки от состояния равновесия с окружающими подземными водами, являющимися более активной составляющей системы вода-газ и заметно опережающими их в своем геохимическом развитии. Это проявляется в различии соотношений фугитивности индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода-газ.
Достоверность научных результатов обеспечена использованием результатов более 5000 проб химических и более 250 проб изотопных анализов подземных вод, более 1700 анализов водорастворенных газов, более 3000 анализов свободных газов по 1984 залежам и результатами испытания более 4000 объектов; использованием новейших теоретических положений; апробацией основных научных положений на многочисленных российских и международных конференциях и публикацией в ведущих российских и зарубежных журналах; выполнением заданий базового бюджетного финансирования, проектов РФФИ и РНФ.
Апробация результатов. Отдельные разделы работы были доложены и обсуждены на конференциях и симпозиумах различного уровня: Всероссийской научной конференции «Фундаментальные, глобальные и региональные проблемы геологии нефти и газа» (2024 г., г. Новосибирск); Международном научном конгрессе «Интерэкспо ГЕО-Сибирь» (2008, 2010, 2010-2012, 2014-2024 гг., г. Новосибирск); Всероссийской научной конференции
«Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами» (2012 г., г. Томск; 2015 г.,
г. Владивосток; 2018 г., г. Чита; 2020 г., Улан-Удэ; 2023 г., г. Томск); Всероссийской научной конференции «Успехи органической геохимии» (2022 г., г. Новосибирск); Всероссийском совещании по подземным водам Востока России «Совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока» (2018 г., г. Новосибирск; 2021 г., г. Иркутск); Всероссийской научно
практической конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Северо-Востока России» (2019-2020 гг., г. Якутск); Международном симпозиуме «Взаимодействие вода-порода» (International symposium «Water-Rock interaction») (2019 г., г. Томск); Всероссийской конференции «Полярная механика» (2018 г., г. Новосибирск) и ряде других конференций.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 193 работы, в том числе 80 в журналах из перечня ВАК, а также 60 индексируемых в наукометрических базах данных Web of Science и Scopus, в которых полностью представлены все защищаемые положения. Статьи написаны в соавторстве со специалистами, которые не имеют возражений против защиты данной работы.
Работа выполнена в лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы, насчитывающего 806 наименования отечественных и зарубежных изданий. Материал диссертации изложен на 378 страницах, иллюстрирован 141 рисунками, содержит 26 таблиц.
Благодарности. За важные наставления, пристальное внимание, обсуждение полученных результатов и критику автор глубоко благодарен своим учителям: академику РАН, профессору Алексею Эмильевичу Конторовичу; д.г.-м.н., профессору Степану Львовичу Шварцеву, д.г.-м.н., профессору Михаилу Болеславовичу Букаты и к.г.-м.н., доценту Юлии Григорьевне Копыловой. Особую благодарность за постоянную поддержку хочется выразить всем сотрудникам лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири ИНГГ СО РАН - к.г.-м.н. Фоминой Я.В., к.г.-м.н. Сухоруковой А.Ф., к.г.-м.н. Юрчик И.И., Ватолиной И.В., Дульцеву Ф.Ф., Черных А.В., Максимовой А.А., Деркачеву А.С. и Яндоле Н.И. Искреннюю признательность за огромный аналитический труд последних лет автор выражает к.г.-м.н. Хващевской А.А. и всему коллективу Проблемной научно-исследовательской гидрогеохимической лаборатории ТПУ. При работе над диссертацией большую помощь оказали советы и консультации по нефтяной геологии, стратиграфии, палеогеографии и геохимии - чл.-корр. РАН Каширцева В.А., чл.-корр. РАН Конторовича В.А., чл.-корр. РАН Бурштейна Л.М., чл.-корр. РАН Шурыгина Б.Н., д.г.-м.н. Фомина А.Н., д.г.-м.н. Сенникова Н.В., д.г.-м.н. Шемина Г.Г., д.г.-м.н. Дзюбы О.С., д.г.-м.н. Филиппова Ю.Ф., к.г.-м.н. Вакуленко Л.Г., к.г.-м.н. Яна П.А., к.г.-м.н. Рыжковой С.В., к.г.-м.н. Ершова С.В., к.г.-м.н. Фомина М.А., к.г.-м.н. Нехаева А.Ю., к.г.-м.н. Казаненкова В.А., к.г.-м.н.
Костыревой Е.А., и к.г.-м.н. Фурсенко Е.А.; по изотопному составу подземных вод нефтегазоносных отложений - к.х.н. Пыряева А.Н. и по моделированию гидрогеохимических процессов - к.г.-м.н. Никитенкова А.Н. За дружескую поддержку на протяжении многих лет автор выражает искреннюю благодарность - к.г.-м.н. Жуковской Е.А., к.г.-м.н. Токареву Д.А., к.г.-м.н. Корнеевой Т.В., к.г.-м.н. Кох С.Н., к.г.-м.н. Житовой Л.М., к.г.-м.н. Вах Е.А., к.г.-м.н. Кононову А.М., к.г.-м.н. Рыбченко А.А., Борисову Е.В. и Завгород
Особенности геохимии подземных вод определяются палеогидрогеологической историей осадочного бассейна, составом водовмещающих пород, термобарическим режимом недр, процессами генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Их современный химизм является продуктом длительной геологической эволюции захороненных сингенетичных вод. Изначальный состав формируется в разнообразных обстановках осадконакопления. Затем на стадиях диагенеза и катагенеза захваченные воды претерпевают значительные изменения, вовлекаясь во множество процессов, таких как: уплотнение осадков, элизионный водообмен, вертикальная и латеральная миграция, термодегидратация глинистых минералов и взаимодействие в системе «вода-порода-газ- органическое вещество». В этой связи наряду с составом растворенных веществ для правильной идентификации генетического облика подземных вод всесторонне изучают их изотопный состав. Окончательное отнесение водного раствора к тому или иному генетическому типу происходит только после изучения изотопных отношений 5D, 518O, 513С и других.
