Геотектоника, 2023, № 3, стр. 41-66

ВВЕДЕНИЕ

По мере истощения разведанных запасов углеводородов в верхних секциях разреза нефтегазоносных осадочных бассейнов в поисково-разведочный процесс вовлекаются все более глубокие их горизонты, существенный нефтегазоносный потенциал которых подтвержден во многих регионах мира [7, 17, 49, 59, 67, 70, 73, 75]. Согласно экспертным оценкам Управления государственного департамента энергетики Министерства энергетики США, оценки мировых запасов нефти Геологической службы США и статистическому обзору мировой энергетики Великобритании [49], извлекаемые запасы углевородов в интервале глубин 4.5–8.1 км составляют 7% мировых запасов нефти и 25% газа. Разработка научных основ методики поиска месторождений нефти и газа в глубокопогруженных комплексах является актуальной в настоящее время [2, 5, 41, 53, 58, 60, 68]. Установлено, что на глубинах 4.0–5.0 км и более в результате прогрессирующих катагенетических преобразований осадочные породы в значительной степени утрачивают первичные пористость и проницаемость. Их коллекторские свойства обусловлены, главным образом, вторичными преобразованиями. С увеличением глубины латеральная флюидопроводимость порового пространства постепенно переходит сначала в условия порово-трещинной проводимости, а затем ‒ трещинной, что сопровождается формированием обстановок стагнационного (квазизастойного) режима водообмена [1, 18, 31, 45, 62, 63, 66, 69, 74]. Изменения гидрохимических условий фиксируются в различиях гидрохимических параметрах пластовых вод.

Во многих нефтегазоносных осадочных бассейнах были установлены и обоснованы границы плановой и вертикальной гидрохимической, в том числе ‒инверсионной зональности [10, 14, 15, 18, 21, 36, 37]. Появление в глубоких горизонтах весьма опресненных, аномальных по отношению к гидрохимическому фону, пластовых вод гидрокарбонатно-натриевого состава с минерализацией <10 г/л в гидродинамически изолированных толщах, может служить прямым признаком их нефтегазоносности [1, 2, 13, 14, 19, 21, 36–38, 55, 71].

В представленной статье представлены основные результаты исследований авторов по проблеме поисков скоплений нефти и газа, изучения условий и факторов, контролирующих их формирование в глубокопогруженных комплексах разновозрастных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) Восточно-Европейской, Скифско-Туранской и Западно-Сибирской платформ. В основу данного исследования положены материалы по Южно-Мангышлакскому нефтегазоносному бассейну, включающие материалы химических анализов макро- и микрокомпонентного состава пластовых флюидов. Поскольку из палеозойских и триасовых горизонтов Скифско-Туранской платформы были получены притоки воды с промышленной концентрацией щелочных и щелочноземельных металлов, их состав был изучен изотопно-геохимическими методами [37, 45]. Для изучения емкостно-фильтрационных свойств пород проанализированы данные петрофизики, каротажные диаграммы, проводилось макроописание кернов скважин, микроскопическое изучение шлифов, критически рассмотрены материалы по подсчету запасов углеводородов триасовых месторождений.

Целью нашей статьи является изучение условий формирования гидрогеологических аномалий в глубокопогруженных комплексах нефтегазоносных бассейнов, их вероятной природы и взаимосвязи со скоплениями углеводородов.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Южно-Мангышлакский нефтегазоносный бассейн располагается в западной части Туранской плиты (рис. 1).

Рис. 1.

