Основные результаты изучения горных растворов Туркмении и пути их интерпретации

Я.А. Ходжакулиев, Абрамова О.П., А.А. Аванесов, О.С. Балаева

Cб. «Влияние поровых вод на физико-механические свойства пород». Изд. «Наукова думка», Киев, 1974. c. 307-311

            Результаты комплексного изучения горных растворов, отжатых из пород различного геологического возраста и литологического состава основных газонефтеразведочных районов Туркмении, позволяют осветить следующие вопросы:


1.      влияние горных растворов на формирование химического состава подземных вод;


2.      возможности использования сведений по горным растворам для палеогидрогеологических реконструкций;


3.      роль горных растворов в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления.


Для изучения горных растворов использовались образцы глин, аргиллитов, алевролитов, песчаников и известняков различных комплексов  мезокайнозойских отложений Туркмении. Большинство образцов отобрано со значительных глубин и характеризуются низкой влажностью. Для их отпрессовывания применялось искусственное увлажнение, не превышающее величины максимальной молекулярной влагоемкости.


В распределении солевого состава горных растворов наблюдается определения закономерность. Наиболее высокие значения минерализации приурочены к песчаникам, алевролитам и известнякам. Менее минерализованы горные растворы, отжатые из глинистых и аргиллитовых пород


Горные растворы молодых (палеоген-неогеновых) отложений имеют минерализацию более высокую, чем свободные воды коллекторов, В их составе преобладают хлориды натрия, повышено содержание сульфатов. Горные растворы слабо метаморфизованы (rNa/rCl=1,6-1,8).


Горные растворы более древних отложений (нижнемеловых, юрских, пермо-триасовых) характеризуются меньшей минерализацией, чем свободные воды коллекторов. Состав их хлоридно-кальциевый, они достаточно метаморфизованы (rNa/rCl=0,7-0,8).


Минерализация горных растворов, отжатых из глинистых и аргиллитовых пород, возрастает с увеличением возраста и глубины залегания последних. Однако тип горных растворов остается хлоридно-кальциевым, увеличивается метаморфизация, содержание растворенного органического вещества и некоторых микрокомпонентов: йода, брома, аммония.


Имеется много сведений, показывающих, что в погруженных частях впадин минерализация подземных вод одновозрастных отложений более низкая по сравнению с краевыми зонами. Так, в нижнемеловых отложениях центральной части Мургабской впадины воды имеют относительно невысокую минерализацию (около 100 г/л), а в бортовых частях значение этого параметра возрастает до 150 - 180 г/л. Подобная закономерность отмечается и для вод юрских: отложенийt в зоне сочленения Предкопетдагского прогиба с Бахардокской моноклиналью. Аналогичные явления описаны Н.И. Нестеровым по Западно-Сибирской впадине.


Уменьшение минерализации вод в областях максимального погружения осадков связано, по-видимому, с опресняющей ролью горных растворов, отжимаемых из водоупорных глинистых толщ. Возможность такого опреснения подтверждается экспериментальными работами П.А Крюкова, исследованиями И.С. Котовой и A.Н. Павлова, А.Е. Бабинца и 3.В. Пушкиной и многих других авторов.


Горные растворы - тонкие индикаторы процессов формирования подземных вод. Движущая сила этих преобразований – органическое  вещество. В осадках, обедненных органическим веществом, минерализация и состав горных растворов отражают условия осадконакопления. Так, горние растворы, отжатые из отложений соленосной гаурдакской толщи толщи, имеют самую высокую минерализацию (338,2 г/л). Химический состав указывает на первостепенную роль процессов испарительного концентрирования, содержание растворенных органических веществ незначительно. Континентальные образования пермо-триаса содержат горные растворы сульфатно-натриевого типа о малой концентрацией микрокомпонентов и растворенного органического вещества. Работами 0.В. Шишкиной [5] установлено, что процессы диагенеза, активно развивающиеся в морских осадках, обогащенных органикой, уже на ранней стадии приводят к концентрированию в иловых водах ряда минеральных и органических микрокомпонентов.


При погружении осадков на значительные глубины в зону высоких температур, где имеют место "природные реакторы", органическое вещество горных растворов и продукты его разложения приобретают миграционно-способную форму, участвуя в процессах нефтегазообразования. Это приводит к резкому обогащению свободных вод растворенными органическими веществами и некоторыми микрокомпонентами, генетически связанными с ними - йодом, бромом, алюминием. Таковы воды нижнемеловых и юрских отложений Мургабокой впадины, Предкопетдагского прогиба и других погруженных зон [3, 5].