В настоящей работе впервые на единой методической основе рассмотрены данные по изотопно-геохимическим особенностям подземных вод нефтегазоносных отложений широкого стратиграфического диапазона северных районов ЗСОБ, термобарическому режиму недр и процессам взаимодействия в системе «вода-порода-газ» с учетом палеогидрогеохимических реконструкций.
Объектом исследований являются подземные воды нефтегазоносных отложений северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна, где развит инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности, не укладывающийся в положения классической гидрогеологии, согласно которым с уменьшением степени водообмена величина общей минерализации подземных вод должна увеличиваться.
Цель работы. Установить изотопно-геохимические особенности подземных вод нефтегазоносных отложений северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна, выполнить генетические реконструкции и выявить роль системы вода-порода-газ-органическое вещество в процессах формирования их химического состава.
Основные задачи:
1) Рассмотреть особенности гидрогеологической стратификации и термобарического режима нефтегазоносных отложений.
2) Выявить характеристики гидрогеохимического поля и составить комплект карт общей
минерализации подземных вод юрско-меловых водоносных комплексов. На единой методической основе рассмотреть особенности химического (макро- и микрокомпоненты - от Li до U), газового и изотопного (6D, 618O, 613С) состава подземных вод нефтегазоносных
отложений.
3) Выполнить периодизацию гидрогеологической истории и палеогидрогеохимические реконструкции с составлением комплекта карт. Дать изотопно-геохимическую характеристику седиментогенных и древних инфильтрогенных вод.
4) Рассмотреть процессы взаимодействия в системе вода-порода, выявить контролирующие факторы вторичного минералообразования и составить схему гидрогенно- минеральных комплексов для зоны катагенеза северных районов ЗСОБ.
6) Выполнить оценку современного состояния нефтегазоносных систем методами расчета водно-газовых равновесий. Составить классификацию подземных вод по степени насыщения пластовых вод газами. Выявить характер физико-химических равновесий в системе вода-газ.
Фактичекский материал и личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены материалы фондовых (11ГО «Уренгойнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология» и другие) и полевых исследований сотрудников ИНГГ СО РАН, в том числе, при личном участии автора (с 1997 по 2024 гг.) при выполнении госбюджетных и хоздоговорных работ. В целом база данных, характеризующая флюиды нижнего гидрогеологического этажа северных и арктических районов ЗСОБ, представлена 5603 анализами пластовых вод (включая изотопный состав Н, О и С в 225 пробах), 1707 анализами водорастворенных газов, более 3000 анализами свободных газов по 1984 залежам, 365 анализами нефтей и результатами испытания более 4000 объектов. Основные данные получены при совместных работах ИНГГ СО РАН с ПАО «Г азпром», ПАО «Роснефть», ПАО «Г азпромнефть», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Лукойл» и другими. В рамках реализации совместных исследований с недропользователями, базовых бюджетных проектов ИНГГ СО РАН Программы фундаментальных научных исследований государственных академий наук РФ и многочисленных грантов РФФИ (03-05-65417, 04-05-65310, 07-05-00877, 07-05-06095, 08-0506809, 08-05-99026, 10-05-98015, 10-05-00442, 11-05-98003, 14-05-00868, 16-05-00945, 16-3550175, 17-45-540086, 18-05-20035, 18-05-70074 - Ресурсы Арктики, 19-45-540004, 19-45-540006, 20-15-50065-Экспансия), РНФ (22-17-20029) были получены массивы уникальных данных.
Научная новизна работы:
1) В неокомском, верхнеюрском и нижне-среднеюрском водоносных комплексах отмечается присутствие обширных зон пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа (Большехетская и Карская мегасинеклизы), которые соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская, Уренгойская и другие).
2) Анализ структуры геотермического поля выявил переход элизионной геостатической системы в элизионную термодегидратационную.
3) Показано распределение широкого спектра химических элементов (от Li до U) в подземных водах основных водоносных комплексов нижнего гидрогеологического этажа.
4) Установлено, что главными факторами, определяющими инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в изучаемом регионе выступают: характер гидродинамического режима и степень гидрогеологической закрытости недр; обстановки седиментогенеза в разные геологические эпохи; геологическая эволюция системы вода - порода - газ - органическое вещество; наличие в разрезе вулканогенно-осадочного комплекса триаса; вертикальная миграция рассолов из палеозойского фундамента в вышезалегающие отложения осадочного чехла.
5) Показано, что подземные воды нефтегазоносных отложений северных районов ЗСОБ находятся на начальной стадии метаморфизации (катагенетических изменений) химического состава.
6) Впервые составлен комплект палеогидрогеохимических карт северных районов ЗСОБ. Выполнен анализ изменения гидрогеохимического поля основных водоносных горизонтов с момента захоронения сингенетичных вод до настоящего времени.
7) Впервые изучен изотопный состав (6D, 618O, 613С) подземных вод нефтегазоносных отложений широкого стратиграфического диапазона (от сеномана до палеозоя). Полученные тренды изменения изотопного состава захороненных вод, а также величин дейтериевых эксцессов и кислородных сдвигов хорошо совпадают с предполагаемыми изменениями палеоклиматических условий исследованного региона и могут служить условным палеотермометром.
8) Создана концептуальная схема последовательной смены гидрогенно-минеральных комплексов в зоне катагенеза северных районов ЗСОБ.
9) С применением методов расчетов водно-газовых равновесий выполнена оценка современного состояния нефтегазоносных систем северных районов ЗСОБ.