Обзорная тектоническая схема триасовых отложений запада Туранской плиты (по данным [43], с изменениями и дополнениями). Месторождения: СР – Северо-Ракушечное; ЮЖ – Южный Жетыбай; Т – Тасбулат; СК – Северное Карагие. Структуры: I – Северо-Устюртская синеклиза; I₁ – Култукско-Самская депрессия; I₂ – Арстановско-Ирдалинская ступень; I₃ – Астауойская моноклиналь; I₄ – Косбулакская депрессия; I₅ – Акумсукский выступ; I₆ – Барсакельмесская депрессия; II – Мангышлакско-Карашорская система дислокаций; III – Южно-Мангышлакская система прогибов; III₁ – Сегендыкская депрессия; III₂ – Карагиинская седловина; III₃ – Жазгурлинская депрессия; III₄ – Карынжарыкская седловина; III₅ – Учкудукская депрессия; III₆ – Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий; IV – Кара-Богазский массив; V – Центрально-Устюртская система поднятий; VI – Южно-Устюртская система прогибов; VI₁ – Шахпахтннская ступень; VI₂ – Ассаке‒Ауданский прогиб; VI₃ – Сарыкамышская седловина; VI₄ – Дарьялык‒Дауданский прогиб; VII – Кумсебшенский выступ; VIII – Верхне-Узбойский прогиб; IX – Центрально-Каракумский массив; X – Туаркыр‒Караауданская система дислокаций. 1 – граница Туранской и Русской плит; 2‒3 ‒ границы тектонических элементов: 2 – первого порядка, 3 – второго порядка; 4 – раннекиммерийские складчатые системы; 5 – основные разломы; 6 – положение месторождений углеводородов; 7 – регион исследования

Эпигерцинский складчатый фундамент осадочного бассейна сложен преимущественно первично осадочными породами, испытавшими метаморфизм зеленосланцевой фации и складчатость в конце карбона–ранней перми. В пределах выступов он прорван гранитоидами каменноугольного возраста. Вследствие значительных постседиментационных преобразований входящие в его состав породы полностью утратили свой первичный коллекторский потенциал. В гранитах на площади Оймаша Песчаномыско-Ракушечной зоны поднятий открыто скопление нефти промышленного объема в гранитной интрузии (см. рис. 1).

Доюрский (доплитный) вулканогенно-осадочный комплекс в пределах расматриваемой территории представлен лишь отложениями триаса, залегающими на разновозрастных породах палеозоя. Разрез триаса в пределах северного борта Южно-Мангышлакского платформенного прогиба начинается пестроцветными преимущественно континентальными отложениями нижнего триаса (нижний оленëк), в составе которых выделяются песчаниково-алевролитовая (вскрытая мощность 200 м) и алевролито-аргиллитовая (мощность 250–1567 м) толщи.

Карбонатно-терригенная толща, залегающая в основании триасового нефтегазоносного комплекса, сложена ритмично переслаивающимися алевролитами, песчаниками, аргиллитами и известняками. Отмечены многочисленные прослои туфогенных пород. Возраст толщи уверенно определен как позднеоленёкский. Мощность ее колеблется от нуля на юге и западе Жетыбай-Узеньской ступени до 1043 м в ее северной части. Продуктивность карбонатно-терригенной толщи доказана в пределах Южножетыбайско-Тенгинской антиклинальной зоны (месторождения Южный Жетыбай, Тасбулат и др.).

Вулканогенно-карбонатная нефтегазоносная формация среднего триаса залегает с размывом на подстилающих отложениях. В ее составе выделяется три литологических толщи:

‒ вулканогенно-доломитовая (80–230 м);

‒ известняково-вулканогенная (50–107 м);

‒ вулканогенно-известняковая (до 300 м).

Большинство триасовых скоплений нефти и газа на Южном Мангышлаке связано именно с этой формацией.

Завершается разрез среднего триаса северного борта Южно-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна вулканогенно-аргиллитовой толщей (80–160 м), являющейся достаточно надежной региональной покрышкой. В составе трансгрессивно налегающих отложений верхнего триаса выделяются три толщи (снизу вверх):

‒ туфогенно-терригенная (200–380 м);

‒ песчаниково-аргиллитовая (280–440 м);

‒ аргиллито-песчаниковая (до 286 м).

В нефтегазоносном отношении имеет важное значение песчано-гравелитовая пачка мощностью 20‒70 м, залегающая в основании верхнетриасового разреза. Основные известные промышленные скопления углеводородов верхнего триаса приурочены к данной грубообломочной пачке.

