ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДЗЕМНЫХ ВОД АПТ-АЛЬБ-СЕНОМАНСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА В ПРЕДЕЛАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГОНЕФТЕГАЗОДОБВАЮЩЕГО РЕГИОНА

 

Введение. Целью настоящей работы является характеристика подземных вод апт-альб-сеномнского гидрогеологического комплекса на примере ряда нефтегазовых месторождений, расположенных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.

Для написания данной работы использованы авторские исследования, проведенные с целью изучения гидрогеологических условий месторождений нефти и газа на территории Ямало-Ненецкого автономного округа [1] и фондовые материалы ОАО «СибНАЦ» [4,5,6,7].

Объект исследования. Подземные воды апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса.

Результаты исследований.

1. Салмановское (Утреннее) нефтегазоконденсатное месторождение

 

Салмановское (Утреннее) месторождение в административном отношении находится на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (рис. 1). Административный центр района, пос. Тазовский, расположен в 392 км к юго-востоку от описываемого района исследований.

Ближайшими населенными пунктами являются п. Тадебяяха, Напалково, которые находятся на берегу Обской губы в 47 км и 84 км от описываемого месторождения, соответственно.

Салмановское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1979 году. В пределах его содержится 9 газовых, 115 газоконденсатных, 3 нефтегазоконденсатных и 4 нефтяных залежи [4].

В соответствии с тектонической картой мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (ЗапСибНИГНИ, Бочкарев В.С., 1990 г.) Салмановское (Утреннее) месторождение расположено в пределах субрегиональной структуры – Ямало-Тазовской мегасинеклизы (В) (рис. 2).

Большая часть изучаемого района приурочена к средней структуре III порядка – Утреннее I (1314), осложняющей среднюю структуру II порядка – Пэкседский малый вал (18), выделенный в пределах крупной структуры II порядка – Поруйского крупного вала (XXVI). Юго-западное окончание вала ограничено развитием Северо-Сеяхинской впадины (CXLV), которая входит в состав Среднеямальской зоны линейных структур (В₃^б).

На территории лицензионного участка Поруйский крупный вал осложнен структурами IV порядка – Утреннее III (1681) и Утреннее II (845).

С трех сторон Поруйский крупный вал граничит со средней структурой I порядка – Тадибеяхским мегапрогибом (XXV). В пределах прогиба выделяются средние и малые структуры II порядка – Восточно-Пэкседский (1172) структурный залив и Хортыяхинская малая котловина (1112) (в северо-западной части участка), на юге лицензионного участка отмечается малая структура III порядка – Западно-Нейкояхское локальное поднятие (3795).

Северо-Сеяхинская впадина отделена от Тадибеяхского мегапрогиба Новолунной седловиной (средняя структура II порядка).

Рис. 1. Обзорная карта исследуемого района [4]

 

В соответствие с нефтегазогеологическим районированием Салмановское (Утреннее) нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Северо-Гыданского нефтегазоносного района (НГР) Гыданской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рис. 3).

Ближайшими месторождениями УВ являются на северо-западе Южно-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Северо-Тамбейское, Тасийское, на севере - Штормовое, на юго-востоке - Гыданское, на юге - Геофизическое.

В гидрогеологическом отношении исследуемое месторождение приурочено к северной части Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ), имеющего сложное строение и включающего три гидрогеологических бассейна: кайнозойский, мезозойский и палеозойский [2,3]. Приуроченность исследуемой территории к зоне преимущественно сплошного распространения многолетнемерзлых пород как в плане, так и в разрезе имеет определяющее значение для характера распространения подземных вод, их режима, динамики и химического состава. Результаты исследований, описанные в настоящей статье, касаются условий формирования и существования подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна, которые во многом определяют условия нефтегазообразования. Данный бассейн включает три гидрогеологических комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский, которые представляют большой научный интерес. В соответствии с заданием в данной работе представлена только характеристика апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса.

 

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс на исследуемом месторождении характеризуется разрезом, в пределах которого выделяются два водоносных горизонта, приуроченные к марресалинской и яронгской свитам. В целом комплекс представлен неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных пластов с глинистыми прослоями.

Марресалинский водоносный горизонт на исследуемом месторождении залегает на глубинах от 935 до 1095 м. Его общая мощность составляет в среднем 604,7 м. Отложения горизонта представлены сероцветными алевритами, уплотнёнными песками, песчаниками с прослоями и линзами буровато-серых, серых алевритовых глин. Характерен растительный детрит, обрывки листовой флоры.

Яронгский водоносный горизонт залегает на глубинах 1529-1631,4 м. Его общая мощность составляет в среднем 225,5 м. Отложения горизонта характеризуются глинами тёмно-серыми, серыми, прослоями аргиллитоподобными, от тонкоотмученных до алевритовых, с пластами песчаников, алевролитов. В основании песчаники слабоотсортированные с глауконитом. Встречаются растительный детрит, остатки двустворок.