Практическая значимость. Результаты исследований использовались при написании более 20 отчетов по работам с ПАО «Г азпром», ПАО «Роснефть», ПАО «Газпромнефть», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Лукойл» и другими недропользователями. Практическая значимость исследований определяется использованием результатов исследований при оценке перспектив нефтегазоносности северных и арктических районов ЗСОБ на региональном, зональном и локальном уровнях, оценке подземных вод нефтегазоносных отложений для теплоэнергетических целей и в качестве гидроминерального сырья. Был выполнен комплекс работ, связанный с оценкой северных районов ЗСОБ для размещения углекислого газа в глубоких водоносных горизонтах (технологии CCS) и сопутствующих геохимических последствий этой деятельности.
Методы и подходы. Методической основой решения поставленных в работе задач является комплексный подход, объединяющий традиционные и современные прецизионные методы изучения вещества реальных геологических объектов с теоретическими методами термодинамических расчетов в системе вода-порода. Выявление механизмов формирования химического состава подземных вод проведено с учетом палеогидрогеологической истории и палеогидрогеохимических реконструкций нефтегазоносных отложений северных и арктических районов ЗСОБ, а также новейших изотопно-гидрогеохимических данных.
В работе использован подход, который развивал С.Л. Шварцев (Шварцев, 1991, 1992) и другие исследователи, основанный на теории геохимической самоорганизации сложных геологических объектов, важнейшей составляющей которых является система вода-порода, находящаяся в состоянии непрерывного равновесно-неравновесного эволюционного развития. В работе широко использована методика восстановления солевого состава вод древних морских и озерно-аллювиальных бассейнов основанная на палеогеографических реконструкциях и сравнительно-литологическом анализе с использованием естественно-исторического подхода (Садыкова, Новиков, 2010; Садыкова, 2016; Novikov et al., 2018). Изотопные отношения 6D, 618O, 613С и другие являются единственными характеристиками вещественного состава природных вод, позволяющими изучать их историю прямыми методами. Именно поэтому их использование завоевало широкую популярность при исследовании динамики природных вод, их генезиса и гидрогеохимических эффектов при взаимодействии в системе вода-порода (Ферронский, Поляков, 2009).
Изучение взаимодействий в системе вода-порода-газ выполнено с применением термодинамических расчетов и соответствующих программных средств. Интерпретация получаемых при этом параметров выполнена на базе традиционных гидрогеологических моделей изучаемых объектов. При решении поставленных задач использовался программный комплекс HG-32 (HydroGeo), разработанный М.Б. Букаты (Букаты, 2005).
Помимо создания электронного банка данных архивных материалов, лабораторное изучение химического и изотопного состава методами ионной хроматографии, масс- спектрометрическим методом с индуктивно связанной плазмой, атомно-эмиссионной спектрометрии с ИСП проводилось в Проблемной научно-исследовательской лаборатории гидрогеохимии Национального исследовательского Томского политехнического университета, лабораториях Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН и центра коллективного пользования Института геологии и минералогии им. В.С. Соболева СО РАН.
Положения, выносимые на защиту.
1) Основная особенность северных и арктических районов Западно-Сибирского осадочного бассейна заключается в широком развитии аномально высоких пластовых давлений (Ка до 2,21), как в юрских, так и в вышележащих, вплоть до неокомских, горизонтах. Обширные зоны пьезомаксимумов (Большехетская и Карская мегасинеклизы) на настоящем этапе развития водонапорной системы бассейна стали внутренними областями создания напоров вод (питания) с максимальной степенью гидрогеологической закрытости недр. Области пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа, соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская, Уренгойская и другие). Элизионная литостатическая система с глубины около 2-2,5 км начинает приобретать черты элизионной термодегидратационной, что является следствием роста пластовых температур.
2) Выполненный комплекс гидрогеохимических и палеогидрогеохимических реконструкций и изотопных исследований нефтегазоносных отложений убедительно доказывают доминирование в разрезе седиментогенных вод, главной чертой которых являются выраженные значения изотопных кислородных сдвигов относительно GMWL, в целом нарастающие с увеличением возраста водовмещающих отложений и достигающие 9 %о. Разнообразный изотопный состав (6D от -120 до -50 ^ и 618O от -17 до -2 ^) указывает на отсутствие унифицированного механизма накопления вод и преобразования их изотопного состава в ходе геологической эволюции осадочного бассейна. Инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности связан с разбавлением седиментогенных вод древними инфильтрогенными, проникшими в эпохи регрессии морского бассейна, и в большей мере литогенными, поступившими в водоносные горизонты из водоупорных толщ при термодегидратации глинистых минералов в условиях элизионного водообмена.
3) Повсеместно процессы формирования химического состава подземных вод сопровождаются
вторичным гидрогенным минералообразованием. Образование аутигенных минералов в зоне катагенеза северных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна происходит
последовательно (каолинит - монтмориллонит - иллит - слюды - хлорит - альбит - микроклин) в условиях резко восстановительной геохимической среды и контролирующих параметрах (рН, концентрации в растворе Si, Al, Na, K, Ca, Mg). Процессы карбонатизации, связывая Ca и Fe, а гидрослюдизации - К, обеспечивают относительный рост в растворе Mg и Na, что сдвигает равновесие в область устойчивости хлоритов. Последние, связывая Mg, обеспечивают накопление Na в растворе, что приводит к насыщению воды относительно альбита и его образованию.
4) Предельное насыщение подземных вод газами достигается при величине общей газонасыщенности более 1,8 л/л, что запускает механизм формирования залежей углеводородов. К зоне развития вод с значениями Кг от 0,8 до 1,0 приурочены основные газоконденсатные залежи, а к менее насыщенным водам - нефтяные. В настоящее время залежи углеводородов далеки от состояния равновесия с окружающими подземными водами, являющимися более активной составляющей системы вода-газ и заметно опережающими их в своем геохимическом развитии. Это проявляется в различии соотношений фугитивности индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода-газ.
