ХРОНОБАРОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ

Назаренко В.С., Резников А.Н.

В кн. «Нефтегазовая геология на рубеже веков». Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Фундаментальные основы нефтяной геологии. С.-П:. ВНИГРИ, 1999 г.с. 167-172

Теоретическую базу данной работы представляют разрабатываемые А.Н.Резниковым с 1976 г. методы изучения осадочно-породных бассейнов земного шара. Они основаны на исследовании влияния комплексных геологических показателей, учитывающих особенности геотермического (геохронотермы- ЭГХТ, (Eτ) и геобарического (хронолитобарического градиента- ЭХЛБГ, (EВ) развития осадочно-породных бассейнов. Для количественной оценки динамики тектонических процессов использовался условный показатель динамокатагенеза- УПДК, Д [4]. При изучении влияния хронобаротермических факторов на формирование коллекторских свойств в качестве геобарического фактора использовалось уплотняющее давление (эффективное напряжение), представляющее собой разность между литостатическим давлением (σ, МПа) и начальным пластовым (Ро, Мпа). Экспоненциальный градиент уплотняющего давления (ЭХГУД, EВ) находится по методике описанной в работе [5].

Для оценки влияния вышеназванных факторов использовался метод многомерного корреляционно-регрессионного анализа. Изучались все составляющие пластовой системы: степень преобразованности органического вещества, пластовые давления, пористость и проницаемость, ионный состав пластовых вод и их зависимость от величин хронобаротермических параметров.

Описание гидрогеологической эволюции требует знания динамики пластовых давлений на основных этапах истории геологического развития пластовой системы. Изучение материалов по ряду многопластовых месторождений Терско-Сунженского, Восточно-Кубанского районов, Прикаспийской впадины показывает, что вниз по разрезу с удалением от подошвы мощного флюидоупора коэффициент аномальности пластового давления снижается.  Следовательно, роль флюидоупора может оцениваться по разнице в возрасте экранирующих и коллекторских пород (ΔТ, млн. лет), причем время перерывов в осадконакоплении необходимо исключить. Обучающая выборка характеризуется следующими данными: глубины залегания горизонтов варьируют от 2,9 до 9,1 км, толщина флюидоупора – от 120 до 1500 м, величина ΔТ – от 1 до 145 млн. лет, коэффициент аномальности от 1,05 до 2,39, ЭГХТ – от 1,52 до 3,56, ЭХЛБГ – от 2,32 до 7,85, УПДК – от 0,32 до 1,50. Уравнение, характеризующее аномальность пластового давления, выглядит следующим образом:

α=2,90-0,65Eτ+0,055E В-0,74lgδT+Д±0.1α(r s=0.83) (1)

Можно сделать вывод о том, что формирование пластовых давлений на больших глубинах определяется доминирующим влиянием использованных в уравнении аргументов. Поэтому уравнение целесообразно использовать как для прогноза современных (Ро), так и палеодавлений (Рп). В соответствии с представлениями К.Магары (1982), наблюдающиеся на больших глубинах зоны разуплотнения глинистых пород объясняются возникновением аномально высоких поровых давлений в силу затрудненного оттока заключенных в поровой системе глин воды, образующихся жидких и газообразных углеводородов, СО2 и др. (С.Г.Неручев, В.В.Мухин, Е.А.Рогозина, И.Б.Червяков, 1987). Формула (1) была использована для определения палеодавлений в Припятско-Днепровско-Донецкой палеорифтовой системе.

Следующим этапом работы было изучение коллекторских свойств. Оценивалось изменение коллекторских свойств осадочных пород под влиянием температуры и давления, тангенциальной напряженности пород района во времени и пространстве. Ставилась задача также проследить связь пористости и проницаемости с химическим составом вод и газов, насыщающих коллектор.

