Гидрогеологическая характеристика разреза

В осадочной толще Володарского месторождения выделяют три гидрогеологических этажа: подсолевой, надсолевой и покровный, которые в свою очередь подразделяют на ряд водоносных комплексов и горизонтов.

В подсолевом этаже выделяет 12 водоносных, водоносно-водоупорных и водоупорных комплексов:

нижневерхнебавлинский водоносный - терригенные отложения нижне- и верхнебавлинской свиты (венд) - распространен в основном в восточной и южной частях месторождения, мощность его варьирует в широких пределах, нередко достигая 1000-1500 м;

верхнебавлинский водоносно-водоупорный - глинистая толща верхней части верхнебавлинской свиты (венд), мощность увеличивается в юго-восточном направлении от 50 до 500 м;

среднедевонский водоносный - в основном песчаные сравнительно маломощные (20 - 60, реже 140 - 200 м) отложения среднего девона (эйфельский ярус);

среднедевонский водоносно-водоупорный - терригенно-карбонатные, преимущественно водоупорные отложения бийского и койвенского горизонтов живетского яруса, мощность обычно не превышает 20 - 60 м, хотя местами достигает 200 - 250 м;

средневерхнедевонский водоносный - песчано-глинистые и песчаные отложения пашийского горизонта, мощность 70 - 120 м, реже 220 - 280 м, в составе комплекса регионально прослеживаются четыре продуктивных нефтегазоносных пласта;

верхнедевонский водоносно-водоупорный - главным образом глинистые породы кыновского и карбонатные саргаевского горизонтов мощностью до 20 - 50 м, местами до 200 м и 600 - 700 м, в составе комплекса здесь выделяют несколько пористых пластов-коллекторов под общим индексом, которые играют в разрезе сравнительно незначительную роль, залегая локально;

верхнедевонско-нижнекаменноугольный водоносный - преимущественно карбонатные отложения нижневерхнефранского и фаменского ярусов и турнейского яруса, мощность 300 - 600 м;

нижнекаменноугольный водоносно-водоупорный - отложения мали-новского надгоризонта, бобриковского и тульского продуктивных горизонтов визейского яруса, мощность до 300 - 350 м; в средней и верхней частях комплекс представлен главным образом толщей глин, аргиллитов и глинистых известняков, переслаивающихся с продуктивными песчаниками и алевролитами, а в нижней - в основном глинами, аргиллитами и глинистыми известняками тульского горизонта, на юго-востоке увеличивается мощность карбонатных пород;

нижнесреднекаменноугольный водоносный - карбонатные отложения окского и серпуховского надгоризонтов визейского яруса и намюрского яруса, а также башкирского яруса, мощность колеблется от 120 до 640 м;

среднекаменноугольный водоносно-водоупорный - преимущественно водоупорные отложения верейского горизонта верхнего карбоната - глины, реже песчаники и известняки мощностью 25 - 100 м, реже 170 - 200 м;

средневерхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный - карбонатные отложения каширского, подольского и мячковского горизонтов московского яруса карбона и ассельского яруса нижней перми, на востоке бассейна включаются карбонатные породы сакмарского и артин-ского ярусов, мощность 550 - 840 м, на востоке увеличивается до 1200-1300 м;

нижнепермский водоупорный - соленосные и соленосно-карбонатные сакмаро-артинские и кунгурские отложения, максимальная мощность (1100 м и более) наблюдается в юго-восточной и южной частях мегабассейна.

В разрезе надсолевого гидрогеологического этажа выделяют пять водоносных и относительно водоупорных комплексов: пермско-триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой и верхнемеловой. Региональным водоупором служит палеогеновая глинистая толща. Разрез выполнен преимущественно терригенными отложениями мощностью от нескольких десятков метров до 6 км и более. Водовмещающими породами служат в основном песчаники, реже карбонаты.

В разрезе покровного гидрогеологического этажа выделен неогеновый водоносный комплекс мощностью от нескольких десятков метров в окраинных зонах впадины до 1 - 1,5 км в наиболее погруженных ее частях. Водовмещающими отложениями служат песчаные разности пород.