Достоверность научных результатов обеспечена использованием результатов более 5000 проб химических и более 250 проб изотопных анализов подземных вод, более 1700 анализов водорастворенных газов, более 3000 анализов свободных газов по 1984 залежам и результатами испытания более 4000 объектов; использованием новейших теоретических положений; апробацией основных научных положений на многочисленных российских и международных конференциях и публикацией в ведущих российских и зарубежных журналах; выполнением заданий базового бюджетного финансирования, проектов РФФИ и РНФ.
Апробация результатов. Отдельные разделы работы были доложены и обсуждены на конференциях и симпозиумах различного уровня: Всероссийской научной конференции «Фундаментальные, глобальные и региональные проблемы геологии нефти и газа» (2024 г., г. Новосибирск); Международном научном конгрессе «Интерэкспо ГЕО-Сибирь» (2008, 2010, 2010-2012, 2014-2024 гг., г. Новосибирск); Всероссийской научной конференции
«Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами» (2012 г., г. Томск; 2015 г.,
г. Владивосток; 2018 г., г. Чита; 2020 г., Улан-Удэ; 2023 г., г. Томск); Всероссийской научной конференции «Успехи органической геохимии» (2022 г., г. Новосибирск); Всероссийском совещании по подземным водам Востока России «Совещание по подземным водам Сибири и Дальнего Востока» (2018 г., г. Новосибирск; 2021 г., г. Иркутск); Всероссийской научно
практической конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Северо-Востока России» (2019-2020 гг., г. Якутск); Международном симпозиуме «Взаимодействие вода-порода» (International symposium «Water-Rock interaction») (2019 г., г. Томск); Всероссийской конференции «Полярная механика» (2018 г., г. Новосибирск) и ряде других конференций.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 193 работы, в том числе 80 в журналах из перечня ВАК, а также 60 индексируемых в наукометрических базах данных Web of Science и Scopus, в которых полностью представлены все защищаемые положения. Статьи написаны в соавторстве со специалистами, которые не имеют возражений против защиты данной работы.
Работа выполнена в лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы, насчитывающего 806 наименования отечественных и зарубежных изданий. Материал диссертации изложен на 378 страницах, иллюстрирован 141 рисунками, содержит 26 таблиц.
Благодарности. За важные наставления, пристальное внимание, обсуждение полученных результатов и критику автор глубоко благодарен своим учителям: академику РАН, профессору Алексею Эмильевичу Конторовичу; д.г.-м.н., профессору Степану Львовичу Шварцеву, д.г.-м.н., профессору Михаилу Болеславовичу Букаты и к.г.-м.н., доценту Юлии Григорьевне Копыловой. Особую благодарность за постоянную поддержку хочется выразить всем сотрудникам лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири ИНГГ СО РАН - к.г.-м.н. Фоминой Я.В., к.г.-м.н. Сухоруковой А.Ф., к.г.-м.н. Юрчик И.И., Ватолиной И.В., Дульцеву Ф.Ф., Черных А.В., Максимовой А.А., Деркачеву А.С. и Яндоле Н.И. Искреннюю признательность за огромный аналитический труд последних лет автор выражает к.г.-м.н. Хващевской А.А. и всему коллективу Проблемной научно-исследовательской гидрогеохимической лаборатории ТПУ. При работе над диссертацией большую помощь оказали советы и консультации по нефтяной геологии, стратиграфии, палеогеографии и геохимии - чл.-корр. РАН Каширцева В.А., чл.-корр. РАН Конторовича В.А., чл.-корр. РАН Бурштейна Л.М., чл.-корр. РАН Шурыгина Б.Н., д.г.-м.н. Фомина А.Н., д.г.-м.н. Сенникова Н.В., д.г.-м.н. Шемина Г.Г., д.г.-м.н. Дзюбы О.С., д.г.-м.н. Филиппова Ю.Ф., к.г.-м.н. Вакуленко Л.Г., к.г.-м.н. Яна П.А., к.г.-м.н. Рыжковой С.В., к.г.-м.н. Ершова С.В., к.г.-м.н. Фомина М.А., к.г.-м.н. Нехаева А.Ю., к.г.-м.н. Казаненкова В.А., к.г.-м.н.
Костыревой Е.А., и к.г.-м.н. Фурсенко Е.А.; по изотопному составу подземных вод нефтегазоносных отложений - к.х.н. Пыряева А.Н. и по моделированию гидрогеохимических процессов - к.г.-м.н. Никитенкова А.Н. За дружескую поддержку на протяжении многих лет автор выражает искреннюю благодарность - к.г.-м.н. Жуковской Е.А., к.г.-м.н. Токареву Д.А., к.г.-м.н. Корнеевой Т.В., к.г.-м.н. Кох С.Н., к.г.-м.н. Житовой Л.М., к.г.-м.н. Вах Е.А., к.г.-м.н. Кононову А.М., к.г.-м.н. Рыбченко А.А., Борисову Е.В. и Завгород
В северных районах Западно-Сибирского осадочного бассейна гидрогеологическое строение выдержанных по простиранию водоносных и водоупорных горизонтов нижнего гидрогеологического этажа усложняется от внутренних районов к периферии. Все мезозойские комплексы сложены преимущественно проницаемыми песчано-алевролитовыми породами, которые разделяются аргиллито-глинистыми водоупорами. От зоны активного водообмена (гипергенеза) верхнего гидрогеологического этажа они изолированы надежным региональным турон-олигоценовым водоупором, экранирующие способности которого нарушаются лишь при литологическом замещении на проницаемые разности в прибортовых частях бассейна. В северных районах Западной Сибири повсеместно развита мощная криогенная толща, которая выступает региональным водоупорным горизонтом. Ее возникновение до образования современных форм рельефа предопределило длительно существующие условия затрудненного водообмена на большей части территории. Частичное оттаивание ММП в пойме р. Пур, Таз, Енисей и т.д., под их руслом и крупными озерами, а также на участках, приуроченных к тектоническим разломам, обуславливает в этих местах более активный водообмен.
Гидродинамические аномалии пониженных давлений в пределах апт-альб- сеноманского и неокомского водоносных комплексов связываются нами с наличием в их разрезе уникальных и крупных по запасам газовых и газоконденсатных залежей, особенно в сеномане. Случаи повышенных и аномально высоких давлений в их пределах трактуются в работе, как признак высокой степени гидрогеологической закрытости недр, характеризующий элизионный тип гидрогеологической системы. В настоящее время в исследуемом регионе мы имеем два типа природных водонапорных систем: элизионную во внутренних областях и инфильтрационную во внешних прибортовых. Особенно широко зоны АВПД развиты в юрских водоносных комплексах. Они доминируют в западных и центральных районах в верхнеюрских отложениях и в северных и центральных районах нижне-среднеюрских. В неокомском, верхнеюрском и нижне-среднеюрском водоносных комплексах отмечается присутствие обширных зон пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа (Большехетская и Карская мегасинеклизы), которые соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская,
Уренгойская и другие).
Структура геотермического поля изучаемого региона сформирована под воздействием большого числа факторов и имеет дифференцированное строение сложной конфигурации, являющееся следствием насыщенной событиями геологической истории. В целом наблюдается закономерный рост пластовых температур по мере движения из прибортовым районов бассейна к внутренним и с погружением нефтегазоносных отложений. Особенности геотермического поля и вариация геотермических параметров в пределах изученных структур контролируется в основном: 1) структурным планом, 2) характером дизъюнктивной тектоники и 3) конвективным тепломассопереносом за счет отепляющего воздействия пластовых вод при межпластовых перетоках из более глубоких горизонтов.
Ионно-солевой состав изученных водоносных комплексов мела, юры и триас- палеозойских образований контролируется величиной общей минерализации и распределением основных солеобразующих макрокомпонентов. Наблюдается латеральная зональность в изменении химических типов подземных вод. Наименее минерализованные воды с величиной общей минерализации до 2-3 г/дм3 гидрокарбонатно-хлоридного натриево- кальциевого состава доминируют в периферийных районах ЗСОБ, где расположены современные области питания. По мере продвижения к осевой части бассейна с увеличением гидрогеологической закрытости недр растет величина общей минерализации подземных вод, а их состав становится хлоридным натриевым.
Сравнительный анализ средних спектров распределения микрокомпонентов в подземных водах контрастных геохимических обстановок в резко восстановительной для севера и окислительной для юга показал существенные различия. Как правило, все пики концентраций для вод нефтегазоносных отложений значительно выше, чем в инфильтрационных водах южной части ЗСОБ на один-два математических порядка, а для цинка, брома, стронция, йода и бария еще больше. Лишь уран отличается более высокими концентрациями в водах окислительных геохимических обстановок, где он мигрирует в виде уранил-иона. Усредненный микрокомпонентный состав подземных вод мезозойских нефтегазоносных отложений (в условиях восстановительной геохимической обстановки) можно представить в виде следующего ряда от большего к меньшему (мкг/дм3): Sr4994i > I36954
> S124804 > Ba24082 > ВГ21879 > Fe21207 > B11054 > МП2594 > Li1511 > Zni057 > P1035 > А1б83 > Rb116 > Cri05
> Ni104 > Se58 > Cu56 > Cs27 > Pb23 > Ge20 > Ti17 > Co13 > V11 > AS8,50 > Mo7,49 > W6,48 > Te4,46 > Ce3,66 > Eu2,78 > Sc2,68 > Hg2,16 > Nd2,15 > La1,78 > Sm1,56 > 1 Y1,35 > Cd1,34 > Zr1,06 > Rh0,81 > Gao,81
> Pr0,47 > Gd0.46 > Be0,42> Dy0,36 > Sn0,35 > Sb0,34 > Ag0,33 > Nbo,24 > Th0,20 > Ru0,19 > Au0,18 > Tl0,17
> Er0,15 > Yb0,14 > UO,13 > Bi0,08 > Pd0,08 > Hoo,o7 > Tb0.07 > In0,05 > Hf0,04 > Lu0,03 > Tm0,026 > Tao,o2 > Re0,01 > Pto,o1 > Oso,o1 > 0,01> Iro,o1. На всех профилях РЗЭ отчетливо просматривается яркая положительная европиевая аномалия (Eu/Eu* - 107,2-203,3). Во всех изученных водах наблюдается высокое фракционирование редкоземельных элементов (Lan/Ybn - средние значения варьируют в интервале от 19,2 до 108,3) с резким доминирование легких РЗЭ.
Содержания природных радионуклидов варьируют в широком интервале (мкг/дм3): U 4,90-10-4-5,14-10, Th 1,90-10-3-8,93-10. По физико-химическим условиям уран в изученных пробах подземных вод должен быть неподвижен, при этом его значительное количество все же мигрирует за счет образования разнообразных комплексов (в основном ИО2(СОз)22-) в нейтрально-щелочных условиях. Кроме того, присутствие железа в растворе также влияет на мобилизацию U, который может входить в состав гидроксидов железа при превращении ферригидрита в гетит, а также сорбироваться на последнем. На миграционную способность U также влияют находящиеся в растворе Ca, Mg, HCO3 и Fe, выступающие комплексообразующими агентами. Установлено, что Th/U отношение изменяется от 0,07 до
93,1, при среднем значении 5,5. Формирование радионуклидного состава подземных вод нефтегазоносных отложений шло в резко восстановительной среде в условиях элизионного водообмена с высокими пластовыми температурами и давлениями, вплоть до аномально высоких с коэффициентами аномальности до 2,0 и более.