Несколько иное строение имеет разрез триасовых отложений в приосевой части Южно-Мангышлакского платформенного прогиба и Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий. Здесь разрез обычно начинается пестроцветной алевролито-аргиллитовой толщей (0–204 м) нижнего триаса. В ее основании залегает пласт мощностью до 20–25 м, содержащий плохо окатанные обломки подстилающих магматических и метаморфических палеозойских пород, погруженных в красноцветную глинистую массу. На Оймашинской площади на породах фундамента залегает вулканогенно-доломитовая толща. Строение вышележащей части триасового разреза в литологическом отношении близко разрезу Жетыбай Узеньской ступени. Выделенные литологические толщи легко идентифицируются в разрезе. Главное отличие заключается в сокращении мощности всех толщ при изменении процентного соотношения осадочных и вулканогенных разностей в сторону увеличения туфогенной составляющей.

Юрско‒неогеновый плитный комплекс развит в пределах нефтегазоносного бассейна повсеместно, достигая в депрессионных зонах мощности 4.0–4.5 км.

В структуре доплитного комплекса запада Туранской плиты выделяются Центрально-Мангышлакско‒Карашорская и Туаркыр‒Караауданская раннекиммерийские складчатые системы, где отложения верхней перми и триаса интенсивно дислоцированы [43]. Вне раннекиммерийских складчатых зон доплитный комплекс имеет пологоволнистое залегание, что дает возможность выделить здесь структурные элементы более низкого порядка.

Жетыбай‒Узеньская ступень северного борта Южно-Мангышлакского платформенного прогиба в плане совпадает с южной частью Мангышлакской системы пермско-триасовой складчатой зоны, контактирующей с расположенным южнее Южно-Мангышлакским блоком с субгоризонтально залегающим триасовым комплексом. В доюрском разрезе ступени широко представлены надвиговые дислокации, во фронтальной части которых триас наиболее интенсивно дислоцирован [43]. В перекрывающем платформенном чехле им отвечают асимметричные антиклинальные зоны, содержащие скопления нефти и газа, как в юрских, так и в триасовых отложениях.

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКАЯ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР

Гидрогеохимическая и гидродинамическая зональность глубокопогруженных нефтегазоносных структур исследовалась нами на примере наиболее изученных месторождений углеводородов запада Туранской плиты – Южный Жетыбай, Тасбулат (южная часть Жетыбай‒Узеньской тектонической ступени), Северо-Ракушечное (Песчаномысско-Ракушечная зона сводовых поднятий) и Северное Карагие (Карагиинская седловина), входящих в состав Южно-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна. Месторождения приурочены к разным тектоническим элементам и имеют различный стратиграфической диапазон локализации залежей углеводородов (см. рис. 1).

Газоконденсатное месторождение Северо-Ракушечное

Месторождение Северо-Ракушечное прилегает с юго-востока к взбросо-сдвигу северо-восточного простирания. Газоконденсатные залежи приурочены к вулканогенно-карбонатной толще среднего триаса. Месторождение является типичным примером вертикально-инъекционного механизма формирования гидрохимической и гидродинамической аномалий и сопутствующих им процессов эпигенетического порообразования в триасовом разрезе.

Зона разуплотнения проходит через свод поднятия. К зоне приурочены наиболее опресненные воды сульфатно-натриевого типа с минерализацией 15.7–20.1 г/л (рис. 2, табл. 1). Здесь же фиксируются высокие значения коэффициента негидростатичности (К_нг), достигающие 1.1–1.4 (рис. 3).

Рис. 2.

Схема гидрохимической зональности месторождения Северо-Ракушечное. 1 – изогипсы по кровле пласта “А”; 2 – изоминеры, г/л; 3‒5 ‒ скважины: 3 ‒ продуктивные, 4 – с непромышленным притоком, 5 – ликвидированные; 6 – разломы по данным сейсморазведки.

Таблица 1.  

Результаты химического анализа подземных вод триасовых отложений месторождения Северо-Ракушечное.

