ГЛАВНЕЙШИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ БИТУМНЫХ ВЕЩЕСТВ (Сорг-хл) В ВОДАХ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КАРАКУМСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО БАССЕЙНА

Я.А. Ходжакулиев, О.Д. Абрамова, М.И. Суббота (УГСМ ТССР, ВНИГНИ)

В сб. «Методы и направления исследований органических веществ подземных вод». ч. 2. вып. 96. М. 1975. с. 44-50.

В настоящее время накоплен большой фактический материал, позволяющий осветить многие важные вопросы нефтяной гидрогеологии платформенной части Туркмении. В данной статье рассматриваются закономерности распределения Сорг-хл в подземных водах Каракумского гидрогеологического бассейна. Для их выявления были использованны данные, полученные при комплексном гидрогеологическом исследовании скважин новых разведочных площадей и газонефтеносных районов форменной части Туркмении, а также результаты исследований органического вещества в водах Западного Узбекистана и, частично, Восточной Туркмении.

Общий накопленный объем анализов органического углерода составляет около 1200 определений. Все анализы производились по единой методике с помощью предварительного извлечения органического углерода из воды хлороформом и последующего сухого сожжения хлороформенных экстрактов по методу Коршун-Климовой в модификации Л.П. Крыловой. Поэтому можно полагать, что в составе Сорг.хл входит углерод всех компонентов нефти, растворимых в хлороформе, т.е. углерод метановых углеводородов (начиная с бутана, пентана), ароматических (бензола, толуола, ксилолов и др.) и нафтеновых (в основном, кислородсодержащих компонентов – нафтеновых кислот, смол и др.) Из этого следует, что Сорг.хл, является одним из наиболее важных показателей нефтегазоносности.

Применение единой методики анализа позволило обобщить большой материал, полученный разными авторами по обширной территории Каракумского бассейна, впервые составить карты масштаба 1:1 500 000 и дать интерпретацию этого материала.

Предварительно все анализированные воды были разделены на две группы. В первую включены воды, отобранные в зонах возможного влияния залежей, вблизи контуров продуктивности. Вторая группа объединяла воды, отобранные вдали от контуров продуктивности, где влияние залежей не ощущается или оно весьма ослаблено, а также воды из непродуктивных горизонтов и "пустых" структур, не содержащих залежи углеводородов. По этому принципу построены карты распределений содержаний органического углерода в водах юрского, неоком-аптского, альб-сеноманского и турон-сенонского водоносных комплексов. При составлении карт использовались результаты анализов только второй группы вод, характеризующих фоновые концентрации органических веществ, не связанных с углеводородными залежами. Ширина ореола влияния (рассеяния) залежей согласно нашим исследованиям, а также материалам других авторов [2,3,4] и др. была принята равной радиусу до 2000 м от контуров продуктивности. Величина фона т.е. наиболее широко встречаемая концентрация Сорг.хл, не связанная с каким-либо локальным участком или источником, определялась с помощью вариационных кривых частоты встречаемости компонента.

В пределах Каракумского гидрогеологического бассейна по всем водоносным комплексам намечаются три группы участков с различным содержанием Сорг.хл в водах: высокие концентрации - от 3 до 10 мг/л, средние - от 2 до 3 мг/л и низкие - 2 мг/л.

В водах юрского комплекса (рисунок) участки с высокими фоновыми концентрациями органического углерода, превышающими в основном 3 мг/л отмечены почти на всей территории бассейна и охватывают большую часть Чарджоуской и Бухарской ступеней, Мешеклинский выступ и Центрально-Каракумский свод.

Карта распределения Сорг.хл в водах юрского водоносного комплекса Каракумского гидрогеологического бассейна

Содержание Сорг.хл, растворенного в водах (в мг/л): I – больше 5; 2 - от 5 до 3; 3 - от 3 до 2; 4 - меньше 2; 5 - вблизи контакта с промышленной нефтяной залежью; 6 - вблизи .контакта с газовой залежью; 7 - линии тектонических нарушений; 8 - крупные структурные элементы: А) Центрально-Каракумский свод, Б) Дарьялык-Дауданский прогиб, В) Ассаке-Ауданский прогиб. Г) Туаркырская зона поднятий; Д) Хивинский прогиб, Е) Заунгузский прогиб; Ж) Бухарская ступень; З) Чарджоуская ступень; И) Мургабская впадина, К) Бешкентский прогиб, Л) отроги Юго-Западного Гиссара, М) Предкопетдагский прогиб; 9 - участки выходов на поверхность пород фундамента и мезозойских комплексов; 10 - региональные зоны нефтегазоносности водоносных комплексов; 11 - исследованные структуры; 12 - участки с наиболее высокими концентрациями Сорг.хл в водах за пределами влияния углеводородной залежи; 13 - участки со средними концентрациями Сорг.хл; 14 - участки с пониженными концентрациями Сорг.хл 15- участки с предполагаемыми высокими концентрациями Сорг.хл 16 - контуры распространения юрского соленосного водоупора.

_______

В пределах последнего структурного элемента наиболее высокие фоновые концентрации Сорг.хл приурочены к его. южному и юго-восточному склонам. Здесь высокие его содержания наблюдаются как на значительном удалении от за левей углеводородов, так и в водах структур, где нефтегазоносность еще не установлена (Атасары, Вост.Ербент и др.). В водах Чарджоуской и Бухарской ступеней средние пределы фоновых концентраций, наблюдаемых вне ореолов влияния залежей, изменяются от 3 до 5 мг/л. Такие же значения отмечены и на тех структурах, где юрские отложения, являются непродуктивными.

Исключения составляют участки, примыкающие к областям современной инфильтрации (Байбурак, Азляртепе и др.), где содержание Сорг.хл значительно меньше и колеблется от 0,87 до 2,17 мг/л.

Пониженные концентрации (0,6 - 1,40 мг/л) отмечены, помимо этого, в высокоминерализованных рассолах гаурдакской толщи Мургабской впадины (Кели, Шарапли и др.), в самой южной части бассейна на структурах Ислим и Карачоп. Снижение концентрации Сорг.хл в этих районах может быть обусловлено как условиями осадконакопления, так и возможностью сокращения растворимости жидких углеводородов при значительной солености вод.

Особенности распределения Сорг.хл в водах неоком-аптского комплекса в общих чертах близки к тем, которые были отмечены в водах юрского комплекса. Однако здесь площадь высоких концентраций несколько сокращается. Одновременно уменьшаются и абсолютные величины этих концентраций. В пределах Центрально-Каракумского свода они колеблются в среднем от 2 до 4 мг/л. Зона высоких содержаний занимает центральную часть, южный и юго-восточный его склоны (Коюн, Шарлык, С.Ербент, В.Шиханли и др.). В северном направлении концентрация в водах убывает от 3-4 мг/л (Шарлык, Атабай и др.) до 1-2,0 мг/л (Эгритакыр, Хатардаш). Некоторое понижение концентраций его (до 2-3 мг/л) отмечается также в западном и юго-западном направлениях (Сансыз, Модар). В пределах Чарджоуской ступени и Мешеклинского выступа концентрации в водах неоком-аптского комплекса обычно составляют 3-4 мг/л, а на Бухарской ступени 3-5 мг/л и в отдельных случаях превышают 5 мг/л. Как и в юрском комплексе концентрации этого компонента менее 3 мг/л обнаруживаются в Мургабской впадине и на юге бассейна (Ислим, Карачоп).

В водах альб-сеноманского комплекса область повышенных фоновых концентраций сокращается еще более значительно, чем в неоком-аптском. Она фиксируется лишь на южном склоне Каракумского поднятия (Казы 5,4 мг/л), в пределах Копетдага (Бамикодж - 5,0 мг/л), а также на Бухарской ступени (Уртабулак, Азляртепе и др. - 2,5 -5,0 мг/л). В районе Чарджоуской ступени и Мешеклинского выступа абсолютные значения Сорг.хл в водах альб-сеноманского комплекса колеблются в средних пределах 2-3 мг/л, а на всей остальной территории бассейна распространены воды с его содержанием менее 2 мг/л.

В турон-сенонском комплексе воды характеризуются почти повсеместным низким (менее 2 мг/л) фоновым содержанием Сорг.хл. В местах разгрузки турон-сенонских вод на севере бассейна (Султансанджар, Кошабулак) и на юге (Кушка) концентрация его составляет 1,8 -2,0 мг/л, а в районе инфильтрации поверхностных вод (Гаурдак-Кугитангский район) всего 0,7 мг/л.