 

Отложения исследуемого гидрогеологического комплекса обладают  достаточно высокими коллекторскими (водопропускными) свойствами. При проведении гидрогеологических исследований при опробовании разведочных скважин получены дебиты от 0,1 до 151,8 м³/сутки на штуцере. При проведении ГДИ расходы закачки достигали от 167,8 м³/сутки до 2232 м³/сутки при давлениях нагнетания соответственно 67,7 атм. и 97,8 атм. (Марресалинский водоносный горизонт). Яронгский водоносный горизонт обладает дебитами от 0,24 м³/сутки на штуцере 12 мм до 82,94 м³/сутки при динамическом уровне 858 м. При проведении ГДИ расходы закачки достигали от 803,35 м³/сутки до 3095,61 м³/сутки при давлениях нагнетания соответственно от 109,85 до 143,82 атм [4].

Пластовые воды изучаемого гидрогеологического комплекса имеют минерализацию от 2,9 г/дм³ до 97,48 г/дм³, в среднем 50,19³ (табл. 1).  По классификации Сулина В.А. воды Салмановского месторождения относятся к хлоридно-кальциевому и гидрокарбонатно-натриевому типам [4].

Содержание основных солеобразующих компонентов в пластовых водах изучаемого комплекса следующее: Na⁺ (120,00-11500,00) мг/дм³, К⁺ (1,90-971,00) мг/дм³, Са²⁺ (6.00-23647,00) мг/дм³, Mg²⁺ (9,00-384,00) мг/дм³, NH₄⁺ (0,30-46.70) мг/дм³,  Cl^- (700,00-61700,00) мг/дм³, НСО₃^- (6,00-2013,00) мг/дм³, SO₄^2- (0,00-82,00) мг/дм³, СО₃^- (0,00-216,00) мг/дм³. Микрокомпонентный состав вод представлен йодом (0,40-10,60) мг/дм³,  бромом (0,05-53,00) мг/дм³, бором (0,9-0-15,70) мг/дм³ и фтором (1,00-3,60) мг/дм³, превышающими кондиционное значение (табл. 1). Эти компоненты могут служить источником их извлечения в промышленных количествах.

Температура пластовой воды колеблется от +31⁰С до +47⁰С.                                                                                                            

Таблица 1

Усредненный химический состав пластовых вод апт-альб-сноманского гидрогеологического комплекса

2. Восточно-Таркосалинское месторождение

Восточно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в восточной части Губкинского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (рис. 3).

Ближайшими населенными пунктами являются г. Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный в 15 км к западу от месторождения, и пос. Пуровск, находящийся в 25 км к западу [].

В геологическом строении Восточно-Таркосалинского месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла.

Согласно тектонической схеме осадочного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Восточно-Таркосалинское месторождение входит в состав Тазовского района и находится в пределах Надым-Тазовской синеклизы. Рассматриваемый район отмечается разнообразием структурных условий, геотектоническим своеобразием (рис. 2)

В пределах Восточно-Таркосалинской площади выделяется два структурных этажа: складчатый фундамент и платформенные образования, представленные мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

В гидрогеологическом отношении рассматриваемая территория приурочена  к северной части Западно-Сибирского мегабассейна, имеющего сложное строение в котором выделяются кайнозойский, мезозойский и палеозойский гидрогеологические бассейны [2,3]. Каждый из них имеет специфические черты геохимии и гидродинамики подземных вод. В настоящей работе исследованиям подлежит апт-альб-сеноманский гидро-геологический комплекс, который приурочен к мезозойскому гидрогеологическому бассейну.

 

Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (ЗапСибНИГНИ, Бочкарев В.С., 1990 г.)

Рис. 3 Обзорная карта исследуемого района [5]

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс приурочен к отложениям мелового возраста покурской свите, имеет региональное распространение в границах ЗСМБ.

Согласно принятой схеме районирования апт-альб-сеноманских отложений (по литолого-стратиграфическому принципу) территория исследований относится к Омско-Уренгойскому району.

Кровля апт-сеноманских отложений устанавливается по подошве осадков кузнецовской свиты, подошва – контролируется однородными глинистыми породами кошайской пачки тангаловской свиты. Глубина залегания кровли тангаловской свиты изменяется от 2 142 – 2 301 м.

Апт-альб-сеноманский комплекс является одним из самых водообильных в разрезе Западной Сибири. Притоки воды из скважин на Восточно-Таркосалинском месторождении колеблются от 8,46 до 288,0 м³/сутки при динамических уровнях 588 м и 260 м, соответственно, достигая 350 – 400 м³/сутки при фонтанировании. При исследовании водозаборной скважины 1869 в 2003 году был получен приток воды дебитом 600 м³/сутки при депрессии 0,8 Мпа. Продуктивность скважины составила 75 м³/сутки. [5].

По генетической классификации В. А. Сулина, пластовые воды комплекса преимущественно относятся к хлоридно-кальциевому типу, минерализация их в границах площади составляет 7,48 – 95,34 г/л, в среднем – 51,41 г/л (табл. 1.). Степень солености вод хорошо согласуется с данными о величине минерализации по соседним месторождениям.

Преобладающими ионами солевого состава являются Na⁺
(2,59-36,98 мг/дм³), К⁺ (14,00-60,00 мг/дм³) и Cl^- (4191,00-57650,00 мг/дм³). В меньшей степени присутствуют Ca²⁺ (144,00-928,00 мг/дм³), Mg²⁺ (22,08-151,30 мг/дм³), HCO₃^- (200,90-1299,00 мг/дм³), NH₄⁺ (12.00-60.00 мг/дм³), SO₄^2- (0.00-792.00 мг/дм³), CO₃^- (0.00-24.00 мг/дм³), NO₂^- (0.00-0.10 мг/дм³).  Из микрокомпонентов в пластовых водах месторождения присутствуют йод – 1.75-14.89 мг/дм³; бром – 27.70-83.40 мг/дм³; бор –6.10-9.70  мг/дм³; фтор -0.50-2.50  мг/дм³ (табл. 1).

Содержание редких элементов в попутных водах апт-сеноманских отложений Восточно-Таркосалинского месторождения составляет: Li – 0,02 мг/л, Rb –
0,02 – 0,04 мг/л, Cs – от «не обнаружено» до 0,05 мг/л, Сd – от 14,0 до 53,0 мг/л, Sr – от 22,0 до 90,0 мг/л, Ва – от 9,0 до 53,0 мг/л [6, 7].

Плотность воды 1.005-1.022 г/см³. Температура пластовых вод изменяется
от +38,5 до +61 ⁰С. Газонасыщенность в пределах 1,5 – 5 л/л

Растворенный в воде газ метанового состава с содержанием метана
96,9 – 97,8 %, азота – 1,60 – 2,20 %, углекислого газа – 0,18 – 0,46 %. Относительная плотность по воздуху составляет 0,560 – 0,572.

Условия залегания комплекса на месторождении полностью исключают связь приуроченных к нему вод с вышезалегающими пресными подземными водами.

3. Западно-Таркосалинское месторождение

Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1972 году и являющееся одним из крупных, расположено в западной части Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона.

В геологическом отношении месторождение характеризуется довольно сложным строением. Его разрез представлен породами доюрского комплекса и терегенными песчано- глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла [8]. В соответствии с нефтегеологическим районированием Западно-Сибирской нефтегазонос-ной провинции рассматриваемое месторождение находится в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области [8].

В тектоническом плане Западно-Таркосалинское нефтегазо-конденсатное месторождение расположено в зоне контакта Восточно-Пурпейского крупного прогиба и Верхне-Пурского крупного вала [8].

Рассматриваемое месторождение в гидрогеологическом отношении приурочено к северной части Западно-Сибирского мегабассейна. По условиям залегания, формирования подземных вод, палеогидрогеологии и геодинамической эволюции в его пределах выделяются три сложных, наложенных друг на друга резервуара I порядка: кайнозойский, мезозойский и палеозойский гидрогеологические бассейны [2,3].

В связи с тем, что целью исследования являются подземные воды Мезозойского гидрогеологического бассейна, условия Кайнозойского и Палеозойского гидрогеологических бассейнов не рассматриваются.

В составе Мезозойского гидрогеологического бассейна входят апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский гидрогеологические комплексы, которые содержат минеральные воды, находящиеся в обстановке затрудненного водообмена [3].

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс слагается светло-серыми песчаниками, глинами и алевролитами [3]. Комплекс является самым водообильным в мезозойском гидрогеологическом бассейне. При испытании скважин получены дебиты от 1,8 м³/сутки на штуцере d = 12,0 мм до 72, 0 м³/сутки при d = 10,0 мм. 

По классификации В.А. Сулина подземные воды исследуемого комплекса относятся хлоридно-кальциевому типу с минерализацией от 15,74 до 20,57 г/дм³ [9]. Содержание основных солеобразующих компонентов и микрокомпонентов отражено в таблице 1.

Плотность воды составляет 1,011 г/см³. Кислотно-щелочные свойства ее характеризуются нейтральной средой при рН = 7,4. Растворенный газ имеет метановый состав.

В воде данного комплекса обнаружены редкие и редкоземельные металлы[9]: литий, цезий, рубидий, стронций, барий, но их количественное содержание существенно ниже промышленных значений (табл. 2). 

Таблица 2

Сопоставление концентраций редких металлов в водах  апт-альб-сеноманского  гидрогеологического комплекса Восточно-Таркосалинского и Западно-Таркосалинского месторождений с промышленными кондициями

 

Вывод: Гидрогеологические исследования, проведенные в пределах данных месторождений и результаты исследований, отраженные в авторских публикациях [10, 11, 12,13,14,15, и др.], позволяют сделать вывод о том, что апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс имеет в своих подземных водах ценные редкие компоненты, (табл. 1, 2), которые дают определенные перспективы использования вод в различных народнохозяйственных целях.  Наряду с этим, обладая высокими коллекторскими (водопропускными) свойствами, он может использоваться для захоронения сточных вод в недра.