Основными факторами, определяющими инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в пределах северных районов ЗСОБ являются: 1) характер гидродинамического режима и степень гидрогеологической закрытости недр), 2) обстановки седиментогенеза в разные геологические эпохи, 3) геологическая эволюция системы вода - порода - газ - органическое вещество, 4) наличие в разрезе вулканогенно-осадочного комплекса триаса, 5) вертикальная миграция рассолов из палеозойского фундамента в вышезалегающие отложения осадочного чехла.
Сравнительный анализ гидрогеохимических особенностей нефтегазоносных бассейнов Арктического сектора Земли установил, что подземные воды юрско-меловых водоносных комплексов северных районов ЗСОБ по всем геохимическим характеристикам относятся гидрогеохимической группе начальной стадии катагенетических изменений. Она представлена солоноватыми, солеными водами и слабыми рассолами пестрого состава с величиной общей минерализации до 60-70 г/дм3. Подземные воды имеют преимущественно НСОз-Cl Na, CI-HCO3 Na, Cl Na, иногда Cl Na-Ca состав. Отличаются низкими отношениями Ca/Cl до 0,05 и Br/Cl-103 до 8, высокими коэффициентами rNa/rCl в интервале 0,9-2,0 и Cl/Br - 150-850.
Выполненный комплекс палеогидрогеологических и палеогидрогеохимических реконструкций позволяет сделать следующие выводы: 1) Преимущественно морской режим осадконакопления в мезозое господствовал в северных и арктических районах Западной Сибири до конца готеривского века и практически на протяжении всего верхнего мела, наиболее глубоководным бассейн был в волжское время. 2) Существенного изменения химического состава Арктического бассейна на границах триасового и юрского периодов не произошло. Фиксировались закономерные уменьшения концентраций калия и натрия и увеличение суммы кальция и магния. На рубеже средней и поздней юры из-за углубления бассейна минерализация сингенетичных вод могла достигать 35-38 г/дм3. 3) На основе анализа современной гидрогеохимии нефтегазоносных отложений с учетом палеогидрогеохимических реконструкций установлено, что в разрезе доминируют седиментогенные воды, в некоторых случаях разбавленные инфильтрогенными, проникшими при регрессии морского бассейна. 4) Сравнительный анализ геохимических особенностей захороненных сингенетичных и современных подземных вод основных водоносных комплексов выявил весьма значительные различия. По величине общей минерализации выявлены области положительных и отрицательных аномалий. Их природа связана с развитием процессов элизионного водообмена. Геостатическая (литостатическая) водонапорная система на глубинах 2-2,5 км переходит в термодегидратационную, что проявляется широким развитием АВПД. 5) За счет метаморфизма рассеянного органического вещества воды обогатились биогенными элементами (йод, бор, аммоний, фосфор и т. д.). По сравнению с морской водой у них отмечается наибольшая степень концентрирования: у аммония (99-110) и йода (89-387), средняя - у бора (3-10) и кремнезема (6-17) и низкая - у брома (1-1,3). 6) Системе «вода - порода - газ - органическое вещество» принадлежит ключевая роль в процессах формирования химического состава подземных вод нефтегазоносных отложений.
Широкий интервал значений 6D и 618O указывает на существенные изменения палеоклиматических условий, при которых происходило формирование и захват сингенетической влаги породами: от теплых до прохладных. Для большинства изученных вод наблюдаются выраженные изотопные кислородные сдвиги, что указывает на теплые климатические условия формирования влаги с активным испарением ее с поверхности древних бассейнов и дальнейшее преобразование изотопного состава кислорода вод при взаимодействии с окружающими породами. Полученные тренды изменения изотопного состава захороненных вод, а также величин d и КС хорошо совпадают с предполагаемыми изменениями палеоклиматических условий исследованного региона и могут служить условным палеотермометром.
Установлено, что для изученных вод в целом наблюдается постепенное их насыщение водорастворенным неорганическим углеродом с увеличением возраста водовмещающих пород, при этом его изотопный состав изменяется нелинейно, варьируя от глубоко отрицательных до положительных значений согласно волнообразной функции.
Предположено, что такая вариация может быть связана с изменением механизма
преобразования ОВ в водах и конкурирующими процессами термической органодеструкции, метаногенеза, сульфатредукции и сульфат-метанового перехода, осложненных карбонатсиликатным выветриванием. Конкретные детали протекания этого комплексного процесса требуют дополнительных исследований, выходящих за рамки настоящей работы, но важнейшим наблюдением здесь выступила гомогенизация изотопного состава DIC.
При пластовых температурах, изменяющихся от 80 до 100оС все без исключения изученные воды пересыщены относительно кальцита, и способны высаживать их в виде вторичной минеральной фазы. Вследствие того, что с увеличением температуры растворимость кальцита уменьшается, мы наблюдаем наибольшую степень насыщения вод этим минералом в наиболее погруженных горизонтах. При анализе степени насыщения изученных подземных вод относительно алюмосиликатных минералов можно предположить некоторые тенденции в эволюции системы вода-порода. Если принять, что процессы взаимодействия подземных вод с вмещающими породами северных районов (наиболее погруженных) изучаемого региона находятся на более поздней стадии, чем южных, и учесть сдвиг точек состава вод на термодинамических диаграммах, то можно проследить направление эволюции системы на этапе катагенеза. Формирование аутигенных минералов происходит последовательно (каолинит - монтмориллонит - иллит - слюды - хлорит - альбит - микроклин) при определенных геохимических параметрах среды (Eh, рН, концентрации в растворе SiO2, Al, Na, K, Ca, Mg).
По установленному характеру равновесий, можно утверждать, что имеющиеся в юрско-меловых отложениях залежи нефти и газа выступают в качестве консервативного элемента литосферы, представляя собой «реликты» предшествующих этапов ее геологогеохимической эволюции. Окружающие подземные воды являются более активной составляющей системы и заметно опережают их в своем геохимическом развитии. Это проявляется в различии соотношений фугитивности индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода - газ.