Используя классификацию осадочно-породных бассейнов по степени тектонодинамической возбужденности [3], сопоставим несколько районов с различной геологической историей. Полагаем, что коллекторские свойства горных пород в значительной степени обусловлены тектонодинамической возбужденностью осадочно-породных бассейнов. Проанализированы данные о  породах мезозойско-кайнозойского возраста Ростовского газоносного района (РГР), относящихся к IIд типу по степени тектонодинамической возбужденности, каменноугольные породы Северо-Донбасского газоносного района (СДГР), которые  относятся к III д типу, отложения пермо-триасового возраста Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области (ВПНГО), относящихся к IIIд типу.

В породах IIд типа возбужденности высока роль литофациальных условий в формировании коллекторских свойств. Попытаемся определить какие ещё факторы влияют на формирование коллекторских свойств бассейнов IIд типа  возбужденности. Проведем пошаговый регрессионный анализ связи между величиной открытой пористости с одной стороны и проницаемости, глубины залегания, содержания СаСО3  в породе, а в составе пластовых вод: минерализации, сульфат-, гидрокарбонат-ионов, кальция. Поскольку наиболее тесная связь у открытой пористости с глубиной, то начнем с анализа регрессионной модели первого порядка с одной независимой переменной (глубиной). При количестве наблюдений равном 30 пористость описывается уравнением:

mo= 36.95 – 13,69H 7.35 (2)

r=0.74

Где mo - открытая пористость в %; Н- глубина залегания коллектора в км.

Пошаговое введение новых переменных позволило установить, что оптимальным для описания поведения открытой пористости является использование уравнение с 4 независимыми переменными. Уравнение имеет следующий вид:

mo = 44.57 – 0.03CaCO3 – 0.004Ca – 0.006SO4 – 13,6H  7.10 (3)

r = 0.78

где  СаСО3 – содержание СаСО3 в исследуемой породе в %, Са- содержание кальция в пластовых водах коллектор в мг/л,

SO4 – содержание сульфат-ионов в пластовых водах в мг/л.

Дополнительное привлечение в уравнение переменных позволило  увеличить точность прогноза.

Из рассмотренных факторов 55 % вклада принадлежит глубине, 10 % СаСО3,  11% сульфатам и 1 % кальцию.

Обратная связь величины открытой пористости с содержанием сульфатов и карбонатов в  пластовых водах объясняется процессом кальматации порового пространства гипсом и кальцитом. При этом величина минерализации сколько-нибудь заметного влияния на формирование пористости не оказывает. Аналогичный анализ поведения проницаемости показал отсутствие связи данного параметра с рассмотренными выше факторами и невозможность использования линейной модели для описания поведения проницаемости.

Проанализируем зависимость коллекторских свойств от концентрации газов насыщающих коллектор. Нами была проанализирована выборка, состоящая из 42 объектов. При проведении многомерного линейного регрессионного анализа лучшие результаты получены при использовании 6 переменных: глубины, СаСО3 в породах; СО2, Не, СН4 и N2 в водорастворенных газах. Уравнение будет иметь следующий вид:

mo = 26.98 – 12,98H – 0.09CaCO3 + 0.05N2 – 1.69CO2 – 20.14He + 0.17CH4 5.84 (4)

r = 0.87

Использование данных о составе газов позволяет осуществлять более точный прогноз открытой пористости по сравнению с применением информации об ионно-солевом составе пластовых вод. Между проницаемостью и рассматриваемыми величинами значимых корреляционных зависимостей выявить не удалось.

Рассмотрим, как влияет изменение тектонодинамической возбужденности на характер коллекторских свойств. Для этого проанализируем данные по Северо-Донбасскому газоносному району, который по степени тектонодинамической возбужденности относится к IIIд типу (средняя величина условного показателя динамокатагенеза 0,28). Причем, если между открытой пористостью и проницаемостью коэффициент корреляции составляет 0,77, то между эффективной пористостью и проницаемостью он равняется 0,91 (n=30), что позволяет данные по эффективной пористости использовать для прогноза проницаемости в случае невозможности определения этого параметра лабораторным путем.

k = 0.27mэ – 0.15 0.79 (5)

r = 0.90

Где mэ – эффективная пористость в %, k- проницаемость в мД. Коэффициент детерминации можно повысить дополнительным привлечением в уравнение содержания СаСО3  в породе. В этом случае уравнение будет иметь следующий вид:

k = 0.27mэ + 0.03CaCO3 – 2.73 0.74 (6)

r = 0.92

На породы, относящиеся по степени тектонодинамической возбужденности к IIIд типу большее, чем геодинамическое давление, оказывают влияние процессы выщелачивания. Подтверждением этому служат более высокие коэффициенты корреляции в известняках между пористостью и проницаемостью (r=0.90) по сравнению с песчаниками и алевролитами, где эта связь существенно ниже (r=0.62-0.63). Механизм формирования вторичных коллекторов во многом обусловлен значительной растворимостью цементирующих скелет породы минералов. Миграция флюидов со стороны Донбасса обуславливает поступление в коллектор СО2 и растворение минерального вещества, прежде всего карбонатного и улучшение коллекторских свойств. В связи с этим в принадвиговой зоне Южного склона Воронежской антеклизы возможно обнаружение залежей углеводородов. В целом для коллекторов Северо-Донбасского газоносного района характерна высокая корреляционная зависимость между величиной открытой пористости и проницаемостью, что позволяет использовать информацию по значениям пористости  для уверенного прогноза проницаемости. Эта зависимость описывается следующим уравнением:

Lnk = 0.4mo – 4.64  1.21 (7)

r=0.93

Где lnk – логарифм натуральной проницаемости.

Концентрации ионов, входящих в состав пластовых вод и величина пористости не коррелируют между собой. Таким образом, если в пределах Ростовского газоносного района в настоящее время продолжается процесс формирования порового пространства, что выражается в  обратной зависимости между  величиной содержания СО2 в пластовых водах и пористостью, то в пределах Северо-Донбасского газоносного района концентрация СО2 в коллекторе и емкостные параметры никак не связаны.

Проверим, как реагируют коллекторских свойства пород на дальнейшее увеличение тектонодинамической возбужденности. Для этого рассмотрим Восточно-Предкавказскую нефтегазоносную область. По степени тектонодинамической возбужденности его породы относятся к IIIд типу.

При сопоставлении емкостных параметров и насыщающих их флюидов выявлены следующие особенности.  Рассмотрена выборка из 18 объектов. Изучена связь между следующими признаками: открытой пористостью, глубиной, концентрацией в рассолах (мг/л): натрия, кальция, магния, сульфат-иона, гидрокарбонат-иона, хлора. Значимая корреляционная зависимость выявлена только между открытой пористостью и глубиной (r = 0,56). Применение алгоритма шаговой регрессии позволило получить следующее уравнение:

mo = 0.06H + 0.0001Ca – 0.002Mg-16.93 3,91 (8)

r = 0.63

Cопоставление емкостных свойств и газов насыщающих коллектор позволило установить значимые связи между пористостью и проницаемостью (r = 0,73). Оптимально зависимость пористости от концентрации  газов насыщающих коллектор  описывает следующее уравнение:

mo = 5.04H + 0.14N2 – 0.09CO2 – 0.11CH4 – 7.77 3,71 (9)

r = 0.67

Таким образом, установлена зависимость изменения коллекторских свойств от типа бассейна по степени тектонодинамической возбужденности.

В бассейнах IIд типа на емкостные параметры влияет глубина залегания. Пористость и проницаемость здесь слабо связаны между собой. Информация о составе газов, насыщающих коллектор, позволяет повысить точность прогноза пористости. В бассейнах IIIд типа корреляционная связь между глубиной и коллекторскими свойствами слабее. Высокие коэффициенты корреляции наблюдаются между пористостью и проницаемостью.

Выведенные уравнения пригодны для использования в пределах изученных бассейнов. Хронобаротермический анализ позволяет вычислить универсальные уравнения пригодные для бассейнов с разной степенью тектонодинамической активности. Рассмотрим особенности изменения пористости и проницаемости в двух типах коллекторов: терригенных и карбонатных.  Нами на основании изучения характеристик по 708 залежам нефти,  газа и газоконденсата, приуроченных к разновозрастным терригенным горизонтам (от плиоцена до кембрия) зоны катагенеза получены следующие уравнения корреляции для прогноза пористости и проницаемости.

mo= 42.4+0.53Eτ-7.3EB-34.2Д±0.24mo (10)

lgk=5.34-0.24Eτ-1.46EB-1.92Д±0.2lgk (11)

 где mo- открытая пористость, %; k – абсолютная проницаемость, %, E В – экспоненциальный хроноградиент уплотняющего давления (ЭХГУД).

Определение весовых значений факторов показали, что для уравнения (10) роль фактора УПДК первостепенна (-55,12%), на втором месте находится фактор уплотняющего давления (-41,3%) и на третьем – экспоненциальная геохронотерма (+3,54%), т.е. на пористость песчаников в зоне катагенеза отрицательно влияет степень тектонодинамической возбужденности и уплотняющее давление, и положительно – длительное воздействие высоких температур. В преобразованиях проницаемости на передний план выступает фактор ЭХГУД (-63,82%), далее следуют факторы УПДК (-23,82%) и ЭГХТ (-12,36%). Уравнения (10) и (11) характеризуются совокупным коэффициентом корреляции 0,72 и 0,65, соответственно, и среднеквадратичной погрешностью 24% и 20%, т.е. могут использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости (mo) и проницаемости (k) песчаников в зоне катагенеза.

Вероятностно-статистическое моделирование преобразований коллекторских свойств карбонатных пород было проведено по данным 110 объектов. Получено следующее уравнение множественной корреляции.

mo= 19.8+5.7Eτ-5.5EB-24.2Д±0.29mo (12),

которое характеризуется совокупным коэффициентом корреляции rs=0.60 и среднеквадратичной погрешностью 29%, т.е. может использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости карбонатных коллекторов. Веса факторов свидетельствуют, что роли ЭГХТ и УПДК количественно соизмеримы (+35,2 и –37,7%), но отражают противоположные тенденции в преобразованиях карбонатных коллекторов. Фактор уплотняющего давления EВ оказывает явное тормозящее противодействие (-27,1%) процессам выщелачивания и растворения карбонатных пород на больших глубинах, которые инициируются высокими температурами. Существенна роль и флюидотермального эффекта в увеличении объема пустотного пространства. Рост ЭХГУД отражает смыкание пор, каверн и трещин. Влияние динамокатагенеза сказывается на процессах перекристаллизации структур карбонатных пород и способствует ухудшению коллекторских свойств. Для расчета вероятностно-статистической модели, характеризующей изменение проницаемости, использовались данные по 140 объектам. Парный коэффициент корреляции между открытой пористостью и проницаемостью составляет 0,59, а уравнение регрессии имеет вид

lgk=1.19+0.68mo±0.24lgk (13)

Подставив в уравнение (13) значение mo из уравнения множественной корреляции (12) и проведя соответствующие преобразования, получим уравнение (14), связующее lgk со значениями Eτ, EВ и Д.:

lgk=2.54+0.39Eτ-0.37EB-1.64Д±0.24lgk (14).

Это уравнение можно использовать для оценки фоновых значений проницаемости карбонатных пород в зоне катагенеза.

Во многих регионах на больших глубинах отмечались интервалы распространения карбонатных коллекторов, отличающихся аномально высокими значениями открытой пористости и проницаемости. Однако до сих пор отсутствовали четкие количественные критерии их выделения. Авторы предлагают применять для этой цели уравнения (12) и (14). Если превышение коллекторских свойств пород более среднеквадратичных погрешностей этих уравнений, то известняки и доломиты могут квалифицироваться как коллекторы с аномально высокими свойствами.

В результате расчета  зависимости минерализации пластовых вод насыщающих коллектор от хронобаротермических параметров оказалось возможным предположить, что формирование подсолевых рассолов происходило при доминировании параметров геотермической и геобарической истории бассейнов, диффузии и фильтрации солей из галогенных толщ. Причем величина ЭГХТ как бы стимулирует накопление хлора и кальция, а величина ЭХЛБГ, наоборот тормозит этот процесс. По-видимому, при росте темпов погружения отложений более интенсивно высвобождаются связанные воды минералов, опресняющие рассолы. В связи с указанным информативность вероятностно-статистической модели подсолевых рассолов дает возможность использовать соответствующее уравнение для оценки их палеоминерализации (Мп):

Мп=150EΤ-70EВ+65lgT-75lgl+80Д±0.2Mп(N=20, rs=0.88) (15).

Данное уравнение справедливо для глубин залегания разновозрастных (поздний кайнозой – поздний протерозой) подсолевых горизонтов от 2,0 до 5,5 км и пределов вариаций ЭГХТ – 1,61-2,70, ЭХЛБГ – 1,74-4,61, расстояний до соляного тела – 1-500 м, УПДК – 0,31-3,40. Определения весового влияния факторов дали следующие результаты, %: ЭГХТ – 33,4, ЭХЛБГ – 23,2, lgT – 18,1, lgl – 17,0, Д – 8,3. Следовательно, рост минерализации подсолевых рассолов стимулируется более напряженной геотермической обстановкой, геологическим временем и тектонодинамической возбужденностью бассейнов. Напротив, увеличение темпа погружения горизонтов (значений ЭХЛБГ) способствует более интенсивному высвобождению из минералов опресняющих возрожденных вод, а удаление от подошвы галогенной толщи снижает эффективность диффузионного потока солей.

Уравнение (15) можно использовать для оценки палеоминерализации подсолевых рассолов на различных этапах геологического развития осадочно-породного бассейна.

Определение катагенетического возраста пластовых вод Днепрово-Донецкой впадины и Восточно-Предкавказского бассейна проведено по методике [2].

При расчетах использовалась следующая формула:

TΘ=AΘx(lgMxEτ)/EBxlg(30/Θ)x101000/T±0.2TΘ, (16)

Где ТΘ – катагенетический «возраст» седиментационных вод, млн.лет; М- общая минерализация, г/л; Т – пластовая температура, К; АΘ – поправочный коэффициент, учитывающий повышение уровня энергии активации седиментационных вод с ростом температуры, Θ – катионный коэффициент (эNa++эMg2+)/эСа2+, предложенный А.Н.Резниковым [1]  в качестве количественного критерия оценки возраста пластовых вод и рассолов.

Возраст вод из коллекторов среднекаменноугольного возраста центральной зоны Северо-Донбасского нефтегазоносного района оказался равным 226-370 млн. лет. К югу происходит его уменьшение. В Восточно-Предкавказском бассейне исследовался пермско-триасовый комплекс. Воды, имеющие максимальный возраст (более 175 млн. лет), расположены в центральной части (площади Зимняя Ставка, Восточная, Байджановская, Плавненская), а также в пределах Таловской ступени. На запад и восток происходит снижение возраста пластовых вод более чем на 50 млн. лет. Полученные величины хорошо согласуются с выводами, сделанными на основе изучения петрографии, геохимии нефтей и газов, о различной степени закрытости системы в восточной и западной частях бассейна.

Можно рекомендовать экспресс-метод датировки флюидов по данным о катионном коэффициенте. В определенной степени диагностические значения Θ следует рассматривать как фоновые, позволяющие вычленять генерации аллотигенных и омоложенных рассолов и соленых вод. Особый интерес вызывает тот факт, что подошвенные и законтурные воды многих газовых и газоконденсатных залежей обеднены кальцием и обогащены натрием, т.е. характеризуются резко повышенными по сравнению с фоновыми величинами катионного коэффициента. Контрастность аномалий Θ в водах газоконденсатных скоплений продуктивной толщи плиоцена Апшерона варьирует от 11 до 93. Столь большие величины данного показателя свидетельствуют о формировании этих залежей вследствие вертикальной миграции газопарового флюида из нижних горизонтов осадочного чехла с глубины 10-12 км. Однако сопоставление величин коэффициента Θ и минерализации показывает, что появление указанных гидрогеохимических аномалий нельзя объяснить исключительно влияием конденсатогенной составляющей. При доминанте латеральной миграции флюидов контрастность аномалий заметно ниже. Так, пластовые воды ряда газовых и газоконденсатных залежей Западно-Сибирского, Азово-Кубанского, Восточно-Предкавказского и Якутского бассейнов имеют значения ΔΘ в диапазоне 2,0-10,1. 