Водообильность водоносных горизонтов изменяется в широких пределах. Наиболее высокие притоки в скважинах получены из эйфельско-живетских отложений (до 2 - 3 тыс. м³/сут), из терригенных отложений бобриковского горизонта, из зон древнего карста в визейско-башкирских карбонатных отложениях, из терригенных отложений нижнего мела. Крайне низкими притоками характеризуются отложения рифея, большая часть карбонатных пластов девона, карбона и перми.

Рассмотрим палеогидрогеологические условия залежи Володарского месторождения. В течение протерозойской, палеозойской, мезозойско-кайнозойской эр сменились девять гидрогеологических циклов: рифейский, вендский, нижнекембрийский, среднекембрийско-ордовикско-нижнедевонский, средневерхнедевонско-нижнекаменноугольный (дояснополянский), нижнекаменноугольный (добашкирский), средневерхнекаменноугольно нижнепермский, верхнепермский, мезозойско-кайнозойский.

В рифейском и в первой половине вендского гидрогеологических циклах в связи с отсутствием регионально развитых глинистых слоев в центральных и восточных областях флюиды (воды, УВ) перемещались главным образом в вертикальном направлении к поверхности континентального или морского водоема на сравнительно небольшом расстоянии от мест их отжимания. Существовала прерывистая миграция УВ на небольших участках, не происходило их сбора с больших площадей и преобладало их активное рассеяние.

С образованием бавлинского регионального водоупора седиментационные воды и УВ перемещались от областей максимального прогибания, где находились области конечной разгрузки вод и разрушения УВ в связи с отсутствием на этих участках водоупорных верхне-бавлинских отложений.

Нижнекембрийский и среднекембрийско-ордовикско-нижнедевонский циклы ввиду маломощности отложений характеризовались ослабленным элизионным водообменом.

В истории развития средневерхнедевонско-нижнекаменноугольного (дояснополянского) и нижнекаменноугольного (добашкирского) комплексов преобладали элизионные водообмены, сопровождавшиеся значительным отжатием в коллекторы седиментационных вод и УВ. Распространение отложений, обогащенных ОВ, в сочетании со значительным развитием на территории коллекторов и нефтегазоводоупоров являлось положительным фактором. С развитием месторождения, его расширением и углублением потенциальная энергия в нем увеличивалась. Направление движения седиментогенных вод и УВ на всех элизионных этапах гидрогеологического развития в общем совпадали.

К числу важных палеогидрогеологических факторов, способствовавших образованию в Володарском месторождении нефтегазовых накоплений, относится и ограниченность площадей инфильтрации поверхностных вод, которые существовали в сравнительно редкие и короткие континентальные периоды и занимали незначительные участки.

Весьма благоприятным для формирования и сохранения накоплений был и характер пьезометрической поверхности на элизионных этапах развития рассматриваемых водоносно-водоупорных комплексов. С начала образования Володарского месторождения на повторяющихся длительных элизионных этапах в общем наследовалось местоположение в нем основных областей максимальных и минимальных напоров. В результате этого в палеозое преобладала определенная преемственность основных направлений движения подземных вод и УВ.

Средневерхнекаменноугольно-нижнепермский цикл был наиболее важным и завершающим при формировании седиментогенных вод и миграции УВ в отложениях средневерхнедевонского и нижнекаменноугольного комплексов. В этот период отложения погрузились в среднем с 1300-1400 до 1900-2000 м (по подошве) и отжимались последние значительные массы седиментационных вод и УВ в обстановке деформирования основных внутренних структур месторождения. Очевидно, именно в данный цикл формировалась наиболее значительная часть нефтегазовых накоплений в палеозойских отложениях. В дальнейшем преобладали инфильтрационные этапы.

Количество УВ, поступивших в коллекторы терригенного девона в продолжение среднего и верхнего палеозоя, намного превышает установленные в девонских отложениях запасы. Нефтяные залежи терригенного девона могли образоваться за счет внутренних ресурсов без поступления УВ извне.

Минерализация вод нижнего гидрогеологического этажа изменяется в широких пределах, возрастая от областей инфильтрационного питания к внутренним областям месторождения. От окраин месторождения к внутренним районам увеличиваются степень метаморфизации вод, содержание, мг/л: брома до 2678, иода до 35, бора до 200 и аммония до 630.

Так, в наиболее развитом по площади месторождения средневерхне-девонском водоносном комплексе преобладают хлоридно-кальциевые, реже хлоридно-магниевые рассолы. В пределах Володарского месторождения метаморфизованность вод средне-верхнедевонского водоносного комплекса характеризуются отношением rNa/rCl ниже 0,68. Изменение химического состава вод комплекса совпадает с направленностью движения подземных вод. В формировании химического состава вод существенную роль играют выщелачивание солей и процессы катионного обмена, палеогидродинамика и современные гидродинамические условия.

В недрах месторождения в подсолевом гидрогеологическом этаже развиты практически бессульфатные хлоридно-кальциевые рассолы с минерализацией до 400 г./л и более. В балансе вод этого этажа, по-видимому, существенную роль играют седиментогенные и литогенные воды, что подтверждается вскрытием здесь опресненных глубинных вод. В подсолевом комплексе месторождения выделяются две гидрохимические инверсии. Первая незначительная по объему (100 - 150 м) зона гидрохимической инверсии наблюдается в разрезе нижнепермских или на границе нижнепермских и каменноугольных отложений. Возникновение ее обусловлено засолоненностью нижнепермских вод в период формирования солеродного бассейна. Наблюдаемое здесь различие минерализации вод в границах распространения зоны инверсии не столь существенно, что может быть связано с последующим частичным опреснением соленых нижнепермских вод водами, выделяющимися в процессе ангидритизации гипсов, лежащих в подошве соли.

Ниже по разрезу следует зона, характеризующаяся одновременным нарастанием минерализации и метаморфизации вод и сменяющаяся второй, нижней зоной гидрохимической инверсии. Эта зона охватывает значительно большую по величине часть разреза. Для нее характерно и более резкое уменьшение минерализации вод с глубиной. Относительная опресненность вод второй зоны инверсии связывается в основном с водами, выделяющимися в процессах катагенетического преобразования минералов осадочных пород на больших глубинах.

Для надсолевого гидрогеологического этажа Володарского месторождения характерен преимущественно хлоридно-кальциевый тип вод. От окраин к центру возрастает концентрация солей от 50 - 100 до 10000 мг-экв/л, улучшается закрытость недр. Содержание брома и иода в этом направлении возрастает соответственно от нескольких десятков до 600 - 800 мг/л и от 1 до 15 - 20 мг/л.

Из водовмещающих отложений верхнего (покровного) гидрогеологического этажа наиболее полно изучены воды плиоценового водоносного комплекса, общая минерализация которых нарастает до 200 г./л. Тип воды в этом направлении меняется с гидрокарбонатно-натриевого через хлоридно-магниевый на хлоридно-кальциевый с одновременным увеличением содержания брома и йода соответственно до 80 - 100 и 200 мг/л. Для подсолевых водоносных комплексов состав растворенных газов изменяется от азотного до метанового.

В водах отложений среднего и верхнего девона общая газонасыщенность возрастает от нескольких десятков кубических сантиметров в литре до 1000-1500 см³/л. Общая упругость водорастворенных газов также увеличивается.

Соответственно газонасыщенности изменяется и упругость водорастворенных газов - от нескольких десятков до 25 - 40 МПа. Содержание водорастворенного газа в отложениях девона колеблется от нескольких десятков кубических сантиметров в литре до 1000 см³/л.

Таким образом, по составу газы в подсолевом гидрогеологическом этаже Володарского месторождения являются кислыми.

В водах нижнесреднеюрского и верхнеюрского комплексов содержатся азотные газы с низкой упругостью, газонасыщенность всего 20 - 50 см³/л.

Меловые водоносные комплексы еще более обеднены растворенными газами. В газовом составе пластовых вод, а вернее, в их газонасыщенности, наиболее полно отражаются процессы генерации, аккумуляции и рассеяния УВ. С этих позиций в Володарском месторождении отчетливо выделяются четыре самостоятельных со своими газогидрохимическими особенностями гидрогеологических мегацикла онтогенеза нефти и газа: кайнозойский, верхнепермско-мезозойский, палеозойский и верхнепротерозойский.