ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА НА ЭТАПЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Л.И. Шаповал, В.И. Агафонов

В сб. « Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии». М. Наука. 1993. с. 42-45.

На территории Припятского прогиба установлены закономерности дифференциации гидрогеологических условий по термодинамическим, органогидрохимическим, газовым, изотопным, палеогидрогеологическим и другим показателям, которые, с учетом геологических факторов, положены в основу гидрогеологического районирования прогиба.

Выделены гидрогеологические области, районы и зоны. Области (краевая, переходная, внутренняя) и районы отражают условия фор­мирования и сохранения подземных вод, районы и зоны — региональные и локальные условия нефтенакопления и перспективы нефтеносности по гидрогеологическим критериям.

Краевая гидрогеологическая область расположена в западной и юго-восточной частях прогиба. Граница ее условно проводится по внешнему контуру перехода от седиментогенных рассолов в инфильтрогенные. Здесь развиты преимущественно хлоридно-натриевые рассолы выщелачивания инфильтрационного генезиса, сформировавшиеся в результате промыва девонских пород в период перерывов (предворонежского и пределецкого) осадконакопления. Инфильтрогенные рассолы характризуются минерализацией до 300 г/л, содержанием брома не более 0,4 г/л, аммония 0,2—0,3 г/л, хлор-бромным отношением более 300, натрий-хлорным отношением более 0,8. Они сформировались при растворении и выщелачивании легкорастворимых минералов вмещающих пород (галита и ангидрита), а также смешении их с рапой солеродных ливенского и лебедянско-стрешенского морей. Масштабы промыва девонских отложений инфильтрационными водами, а следовательно и размеры краевой области неодинаковы как по комплексам, так и в пределах прогиба. Наибольшими они являются для межсолевого комплекса.

Краевая область характеризуется также концентрациями дейтерия, свойственными метеогенным водам данного региона. Нижний предел содержания дейтерия в метеогенных водах региона равен 90%. В инфильтрогенных рассолах прогиба его содержание составляет 50—70% об. Состав водорастворенных газов краевой области преимущественно азотный, с содержанием азота свыше 75—80% об. На некоторых площадях встречен водорастворенный газ углеводородно-азотного типа (Верхнедроздовская площадь и др.).

Пластовые температуры, распространенные в краевой области, имеют невысокие значения. В межсолевом комплексе они составляют 30°С и менее, в подсолевом карбонатном они несколько выше — 30—40°С. Гидродинамическая обстановка краевой гидрогеологической области характеризуется плавным снижением пьезометрической поверхности вод по мере погружения водоносных комплексов. Пластовые давления обычно соответствуют гидростатическим (Рплгидр = 1).

На вопрос о перспективах нефтеносности краевой области однозначно ответить трудно. Отсутствие надежных покрышек в зоне, высокие концентрации сульфатов (более 2 г/л), способствующие окислению нефти, низкие геотемпературы, низкое содержание рассеянного органи­ческого вещества в породах, исключающие возможность генерации неф­ти, предопределили низкую степень перспективности краевой области, в то время как на ее границе с переходной областью, так и в самой переход­ной области возможно сохранение небольших по размеру вторичных залежей тяжелой нефти.

Переходная гидрогеологическая область расположена между краевой и внутренней и выделяется в значительной мере условно. В принципе во­ды области отличаются от инфильтрогенных рассолов только величиной соотношения количества седиментационных и инфильтрогенных вод.

Внутренняя гидрогеологическая область занимает наибольшую часть территории Припятского прогиба и приурочена к наиболее погруженной его части. Здесь распространены рассолы преимущественно седиментационного генезиса, которые унаследовали хлоридный тип и минера­лизацию (300—450 г/л) от рапы верхнефранского и фаменского циклов галогенеза и катагенеза. Коэффициенты Na/Cl имеют значения 0,1—0,4, С1/Вг = 40—150. Содержание брома в рассолах достигает 6 г/л, сульфатов не превышает 1 г/л, аммония 0,3—1,0 г/л.

Концентрации дейтерия изменяются от 10 до 40‰, что соответствует его содержаниям в морской воде, т.е. подтверждается седиментационный генезис рассолов.

Состав водорастворенных газов внутренней области — преимущественно углеводородный, с содержаниями УВ более 70%. Отмечаются довольно высокие содержания ТУ, достигающие 15—20%. С севера на юг области происходит смена углеводородного типа газа азотно-углеводородным и углеводородно-азотным. Содержания УВ снижаются до 40— 50%, а содержания N2 увеличиваются до 40—60%.

Пластовая температура области имеет значения от 30—40 до 80— 100°С, закономерно увеличиваясь с глубиной погружения отложений и достигая своих максимальных значений в наиболее погруженных участках.

Гидродинамические условия внутренней области характеризуются в целом снижением приведенных напоров от погруженных участков к приподнятым. Коэффициент  Рплгидр достигает 1,5.

Внутренняя гидрогеологическая область характеризуется хорошей гидрогеологической закрытостью (наличие мощных водоупорных толщ, отсутствие влияния инфильтрогенных вод), что предопределило наличие здесь благоприятных условий для образования и сохранения залежей УВ. Вблизи нефтяных месторождений формируются водные ореолы рассеяния элементов химического состава и органического вещества, которые хорошо фиксируются.

По своим термогидродинамическим, органогидрогеохимическим, газовым характеристикам внутренняя гидрогеологическая область подразделяется на два гидрогеологических района — Северный и Центрально-Южный.

Северный гидрогеологический район характеризуется жесткими термобарическими условиями. Пластовые давления и, соответственно, приведенные напоры здесь на 2—3 МПа выше, чем в Центрально-Южном. Пластовые температуры также выше на 20—30°. Максимальные температуры, например в подсолевом карбонатном комплексе, имеют значения в Северном районе 100°С и более. Северный район довольно четко разбивается на отдельные изолированные друг от друга гидродина­мические резервуары и субрезервуары. В Центрально-Южном районе резервуары и субрезервуары выделяются менее уверенно. В межсолевом комплексе в центральной части прогиба распространены породы с низкими фильтрационными свойствами.

Геохимический облик рассолов различный. Кальциево-магниевое и натриево-магниевое отношение в рассолах, распространенных в Северном районе, выше, чем в Центрально-Южном. Соответственно в Центрально-Южном в большей степени развиты рассолы хлоридно-кальциевого класса, что особенно характерно для подсолевого комплекса. В рассолах Северного района отмечаются более высокие содержания К, аммония, I, водорастворенного органического вещества и микроэлементов (Li, Rb и др.).

Состав водорастворенного газа для Северного района преимущественно углеводородный. Водорастворенный газ Центрально-Южного района имеет углеводородно-азотный или азотно-углеводородный состав. Только на отдельных локальных площадях (Ельской и др.) встречен водорастворенный газ углеводородного состава.

Такая разница гидрогеологических условий двух районов явилась причиной различий условий образования и сохранения здесь залежей нефти. Все промышленные залежи нефти встречены только в Северном районе. В Центрально-Южном получены притоки тяжелой вязкой нефти, не имеющие промышленного значения (Комаровичская, Каменская, Савичская, Восточно-Выступовическая, Радомлянская и другие площади).

Однако перспективы Центрально-Южного района для поисков здесь небольших по размерам залежей нефти следует считать довольно высокими. Об этом свидетельствует, кроме наличия благоприятных гидрогеологических условий, и ряд других факторов: в погруженных участках палео- и современные геотемпературы, хотя и ниже, чем в Северном районе, но достаточны для генерации УВ; в породах находится значительное количество рассеянного органического вещества, которое при соответствующих условиях могло преобразоваться в жидкие УВ; имеются гидрогеологические ловушки для скопления и сохранения УВ; отмечается активное развитие неотектонических процессов положительного знака, являющихся благоприятной предпосылкой для формирования залежей нефти (выделяются неотектонические зоны — Ланская, Птичская, Припятская).

По перспективности на нефть в Северном и Центрально-Южном гидрогеологических районах выделяется ряд гидрогеологических зон: малоперспективных, ограниченно-перспективных, условно-перспектив­ных и перспективных.

Малоперспективные зоны занимают всю территорию краевой гид­рогеологической области и части территории Северного и Центрально-Южного гидрогеологических районов. В нее входят площади распространения преимущественно инфильтрогенных рассолов и развития пород с низкими фильтрационными свойствами.

Ограниченно-перспективные зоны выделяется на территории переходной гидрогеологической области. В ней после детального изучения могут быть выделены зоны высоких перспектив.

Условно-перспективные зоны расположены во внутренней гидро­геологической области в Центрально-Южном районе. К ним отнесены площади с недостаточной для окончательной детальной оценки гидрогеологической информацией.

Перспективные зоны занимают всю территорию Северного гидрогеологического района и отдельные участки Центрально-Южного района. К ним отнесены площади, по которым имеется достаточный для положительной оценки объем гидрогеологической информации. Перспективные зоны характеризуются преобладающим распростра­нением площадей с вышефоновыми значениями оптимального комплекса локальных гидрогеологических показателей нефтеносности (аммония, радия, отношения метана к сумме тяжелых углеводородов, фенолов летучих, бензола).