Положительные результаты для прогноза нефтегазоносности в Восточно-Предказской нефтегазоносной области и Северо-Донбасском газоносном районе дало использование галогенного коэффициента (I+0.2Br)x103/Cl. Значения коэффициента выше 1,05 свидетельствует о присутствии залежей углеводородов.

Ценную информацию о происхождении подземных вод дают данные о концентрации в них дейтерия и кислорода-18. Нами с использованием пошагового регрессионного анализа рассчитаны статистические модели, позволяющие прогнозировать изотопный состав пластовых вод зоны катагенеза артезианских бассейнов. Результаты представлены в табл.1.

Таблица 1

Статистические модели поведения дейтерия и кислорода-18

Артезианский бассейн Уравнение множественной корреляции Совокупный коэффициент корреляции
Припятский δD=4.12δ18O-25.11±12.66 δ18O=0.17D+3.43±2.53 δD=0.91H+0.1M+36.49Na/Cl-0.03Cl/Br+3.22δ18O±12.39 δ18O=0.64H-0.005M-1.91Na/Cl-0.004Cl/Br+0.14δD±2.54 0.83 (n=35) 0.82 (n=35) 0.85 (n=35) 0.85 (n=35)
Днепрово-Донецкий δD=0.36M-104.88±8.53 δ18O=0.07M-104.88±1.65 0.92 (n=20) 0.93 (n=20)
Аму-Дарьинский δD=0.06M+0.01H-67.93±9.5 0.83 (n=34)
Восточно-Предкавказский δD=0.06M+0.01H-67.93±9.5 δ18O=1.79H-4.74+0.02t-0.002M+0.08D±2.77 0.83 (n=75) 0.65 (n=75)

Рассмотрим закономерности в поведении дейтерия и кислорода-18 в подземных водах в зависимости от изменений пластовых условий. В трех из шести бассейнов: Аму-Дарьинском, Тимано-Печорском и Припятском с увеличением глубины наблюдается утяжеление подземных вод по дейтерию, в одном - Ангаро-Ленском вычислена обратная зависимость - облегчение с ростом глубины, а в двух - Восточно-Предкавказском и Днепрово-Донецком такая зависимость полностью отсутствует. Кислород-18 в Ангаро-Ленском, Аму-Дарьинском, Тимано-Печорском, Днепровско-Донецком, Припятском бассейнах ведет по отношению к глубине аналогичным образом, но при менее тесной связи параметров. Исключение составляет Восточно-Предкавказский артезианский бассейн, где наблюдается слабая корреляционная зависимость между кислородом-18 и глубиной (r=0.56). Корреляционная зависимость между минерализацией и дейтерием, а также кислородом-18 близка к таковой между глубиной и дейтерием и кислородом-18. В бассейнах, где наблюдалась связь между дейтерием, кислородом-18 и глубиной такая же взаимозависимость выявлена между минерализацией и дейтерием, кислородом-18, там, где между дейтерием и глубиной нет зависимости, нет её и между минерализацией и дейтерием, кислородом-18.

В настоящее время повышается интерес к проблеме поиска нетрадиционных месторождений щелочных металлов. Перспективными для этих целей являются рассолы артезианских бассейнов.  Рассмотрим зависимость концентрации щелочных металлов (лития, рубидия и цезия) от хронобаротермических факторов. В пластовых водах и рассолах артезианских бассейнов концентрация лития варьирует от 0,1 до 720 мг/л и находится в следующей корреляционной связи с минерализацией (г/л).