№ п/п	№ скв.	Интервал перфорации, м	Горизонт	Глубина, м	Удельный вес, г/см3	ph	Содержание ионов, мг/л						Минера- лизация, г/л	$\frac{{{\text{rNa}}}}{{{\text{rCl}}}}$	Тип вод
							Cl–	${\text{SO}}_{4}^{{ - 2}}$	${\text{HCO}}_{3}^{ - }$	Ca+	Mg+	Na+ + K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	7	3748–4100	${\text{Т}}_{1}^{1}$–${\text{Т}}_{2}^{4}$	3910	1.0276	7.2	26 341.0	202.8	573.4	380	156	16 655.3	44.4	0.98	ХК
2	12	3883–3975	${\text{Т}}_{2}^{1}$	3770	1.0072	6.9	9225.0	1813.1	536.0	500	30	6417.4	18.5	1.07	СН
3	13	4055–4066	${\text{Т}}_{2}^{3}$	3600	1.043	6.4	42 866.3	1141.5	122.0	10 200	1020	14 758.7	70.0	0.53	ХК
4	14	3992–4137	${\text{Т}}_{2}^{{2 - 4}}$	‒	1.0156	7.5	14 525.0	1906.0	341.0	560	282	9289.5	26.9	0.99	ХМ
5	15	4114–4140	${\text{Т}}_{2}^{2}$	3500	1.041	4.9	38 544.0	383.0	98.0	5000	720	18 117.8	62.8	0.73	ХК
6	17	4260–4351	${\text{Т}}_{1}^{1}$	‒	1.0227	4.0	19 998.0	1320.0	0	1430	720	10 619.7	37.4	0.82	ХК
7	18	3945–3964	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.0376	5.9	44 543.6	68.0	305.0	1050	30	27 744.1	73.7	0.96	ХК
8	20	3931–4025	${\text{Т}}_{2}^{{1 - 2}}$	3830	1.0328	7.4	26 719.0	97.1	835.0	318	48	17 218.8	45.6	0.99	ХК
9	22	3968–3989	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.00093	7.2	10 250.6	1962.9	317.2	460	42	7095.1	20.1	1.07	СН
10	23	3835–3850	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.0098	−	7597.0	2045.0	195.3	240	72	5567.1	15.7	1.13	СН
11	229	3806–3826	${\text{Т}}_{2}^{2}$	‒	1.0068	7.4	8107.0	1327.0	317.0	430	66	5391.9	15.6	1.03	СН

Примечание. Тип вод: СН – сульфатнонатриевый, ХМ – хлормагниевый, ХК – хлоркальциевый.

Рис. 3.

Схема гидродинамической зональности месторождения Северо-Ракушечное. 1‒3 ‒ скважины: 1 – продуктивные, 2 – с непромышленным притоком, 3 – ликвидированные; 4 – изолинии К_нг; 5 – изоминеры, г/л; 6 – разломы по данным сейсморазведки

По мере удаления к крыльям поднятия возрастает минерализация вод до 62–73 г/л, тип их переходит в хлоркальциевый, отношение rNa/rCl снижается до 0.53–0.73 (скв. №№ 13, 15, 18), к-оэффициент К_нг уменьшается до 0.94–0.97 (скв. №№ 18, 30). При росте минерализации пластовых вод от свода структуры к крыльям на фоне снижения коэффициента К_нг проявляется строгая взаимосвязь между минерализацией и К_нг (рис. 4).

Рис. 4.

Связь минерализации пластовых вод карбонатного пласта “А” и коэффициента негидростатичности К_нг ‒ месторождение Северо-Ракушечное.

Гидрохимическая, гидродинамическая аномалии и их площадная зональность, величина коэффициента К_нг также тесно связаны со структурным планом месторождения. При удалении от свода к крыльям поднятия с увеличением глубины кровли коллектора происходит уменьшение величины К_нг как в пределах основной залежи, так и в опущенном северо-западном блоке, причем градиент для залежи остается единым (рис. 5).

Рис. 5.

Зависимость коэффициента негидростатичности К_нг от отметки кровли карбонатного пласта “А” ‒ месторождение Северо-Ракушечное.

Для месторождений Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий отмечена общая особенность ‒ в контуре нефтегазоносности установлен вторичный тип карбонатного коллектора представленный, в основном, доломитами и доломитизированными известняками, а за его пределами ‒ известняками, незатронутыми процессами вторичных преобразований, пористость которых <3%.

Толщина карбонатного пласта Т₂–А и карта э-ффективных и газонасыщенных толщин ко-ллектора Северо-Ракушечного месторождения имеют высокий элемент подобия [52], что может свидетельствовать о связи процессов выщелачивания известняков, их доломитизации (гидрохимический эпигенез и метасоматоз) и насыщения сформировавшейся эффективной емкости углеводородов.

Очевидно, что основные каналы внедрения агрессивных (углекислых) флюидов тяготели к своду структуры, наиболее подверженному деформациям растяжения, приводящим к образованию участков повышенной трещиноватости низкопроницаемых пород. Процессы выщелачивания образуют емкость резервуара, заполняемого мигрирующими флюидами, обладающими высоким газосодержанием. Это сопровождается формированием контрастных гидродинамических аномалий, пространственно совпадающих с зонами максимальных значений эффективных газонасыщенных мощностей каверновых коллекторов (рис. 6).

Рис. 6.

Связь коэффициента негидростатичности К_нг и эффективной мощности карбонатного пласта “А” (месторождение Северо-Ракушечное).

С удалением от каналов внедрения флюидальной системы и ареала их внутрипластовой разгрузки происходит не только выравнивание пластовых давлений и гидрохимического фона, но и исчезновение эффективной емкости на фоне перехода доломитов и доломитизированных известняков, контролирующих залежь, в практически лишенную проницаемости матрицу, представленную известняками. Незатронутые процессами выщелачиванием известняки вне контура нефтегазоносности (матрица), характеризуются значением удельного веса ~2.68 г/см³, в то время как внутри контура среднее значение плотности доломитизированных разностей коллектора составляет 2.78 г/см³. Таким образом, процесс доломитизации сопровождается повышением плотности вступивших в реакцию известняков, а течение самой реакции подчиняется закону Ла-Шателье [19], в результате чего формируется дополнительная емкость.

В свете изложенного, формирование вторичных коллекторов, залежей углеводородов, гидрохимических и гидродинамических аномалий месторождения является следствием проявления единого природного процесса, связанного с внедрением глубинных агрессивных флюидов.

Нефтегазовое месторождение Южный Жетыбай

В пределах Жетыбай‒Узеньской тектонической ступени, осложняющей северный борт Южно-Мангышлакского платформенного прогиба, в триасовом комплексе выявлен ряд мелких и средних по величине запасов нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, наиболее крупными из которых являются Южный Жетыбай, Тасбулат, Западный Тасбулат, Каменистое и др., находящиеся в настоящее время в разработке. Месторождения связаны с системой принадвиговых антиклинальных складок субширотного простирания, залежи углеводородов которых являются тектонически экранированными.

Подземные воды триасовых отложений южной части Жетыбай‒Узеньской ступени вскрыты скважинами на глубинах от 2900 до 4600 м. Их минерализация колеблется от 1.1–5.9 г/л (Южный Жетыбай, скв. № 25; Пионерская, скв. № 1) до 85.1–157.0 г/л (Баканд, скв. № 1; Южный Жетыбай, скв. № 15).

Отличительной особенностью химического состава вод пониженной минерализации является повышенное содержание сульфатов, гидрокарбонатов, при невысоких концентрациях кальция, магния, йода и брома, а значения рh изменяются в пределах от 5.8 до 8.6. Достоверность химических анализов подтверждается результатами изучения состава подземных вод, полученных из скважин с переливающими притоками (Южный Жетыбай, скв. №№ 22–26; Тасбулат, скв. № 9; Западное Тенге, скв. № 1 и др.).

В скважине Западное Тенге (скв. № 1) 26 декабря 1974 г. при глубине забоя 4178 м произошел выброс пластовых вод ГН (rNa/rCl = 1.1) типа с минерализацией 19.9 г/л. В составе растворенного газа содержание (в %) СО₂ достигало 72.3 (!); азота – 15.4; метана – 10.4; тяжелых углеводородов – 1.29%, а доля редких газов (Не, Ar) – 0.043 и 0.186, соответственно.

Такой состав воды В.Н. Корценштейн [27] отнес к довольно редкому типу вод Наугейм по имени известного бальнеологического курорта в долине горного хребта Таунус (Германия) и предположил глубинный источник углекислого газа. После ликвидации последствий выброса и крепления скважины при испытании интервала 3250–3213 м был получен приток пластовых вод близкой (15.2 г/л) минерализации, также гидрокарбонатно-натриевого типа (rNa/rCl = 1.2).