Исследование процессов уплотнения глинистых пород с учетом результатов определений органического вещества горных растворов позволило нам рассчитать количество флюидов (вод и растворенных органических веществ), отжатых из верхне-апт - нижне-альбской глинистой толщи платформенной части Туркмении.


Расчеты производились для трех сегментов: I - охватывает территорию Мургабской впадины и Предаопетдагского прогиба; П — Амударьинскую впадину, Ш - Центральную и Северную Туркмению.


Количественная оценка объема отжатых вод производилась по методике Ю.В. Мухина, с учетом изменения мощности и пористости глин во времени [2]. Полученные данные об изменении приведенной .пористости верхне-апт - нижне-альбоких глинистых осадков позволяют произвести количественную оценку флюидов, отжатых из пор осадка на различных этапах уплотнения.


Наибольшее уплотнение осадков и в связи с этим максимальное отжатие флюидов приурочено к Мургабской впадине и Предкопетдагскому прогибу. Расчеты показывают, что из общего количества флюидов, выделившихся за всю гидрогеологическую историю, основная доля их (80-87%) приходится на конец альбского времени, когда произошло формирование толщи как водоупора. Количество отжатых вод на элизионном и инфильтрационном этапах по Мургабской впадине и Предкопетдагскому прогибу достигает 408 м32, что в 2-4 раза больше по сравнению со вторым и третьим сегментом, где оно составляет соответственно 107 - 196 м32


Для расчета количества отжатых углеводородов использовалась формула А.А.Карцева [1]


,


где Q - общее количество отжатых углеводородов; E - объем вод, участвующих в элизионном водообмене; q - содержание в водах углеводородов; I- объем вод, участвующих в инфильтрационном водообмене; - содержание в водах окислителей; -коэффициент окисления.


Для учета разрушающего действия вод, участвующих в инфильтрационном водообмене, величины окислителей углеводородов  приняты в соответствии со средним содержанием сульфат-иона в водах верхнемеловых отложений. Величины взяты в соответствии с содержанием органических веществ в горных растворах и породах.


Ориентировочное количественное сопоставление отжатых углеводородов с известными результатами поисков и прогнозирования на территории этих сегментов вполне сопоставимы.


Так, общие (разведанные и прогнозные) запасы газа в отложениях верхнего мела на территории Каракумского бассейна составляют 405 млрд.м3. Вычисленные количества углеводородов, отжатых, из верхне-апт - нижне-альбской глинистой толщи равны 578 млрд.м3. Принимая во внимание, что расчетом не учтены такие факторы, как процессы диффузии, отток в нижележащие горизонты, скрытая разгрузка, можно полагать, что полученные результаты вполне удовлетворительны. Известно, что наиболее крупные скопления газа и газоконденсата приурочены к бортовым частям Предкопетдагского прогиба, Мургабской и Амударьинской впадин.


Как видно из расчета, масштабы латеральной миграции флюидов здесь весьма значительны. Можно полагать, что вертикальная миграция в пределах Мургабской впадины отсутствует, что связано с увеличением здесь стратиграфического диапазона водоупора от альба до турона включительно (более 1000 м). Это хорошо согласуется с палеогидродинамичеокими построениями и подтверждается отсутствием залежей в верхнемеловых отложениях центральной части впадины


Северная часть Центрально-Каракумского свода, в пределах которой залежи углеводов почти отсутствуют, характеризуется минимальной величиной отжатых углеводородов.


Полученные данные свидетельствуют о возможности использования результатов изучения горных растворов для реконструкции процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Литература

  1. Карцев А.А., Басков Е.А., Вагин С.Б. Палеогидрогеология. «Недра», М. 1969.
  2. Мухин Ю.В. Процессы уплотнения глинистых осадков. «Недра», М. 1965.
  3. Ходжакулиев Я. А. Каракумская и Амударьинская нефтегазоносные области. Гидрогеология. «Туркменистан», Ашхабад, 1966.
  4. Ходжакулиев Я.А., Суббота М.И., Абрамова О.П. .«Водорастворенное органическое вещество и его нефтегазопоисковое значение», Изд. "Статистика", Ашхабад, 1972.
  5. Шишкина О.В. Геохимия морских и океанических иловых вод. «Наука», М. 1972.

Авторы: 

Тематические разделы: