ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ ПРИПЯТСКОГО НЕФТЕНОСНОГО БАССЕЙНА, ЕЕ ФОРМИРОВАНИЕ И ВЛИЯНИЕ НА РАЗМЕЩЕНИЕ И СОХРАНЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Л. И. Шаповал, А. П. Лавров, Г. Л. Фурсиков

В кн. «Гидрогеохимическая зональность и нефтегазоносность». М. Наука. 1988. с. 71-75.

Нефтеносными в Припятском бассейне являются террригенные, карбонатные, сульфатно-терригенно-карбонатные отложения межсолевого, подсолевого верхне-среднедевонских комплексов. Зоны нефтенакопления, охватывающие междепрессионные поднятия II порядка, характеризуются гидрогеохимической зональностью, выражающейся в изменении по площади и разрезу химического состава рассолов, водорастворенного газа и водорастворенного ОВ, обусловленного их генетическим различием и преобразованностью в процессе геолого-тектонического развития бассейна.

В краевых, внешних, частях структур на глубинах до 1500—2000 м раз­виты рассолы выщелачивания, сформировавшиеся в результате растворения соляных пластов водами инфильтрационного генезиса. Для них характерны высокое отношение С1/Вг (более 300), значительная сульфат-насыщенность (более 1 г/л), низкие концентрации I (менее 10 мг/л), Вг (менее 400 мг/л), NH4 (до 100 мг/л), азотный состав растворенного газа (N2>75%), слабая газонасыщенность (до 150 см3) и относительно невысокая минерализация (150—310 г/л). Содержание Сорг и N2 в водах не превышает 1,18 и 0,12 мг/л и соответственно. Распространение рассолов выщелачивания ограничено водоупорными соленосными и глинистыми, слабопроницаемыми (менее 1 мД) разностями пород, непроницаемыми зонами разломов субширотного и субмеридионального простираний.

Во внутренних частях структур, погруженных на глубины 1500—5200 м, развиты рассолы седиментационного генезиса, унаследовавшие хлоридный тип и минерализацию (300—450 г/л) от рапы верхнефранского и фаменского циклов галогенеза, в различной степени метаморфизованной в процессе диагенеза и катагенеза. Вертикальная гидрогеохимическая зональность этих рассолов выражается в увеличении с глубиной погружения крыльев структур, минерализации, сопровождающейся сменой хлоридно-кальциево-натриевых вод, хлоридно-натриево-кальциевыми и хлоридно-магниево-кальцевыми рассолами (по классификации Л.С. Балашова [1963]), ростом концентрации Вг, снижением отношения С1/Вг, сульфатности. Рассолы подсолевого карбонатного нефтеводоносного комплекса в целом более минерализованы по сравнению с рассолами залегающего выше межсолевого комплекса в среднем в 1,1 раза (357,6 и 331,4 г/л соответственно) (рис 1). В них выше концентрации Вг, Са, Mg, ниже Na и сульфатов, т.е. тех компонентов, которые отражают процесс концентрирования. Такое различие обусловлено унаследованностью химического состава пластовых рассолов от рапы соответствующих циклов галогенеза. Сопоставление химического состава верхнефранской и фаменской толщ каменной соли свидетельствует об этом. Отношение концентраций Са, Вг показывает, что рапа верхнефранского солеродного бассейна была в 1,1 — 1,2 раза  концентрированней рапы фаменского солеродного бассейна.

В рассолах подсолевого комплекса по сравнению с межсолевыми рассолами снижаются концентрации NH4 и I, продуктов разложения ОВ пород (см. рис. 1).

Рис. 1. Схема вертикальной гидрогеохимической зональности нефтеносных комплексов Припятского бассейна.


/ — средняя   минерализация;   средние   содержания:   2 — Са,   3 — аммония   (NH4)

Породы межсолевого комплекса содержат значительно больше ОВ, чем идентичные по литологии породы подсолевого карбонат­ного комплекса (0,86 и 0,35% Сорг соответственно).

В латеральном направлении, с севера на юг, гидрогеохимическое поле претерпевает отчетливые изменения (рис. 2). Снижается кальциево-магниевое отношение Ca/Mg от 6—12 до 3—4, обусловленное" уменьшением доли карбонатных пород в разрезе рассоловмещающих отложений и увеличением доли терригенных разностей. В результате изменений литоло­гии с севера на юг в этом направлении менее интенсивно проявлялись процессы доломитизации отложений и соответственно большая часть Mg оставалась в жидкой фазе. Некоторая часть Mg глинистых минералов в центральной и южной частях бассейна изоморфно обменивалась с Li рассолов, ввиду чего здесь резко возросло отношение Mg/Li.

В южном направлении в рассолах снижаются концентрации NH4 от 1200 до 200 мг/л, йода от 108 до 5 мг/л; содержание ВРГ изменяется от углеводородного (∑ УВ > 70%) до углеводородно-азотного (∑ УВ ~70%) и  азотно-углеводородного (N2 > 30%).

Содержание NH4 зависит от распределения ОВ в рассоловмещающих породах и изменяется параллельно изменению содержания калия рас­солов, который способен вытеснить NH4 из обменного комплекса глинистых минералов [Лысенко, Фурсиков, 1978]. Так как наиболее высокие концентрации водорастворенного калия приурочены к рассолам северной части Припятского бассейна, то здесь отмечаются и повышенные кон­центрации NH4.

Содержание I контролируется полностью распределением ОВ пород. Максимальные содержания этого элемента приурочены к.рассолам межсолевого комплекса, где доля РОВ в породах выше, чем в подсолевом карбонатном комплексе. Латеральное изменение концентраций I в межсолевом комплексе обусловлено сменой отложений морских фаций, богатых ОВ, отложениями континентальных фаций.

Зональность ВРГ и ВРОВ обусловлена более высокой степенью прео-бразованности ОВ пород в северной части бассейна, где на протяжении ге­олого-тектонического развития существовал более жесткий термоба­рический режим; концентрация ОВ в высокоминерализованных рассолах определяется поступлением его из водовмещающих пород в диагенезе и катагенезе и зависит от состава и количества исходного ОВ пород, скорости погружения бассейна, окислительно-восстановительного потенци­ала и др.

Рис. 2. Схема латеральной гидрогеохимической зональности нефтеносных комплексов Припятского бассейна

Разломы: / — ограничивающие бассейн, 2 — межзональные; 3 — граница распространения рассолов выщелачивания; 4 — залежи нефти; 5 — гидрогеохимическая зона А: содержание NH4 400—1200 мг/л, I 20—108 мг/л, Ca/Mg 6—12, водорастворенное ОВ Cорг-хл фон — 3 мг/л, состав водорастворенного газа — углеводородный (∑ УВ>70%); 6 — гидрогеохимическая зона Б: содержание NH4 200—400 мг/л, I 5—50 мг/л, Ca/Mg 3—4, водорастворенное ОВ Cорг-хл фон — 1,48 мг/л, состав водорастворенного газа — углеводород-азотный и азотно-углеводородный  (∑ УВ>70%).

Воды северной части бассейна больше обогащены ОВ, чем воды центральной и южной частей, а максимальное содержание ОВ в породах приурочено к породам центральной части. По-видимому, это связано с тем, что поступление ОВ из пород в пластовые воды ограничивается спорадич­ностью распространения коллекторов и менее жесткими термобарическими условиями. Восстановленность и метаморфизация ВРОВ также снижаются с севера на юг, а в пределах бассейна — с востока на запад.