Гидродинамические аномалии пониженных давлений в пределах апт-альб- сеноманского и неокомского водоносных комплексов связываются нами с наличием в их разрезе уникальных и крупных по запасам газовых и газоконденсатных залежей, особенно в сеномане. Случаи повышенных и аномально высоких давлений в их пределах трактуются в работе, как признак высокой степени гидрогеологической закрытости недр, характеризующий элизионный тип гидрогеологической системы. В настоящее время в исследуемом регионе мы имеем два типа природных водонапорных систем: элизионную во внутренних областях и инфильтрационную во внешних прибортовых. Особенно широко зоны АВПД развиты в юрских водоносных комплексах. Они доминируют в западных и центральных районах в верхнеюрских отложениях и в северных и центральных районах нижне-среднеюрских. В неокомском, верхнеюрском и нижне-среднеюрском водоносных комплексах отмечается присутствие обширных зон пьезоминимумов, протягивающихся вдоль основных очагов генерации нефти и газа (Большехетская и Карская мегасинеклизы), которые соотносятся с крупнейшими зонами нефтегазонакопления (Ванкоро-Сузунская, Бованенковская,
Уренгойская и другие).
Структура геотермического поля изучаемого региона сформирована под воздействием большого числа факторов и имеет дифференцированное строение сложной конфигурации, являющееся следствием насыщенной событиями геологической истории. В целом наблюдается закономерный рост пластовых температур по мере движения из прибортовым районов бассейна к внутренним и с погружением нефтегазоносных отложений. Особенности геотермического поля и вариация геотермических параметров в пределах изученных структур контролируется в основном: 1) структурным планом, 2) характером дизъюнктивной тектоники и 3) конвективным тепломассопереносом за счет отепляющего воздействия пластовых вод при межпластовых перетоках из более глубоких горизонтов.
Ионно-солевой состав изученных водоносных комплексов мела, юры и триас- палеозойских образований контролируется величиной общей минерализации и распределением основных солеобразующих макрокомпонентов. Наблюдается латеральная зональность в изменении химических типов подземных вод. Наименее минерализованные воды с величиной общей минерализации до 2-3 г/дм3 гидрокарбонатно-хлоридного натриево- кальциевого состава доминируют в периферийных районах ЗСОБ, где расположены современные области питания. По мере продвижения к осевой части бассейна с увеличением гидрогеологической закрытости недр растет величина общей минерализации подземных вод, а их состав становится хлоридным натриевым.
Сравнительный анализ средних спектров распределения микрокомпонентов в подземных водах контрастных геохимических обстановок в резко восстановительной для севера и окислительной для юга показал существенные различия. Как правило, все пики концентраций для вод нефтегазоносных отложений значительно выше, чем в инфильтрационных водах южной части ЗСОБ на один-два математических порядка, а для цинка, брома, стронция, йода и бария еще больше. Лишь уран отличается более высокими концентрациями в водах окислительных геохимических обстановок, где он мигрирует в виде уранил-иона. Усредненный микрокомпонентный состав подземных вод мезозойских нефтегазоносных отложений (в условиях восстановительной геохимической обстановки) можно представить в виде следующего ряда от большего к меньшему (мкг/дм3): Sr4994i > I36954
> S124804 > Ba24082 > ВГ21879 > Fe21207 > B11054 > МП2594 > Li1511 > Zni057 > P1035 > А1б83 > Rb116 > Cri05
> Ni104 > Se58 > Cu56 > Cs27 > Pb23 > Ge20 > Ti17 > Co13 > V11 > AS8,50 > Mo7,49 > W6,48 > Te4,46 > Ce3,66 > Eu2,78 > Sc2,68 > Hg2,16 > Nd2,15 > La1,78 > Sm1,56 > 1 Y1,35 > Cd1,34 > Zr1,06 > Rh0,81 > Gao,81
> Pr0,47 > Gd0.46 > Be0,42> Dy0,36 > Sn0,35 > Sb0,34 > Ag0,33 > Nbo,24 > Th0,20 > Ru0,19 > Au0,18 > Tl0,17
> Er0,15 > Yb0,14 > UO,13 > Bi0,08 > Pd0,08 > Hoo,o7 > Tb0.07 > In0,05 > Hf0,04 > Lu0,03 > Tm0,026 > Tao,o2 > Re0,01 > Pto,o1 > Oso,o1 > 0,01> Iro,o1. На всех профилях РЗЭ отчетливо просматривается яркая положительная европиевая аномалия (Eu/Eu* - 107,2-203,3). Во всех изученных водах наблюдается высокое фракционирование редкоземельных элементов (Lan/Ybn - средние значения варьируют в интервале от 19,2 до 108,3) с резким доминирование легких РЗЭ.
Содержания природных радионуклидов варьируют в широком интервале (мкг/дм3): U 4,90-10-4-5,14-10, Th 1,90-10-3-8,93-10. По физико-химическим условиям уран в изученных пробах подземных вод должен быть неподвижен, при этом его значительное количество все же мигрирует за счет образования разнообразных комплексов (в основном ИО2(СОз)22-) в нейтрально-щелочных условиях. Кроме того, присутствие железа в растворе также влияет на мобилизацию U, который может входить в состав гидроксидов железа при превращении ферригидрита в гетит, а также сорбироваться на последнем. На миграционную способность U также влияют находящиеся в растворе Ca, Mg, HCO3 и Fe, выступающие комплексообразующими агентами. Установлено, что Th/U отношение изменяется от 0,07 до
93,1, при среднем значении 5,5. Формирование радионуклидного состава подземных вод нефтегазоносных отложений шло в резко восстановительной среде в условиях элизионного водообмена с высокими пластовыми температурами и давлениями, вплоть до аномально высоких с коэффициентами аномальности до 2,0 и более.