LgLi=1.16lgM-1.12±0.4Li  (17)

(n=236, r=0.79)

По 82 объектам зоны катагенеза рассчитано уравнение множественной корреляции зависимости коэффициента литиенасыщенности от хронобаротермических параметров. Глубина изученных объектов при этом варьировала от 0,5 до 5,4 км, а температура от 70 до 3000С.

Lix104/M=2.4Eτ+2.0EB+6.45Д-7.3±0.4Kli (18)

(rs=0.91; riEτ=+0.34; riEB=+0.42; riД=+0.86).

Установлено резкое обогащение литием пластовых рассолов газоконденсатных залежей.

В артезианских бассейнах в зависимости от возраста вмещающих пород концентрация рубидия меняется следующим образом: кайнозой – 0,02-0,39 мг/л; мезозой – 0,02-21,0 мг/л; палеозой – 0,1-700 мг/л. Рубидий связан с минерализацией следующей корреляционной зависимостью:

lgRb=1.48lgM-2.73±0.45Rb (19)

По 73 объектам зоны катагенеза (Н=0,5-5,4 км, t=70-3000C) рассчитано уравнение множественной корреляции для коэффициента рубидийнасыщенности и хронобаротермических параметров.

Rbx105/M=0.16τ+1.54EB+19.24D-6.86±0.5KRb (20)

(rs=0.90; riEτ=+0.01; riEB=+0.14; riД=+0.87)

Воды и рассолы нефтяных, газоконденсатных залежей и непродуктивных структур мало отличаются по концентрации рубидия.

Концентрация цезия в водах и рассолах артезианских бассейнов в зависимости от возраста водовмещающих пород изменяется следующим образом: кайнозой – от 0,003 до 50 мг/л; мезозой – от 0,02 до 11,5 мг/л; палеозой – от 0,1 до 12,8 мг/л. Корреляционный анализ между содержанием цезия в пластовых водах и минерализацией выявил следующую зависимость:

LgCs=1.12lgM-2.47±0.5Cs (21)

(n=231; r=0.74).

Хронобаротермические условия водовмещающих пород и коэффициента цезиенасыщенности в пластовых водах связаны следующим уравнением множественной связи.

Csx105/M=3.5EB+10.0Д-2.8Eτ-3.2±0.6KCs (22)

(n=73; rs=0.88; riEτ=-0.20; ri EB=+0.41; riД=+0.78)

Аномально высокие концентрации цезия установлены: во флюидах, связанных с магматическими эксгаляциями срединноокеанических хребтов, пластовых растворах, приуроченных к гранитным массивам (Оймаша), вулканогенно-осадочным породам (Р3, Плезант Бейоу, Галф Кост) – десятки мг,л. Уравнения связей величин литие-, рубидие- и цезиенасыщенности вод и рассолов показали главную роль в накоплении этих редких металлов фактора динамокатагенеза (УПДК, Д).

Таким образом, хронобаротермический анализ является эффективным методом, позволяющим осуществлять количественный прогноз состава подземной гидросферы на больших глубинах в новых районах и выявлять их аномальное состояние для практических целей.

Литература

1.  Резников А.Н. Новый метод оценки возраста соленых вод и рассолов нефтегазоносных бассейнов //Геология нефти и газа. 1983. № 12.

2.  Резников А.Н. Определение возраста рассолов и соленых вод кинетико-геохимическим методом //Известия АН СССР. Сер. Геологическая. 1989.  № 1.

3.  Резников А.Н. Новый метод оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа //Геология нефти и газа. 1998. № 3.

4.  Резников А.Н., Назаренко В.С. Гидрогеологическая эволюция Припятско-Днепровско-Донецкой палеорифтовой системы //Известия АН СССР. Сер.геологическая. 1991  № 8.

5.  Резников А.Н., Назаренко В.С., Хрупина М.В. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований коллекторских свойств карбонатных пород в зоне катагенеза //Геология нефти и газа. 1998. №2.