Наиболее обогащены ОВ рассолы межсолевого комплекса (Cорг-хл.ср = 2,28 мг/л), в меньшей степени — подсолевого карбонатного и терригенного комплексов (Cорг-хл.ср = 3,42 мг/л). На глубинах залегания подсолевого карбонатного комплекса более 3600—4000 м резко уменьшаются содержания Cорг-хл — от 10—14 до 4—6 мг/л и Cорг-хл.фон — от 4—6 до 2 мг/л. Это обусловлено аккумуляцией нефтеподобных веществ в ловушках и увеличением минерализации вод, а следовательно, уменьше­нием их растворяющей способности.

Влияние гидрогеохимической зональности на размещение и сохранение залежей УВ выразилось в геохимическом взаимодействии на контакте нефть — рассол. Воды выщелачивания, обогащенные сульфа­тами и достаточно мобильные, способствовали как прямому вымыванию скоплений УВ, так и окислению нефтей кислородом сульфатов. Поэтому на участках развития вод инфильтрационного генезиса залежи нефти не встречены, а в пределах вод смешанного генезиса отмечены нефтепроявления тяжелых сернистых нефтей. Примером может служить вскрытая скв. 3 Восточно-Выступовичская залежь, расположенная в южной части бассейна, в верхней части разреза межсолевого комплекса Нефть здесь вязкая, сернистая, с плотностью 0,95 г/см3. Подошвенные воды — типичные рассолы смешанного генезиса с минерализацией 321 г/л, содержанием Вг 0,65 г/л, сульфатов 0,63 г/л, I 4,0 мг/л хлор-бромным отношением 298.

Во внутренних частях структур, где развиты рассолы седиментационного происхождения, гидрогеохимические особенности рассолов практически не влияют на размещение и сохранение залежей УВ. Гео­химическая зональность нефтей, выражающаяся в смене «легких» нефтей северной части бассейна более «тяжелыми» центральной и южной частей, имеет парагенетическую связь с гидрогеохимической зональностью, обус­ловленную единством процессов, влияющих на геохимию рассолов и нефтей.

До настоящего времени не встречены скопления УВ в местах развития рассолов максимальной минерализации хлоридно-магниево-кальциевого состава, так как эти рассолы, как правило, формировались и залегают в депрессиях структур или, при прочих равных условиях, насыщают терригенные, бедные ОВ отложения. Подавляющее число нефтяных залежей связано с рассолами хлоридно-кальциевого и хлоридно-кальциево-натриевого классов, которые насыщают отложения сводов и приподнятых крыльев структур.

Тяжелым сернистым нефтям южной и центральной частей бассейна сопутствуют рассолы с азотно-углеводородным и углеводородно-азотным составом растворенного газа с низкими концентрациями NH4 и I. При­чиной чему послужила недостаточная преобразованность ОВ на этой территории. Наоборот, в северной части бассейна, где существовали более жесткие термобарические условия, рассолы богаты I, NH4, OB, углеводородным газом. Нефти здесь легкие, малосернистые.

Нефтяные залежи не влияют на формирование гидрогеохимической зональности и обусловливают локальные изменения в химическом со­ставе рассолов. Залежи, являясь дополнительным источником углеводо­родных газов и аммония, способствуют образованию ореолов аномальных концентраций этих компонентов вблизи водонефтяного контакта. Про­цессы сульфатредукции между УВ залежей и рассолами ведут к сниже­нию концентраций сульфатов в последних, а также снижению концентраций Мп, FeO, выводимых из растворов в виде сульфидов в соединении с восстановленной серой. Вблизи залежей отмечаются отрицательные аномалии сульфатов, Мп и FeO. Данные эффекты в комплексе с другими показателями используются в качестве нефтепоисковых признаков.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Балашов Л. С. О принципах генетической классификации подземных соленых вод // Гидрохимические материалы. М.: Изд-во АН СССР, 1963. С. 120—129
  2. Лысенко А.И., Фурсиков Г.Л. О фоновых и аномальных концентрациях аммония в подземных водах Припятской впадины//Материалы VII науч конф молод. геологов Белоруссии/Минск, 1978. С. 113—117