Основными факторами, определяющими инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности в пределах северных районов ЗСОБ являются: 1) характер гидродинамического режима и степень гидрогеологической закрытости недр), 2) обстановки седиментогенеза в разные геологические эпохи, 3) геологическая эволюция системы вода - порода - газ - органическое вещество, 4) наличие в разрезе вулканогенно-осадочного комплекса триаса, 5) вертикальная миграция рассолов из палеозойского фундамента в вышезалегающие отложения осадочного чехла.
Сравнительный анализ гидрогеохимических особенностей нефтегазоносных бассейнов Арктического сектора Земли установил, что подземные воды юрско-меловых водоносных комплексов северных районов ЗСОБ по всем геохимическим характеристикам относятся гидрогеохимической группе начальной стадии катагенетических изменений. Она представлена солоноватыми, солеными водами и слабыми рассолами пестрого состава с величиной общей минерализации до 60-70 г/дм3. Подземные воды имеют преимущественно НСОз-Cl Na, CI-HCO3 Na, Cl Na, иногда Cl Na-Ca состав. Отличаются низкими отношениями Ca/Cl до 0,05 и Br/Cl-103 до 8, высокими коэффициентами rNa/rCl в интервале 0,9-2,0 и Cl/Br - 150-850.
Выполненный комплекс палеогидрогеологических и палеогидрогеохимических реконструкций позволяет сделать следующие выводы: 1) Преимущественно морской режим осадконакопления в мезозое господствовал в северных и арктических районах Западной Сибири до конца готеривского века и практически на протяжении всего верхнего мела, наиболее глубоководным бассейн был в волжское время. 2) Существенного изменения химического состава Арктического бассейна на границах триасового и юрского периодов не произошло. Фиксировались закономерные уменьшения концентраций калия и натрия и увеличение суммы кальция и магния. На рубеже средней и поздней юры из-за углубления бассейна минерализация сингенетичных вод могла достигать 35-38 г/дм3. 3) На основе анализа современной гидрогеохимии нефтегазоносных отложений с учетом палеогидрогеохимических реконструкций установлено, что в разрезе доминируют седиментогенные воды, в некоторых случаях разбавленные инфильтрогенными, проникшими при регрессии морского бассейна. 4) Сравнительный анализ геохимических особенностей захороненных сингенетичных и современных подземных вод основных водоносных комплексов выявил весьма значительные различия. По величине общей минерализации выявлены области положительных и отрицательных аномалий. Их природа связана с развитием процессов элизионного водообмена. Геостатическая (литостатическая) водонапорная система на глубинах 2-2,5 км переходит в термодегидратационную, что проявляется широким развитием АВПД. 5) За счет метаморфизма рассеянного органического вещества воды обогатились биогенными элементами (йод, бор, аммоний, фосфор и т. д.). По сравнению с морской водой у них отмечается наибольшая степень концентрирования: у аммония (99-110) и йода (89-387), средняя - у бора (3-10) и кремнезема (6-17) и низкая - у брома (1-1,3). 6) Системе «вода - порода - газ - органическое вещество» принадлежит ключевая роль в процессах формирования химического состава подземных вод нефтегазоносных отложений.
Широкий интервал значений 6D и 618O указывает на существенные изменения палеоклиматических условий, при которых происходило формирование и захват сингенетической влаги породами: от теплых до прохладных. Для большинства изученных вод наблюдаются выраженные изотопные кислородные сдвиги, что указывает на теплые климатические условия формирования влаги с активным испарением ее с поверхности древних бассейнов и дальнейшее преобразование изотопного состава кислорода вод при взаимодействии с окружающими породами. Полученные тренды изменения изотопного состава захороненных вод, а также величин d и КС хорошо совпадают с предполагаемыми изменениями палеоклиматических условий исследованного региона и могут служить условным палеотермометром.
Установлено, что для изученных вод в целом наблюдается постепенное их насыщение водорастворенным неорганическим углеродом с увеличением возраста водовмещающих пород, при этом его изотопный состав изменяется нелинейно, варьируя от глубоко отрицательных до положительных значений согласно волнообразной функции.
Предположено, что такая вариация может быть связана с изменением механизма
преобразования ОВ в водах и конкурирующими процессами термической органодеструкции, метаногенеза, сульфатредукции и сульфат-метанового перехода, осложненных карбонатсиликатным выветриванием. Конкретные детали протекания этого комплексного процесса требуют дополнительных исследований, выходящих за рамки настоящей работы, но важнейшим наблюдением здесь выступила гомогенизация изотопного состава DIC.
При пластовых температурах, изменяющихся от 80 до 100оС все без исключения изученные воды пересыщены относительно кальцита, и способны высаживать их в виде вторичной минеральной фазы. Вследствие того, что с увеличением температуры растворимость кальцита уменьшается, мы наблюдаем наибольшую степень насыщения вод этим минералом в наиболее погруженных горизонтах. При анализе степени насыщения изученных подземных вод относительно алюмосиликатных минералов можно предположить некоторые тенденции в эволюции системы вода-порода. Если принять, что процессы взаимодействия подземных вод с вмещающими породами северных районов (наиболее погруженных) изучаемого региона находятся на более поздней стадии, чем южных, и учесть сдвиг точек состава вод на термодинамических диаграммах, то можно проследить направление эволюции системы на этапе катагенеза. Формирование аутигенных минералов происходит последовательно (каолинит - монтмориллонит - иллит - слюды - хлорит - альбит - микроклин) при определенных геохимических параметрах среды (Eh, рН, концентрации в растворе SiO2, Al, Na, K, Ca, Mg).
По установленному характеру равновесий, можно утверждать, что имеющиеся в юрско-меловых отложениях залежи нефти и газа выступают в качестве консервативного элемента литосферы, представляя собой «реликты» предшествующих этапов ее геологогеохимической эволюции. Окружающие подземные воды являются более активной составляющей системы и заметно опережают их в своем геохимическом развитии. Это проявляется в различии соотношений фугитивности индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода - газ.