Таким образом, анализ распределения органического углерода в водах основных водоносных комплексов Каракумского гидрогеологического бассейна позволяет отметить следующие главнейшие закономерности.

Ореольные концентрации Сорг.хл резко возрастают вблизи контуров продуктивности в связи с влиянием залажей углеводородов. В ореолах рассеяния нефтяных залежей и нефтепроявлений (Коюн, Акджар, Шурчи и др.) содержание его увеличивается до 5-15 мг/л, вблизи газоконденсатных залежей (Ачак, Гугуртли, Учкыр и др.) - до 5-10 мг/л, у контуров газоносности - до 3-8 мг/л (Вост.Шиханли, Уртабулак, Ташли и др.). Отмеченные пределы изменения концентраций органического углерода в зонах влияния углеводородных залежей связаны с их составом (например, со смолистостью нефтей, ароматичностью газоконденсатов, количеством тяжелых углеводородов в газовых залежах и др.).

Исходным продуктом для создания фоновых концентраций Сорг.хл является дисперсное органическое вещество горных пород (нефтегазоматеринских толщ) и органический углерод, растворенный в горных растворах.

В пределах Каракумского бассейна нефтегазоматеринскими свитами обычно считаются нижне-среднеюрские, некоторыми учеными (О.И. Барташевич, А.Г. Бабаев и др.) и альбские отложения. А.Г. Бабаев для Западного Узбекистана выделяет еще нефтегазоматеринские нижнетуронские отложения, а Г.Х. Дикенштейн, К.Ф. Родионова и О.П. Четверикова - верхнеюрско-неокомские. Если сравнить распределение Сорг.хл в пордах нефтегазопроизводящих свит по разрезу Каракумского бассейна с насыщенностью пластовых вод этим компонентом, то можно отметить, что обогащенные дисперсным органическим веществом горные породы (нефтегазоматеринские свиты) не всегда являются источником накопления РОВ в водах соседнего пласта-коллектора. В этом случае, по-видимому, важную роль играет седиментогенный органический углерод, растворенный в горных растворах, которые при соответствующих условиях могут служить важным источником пополнения ресурсов вод пласта-коллектора.

Все изложенное позволяет считать, что в пределах Каракумского бассейна подземные воды характеризуются различной степенью обогащенности РОВ. Там, где созданы условия для выделения его в залежи углеводородов под воздействием сложных геохимических процессов, существует область высоких фоновых концентраций растворенного Сорг.хл.

Вокруг залежей концентрация еще более возрастает в результате наложения процессов вторичного обогащения вод органическими веществами в результате рассеяния их из залежей. Все это свидетельствует о том, что Сорг.хл может служить как показателем нефтегазоносности локальных структур, так и показателем происходящих процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Установлено, что фоновые концентрации компонента не превышают в среднем 5 мг/л, из них концентрации менее 2 мг/л приурочены к зонам отсутствия скоплений нефти и газа, а более 2 мг/л характерны для зон нефтегазоносности. Вблизи залежей его концентрации в водах увеличиваются до 5-10 мг/л и выше. Эти значения концентраций могут быть использованы в качестве доказательства существования вод нефтегазонакопления, отсутствия их, а также для поисков отдельных залежей и разведки локальных структур-ловушек.

1. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Акрамходжаев A.M., Каримов А.К. Об этапах формирования и особенностях нефтегазоматеринских свиг в мезозой-кайнозойском осадочном комплексе Узбекистана. "Узбек, геол.журнал", 1970, № 5, с.33-37.
  2. Барс Е.А., Коган С.С. Органическое вещество подземных вод нефтегазоносных областей (методика анализа и интерпретации). М., "Недра", 1965, 96 с.
  3. 3ингер А.С. Газогидрохимические критерии нефтегазоносности локальных структур. Труды НВНИИГГ, 1966, 476 с.
  4. Лондон Э.Е. Поисковое значение органических показателей пластовых вод и условия использования их в различных геохимических обстановках современного залегания скоплений нефти и газа. В кн.: Органическое вещество подземных вод и его значение для нефтяной геологии. М., ВНИИОЭНГ, 1967, с.31-50.