В скважине Пионерская-1 из интервалов глубин 4640–4612 и 4540–4569 м (нижний триас) получены переливающие притоки пластовых вод с минерализацией 5.9–6.6 г/л соответственно, при отношении rNa/rCl до 2.35–2.0 и содержании гидрокарбонатов до 2.6–2.9 г/л.

Южно-Жетыбайская антиклиналь по кровле среднего триаса имеет размер 11.5 × 2.1 км по контуру изогипсы –3250 м, осложненную двумя локальными поднятиями: Южно-Жетыбайское (Каржауское) и к востоку от него – Нормаульское. На южном крыле поднятия фиксируется крупный разлом, амплитуда которого достигает 500 м. Промышленная нефтегазоносность установлена в юрских и триасовых отложениях.

В разрезе месторождения выделены юрский и триасовый водоносные комплексы. В юрской продуктивной толще в водоносных горизонтах получили развитие хлоркальциевые высокоминерализованные рассолы с минерализацией от 120–140 до 180–190 г/л и уникально однородным составом, регионально выдержанным не только в пределах рассматриваемой структуры, но и всего бассейна [36]. Характерной особенностью вод юрской продуктивной толщи является отсутствие площадной гидрохимической и гидродинамической зональности.

Месторождение Южный Жетыбай является первым месторождением, открытым в доюрском комплексе на западе Туранской плиты в 1972 г. Первой скважиной, вскрывшей залежи углеводородов, была скв. № 4, при испытании которой из интервала глубин 3560–3607 м был получен приток газоконденсата и воды. Выполненный химический анализ показал, что пластовая вода имеет гидрокарбонатно-натриевый тип (rNa/rCl = 1.4) и характеризуется повышенными концентрациями гидрокарбонатов (976 мг/л) и сульфатов (1330.8 мг/л), при низких значениях содержания кальция и магния (70 и 6.0 мг/л соответственно). Это был первый объект в доюрском комплексе, давший приток маломинерализованных (9.3 г/л) вод и установивший существование в разрезе Южного Мангышлака инверсионной гидрохимической зональности. Минерализация пластовых вод триасового комплекса оказалась в 20 (!) раз ниже, чем в залегающей выше юрской продуктивной толще.

Помимо вод гидрокарбонатно-натриевого типа в шести скважинах воды оказались хлоркальциевого типа с минерализацией от 10.4 до 157.0 г/л (скв. 24, 15), а в трех скважинах №№ 19, 20 и 39, пробуренных к югу от разлома, осложняющего южное крыло антиклинали, тип вод оказался хлормагниевый при минерализации вод 1.7–27.7 г/л (табл. 2).

Таблица 2.  

Результаты химического анализа подземных вод триасовых отложений месторождения Южный Жетыбай.

№ п/п	№ скв.	Интервал перфорации, м	Гори- зонт	Глубина, м	Удельный вес, г/см3	ph	Содержание ионов, мг/л						Минера- лизация, г/л	$\frac{{{\text{rNa}}}}{{{\text{rCl}}}}$	Тип вод
							Cl–	${\text{SO}}_{4}^{{ - 2}}$	${\text{HCO}}_{3}^{ - }$	Ca+	Mg+	Na+ + K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	4	3560–3607	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.057	6.7	3633.6	1330.8	976	70	6	3268.3	9.3	1.39	ГКН
2	14	3560–3540	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.036	‒	28 613.0	1156.9	445.3	2857	1123	13 908.4	48.4	0.75	ХК
3	15	3018–3011	Т3	‒	1.112	‒	96 549.8	4.94	91.5	15 516.9	1108.4	42 706.4	157.0	0.68	ХК
4	18	3121–3250	${\text{Т}}_{2}^{{3 - 4}}$	3100	1.04	5.8	51 439.5	1834.5	707.6	4800	1200	26 744.8	86.6	0.80	ХК
5	19	3732–3788	${\text{Т}}_{2}^{3}$	3000	1.0066	7.6	6057.7	1399.1	183	350	906	2594.6	11.4	0.66	ХМ
6	20	3491–3507	${\text{Т}}_{2}^{4}$	3200	1.001	6.8	846.7	125.9	195.2	40	120	415.7	1.7	0.76	ХМ
7	22	3354–3431	${\text{Т}}_{2}^{{1 - 2}}$	Перелив	1.008	7.2	10 120.7	66.7	1134.6	50	18	6926.2	18.3	1.06	ГКН
8	23	3524–3800	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0131	7.3	12 283.7	48.5	1049.2	100	30	8207.1	21.7	1.03	ГКН
9	24	3600–3690	${\text{Т}}_{2}^{1}$–${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0028	6.4	6184.1	4.1	317.2	650	132	3137.8	10.4	0.78	ХК
10	25	3381–3500	${\text{Т}}_{1}^{2}$	Перелив	1.0001	6.8	297.7	122.6	317	8	0	361.9	1.1	1.88	ГКН
11	26	3582–3640	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0128	6.5	12 982.4	26.3	1708	170	30	8817.0	23.7	1.05	ГКН
12	26	3582–3640	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0138	6.8	13 453.0	34.0	1708	130	108	9028.1	24.4	1.04	ГКН
13	26	3582–3640	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0128	7.3	13 358.7	24.7	1708	150	54	9038.9	24.3	1.04	ГКН
14	26	3582–3640	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0126	7.7	13 640.9	19.8	1537.2	100	114	9102.1	24.5	1.03	ГКН
15	26	3582–3640	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0138	7.7	13 829.0	41.2	1634.8	90	78	9348.8	24.9	1.04	ГКН
16	28	4020–4040	${\text{Т}}_{1}^{1}$	4000	1.0215	6.4	25 024.0	9.0	451	2560	480	12 559.9	41.0	0.77	ХК
17	38	3510–3535	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.0000	6.8	761.1	4.1	317	90	12	489.0	1.7	0.99	ХМ
18	39	3970–3935	${\text{Т}}_{1}^{1}$	3859	1.0148	‒	15 334.2	1587.6	390.4	370	354	9765.9	27.7	0.98	ХМ
19	40	4009–4054	${\text{Т}}_{2}^{1}$	3900	1.0098	6.8	7431.1	3208	597.8	600	630	4727.9	17.1	0.98	ХК

Примечание. Тип вод: ГКН – гидрокарбонатно-натриевый, ХМ – хлормагниевый, ХК – хлоркальциевый.

Для вод триасового комплекса установлена достаточно четкая плановая зональность, проявляющаяся в возрастании минерализации пластовых вод от свода структуры к крыльям. Здесь фиксируются два купола минимальных значений минерализации: Каржауский и Нормаульский (рис. 7).

Рис. 7.

Схема гидрохимической зональности триасового комплекса месторождения Южный Жетыбай. 1‒8 ‒ тип вод (по [50]) в скважинах: 1 ‒ данные отсутствуют, 2 ‒ гидрокарбонатно-натриевые, 3 ‒ хлоркальциевые, 4 ‒ хломагниевые, 5 – изоминеры (г/л), 6 – зона разуплотнения, 7 – разломы по данным сейсморазведки, 8 – гидрогеологические разрезы (см. рис. 9)

По направлению к периклиналям складки минерализация вод возрастает до 25.0–48.5 г/л, а на северном крыле – до 157.0–159.0 г/л (скв. №№ 31, 15, 14). Параллельно с ростом минерализации изменяется и тип вод. Если на юге месторождения, за надвигом, получили развитие воды хлормагниевого состава, то на периклиналях и крыльях вскрываются хлоркальциевые воды, замещающиеся в центральной части месторождения (скв. №№ 4, 26, 22, 25, 23, 38) водами гидрокарбонатно-натриевого типа.

Помимо хлормагниевых вод в ряде других площадей отмечены воды сульфатно-натриевого типа, которые рассматривалось в большинстве случаев, как результат некачественного опробования, когда в продукции скважины, помимо пластовых вод могли присутствовать технологические воды. Однако такие объяснения были вполне логичными, когда минерализация проб была сопоставима с исходной минерализацией технических вод. Но объяснить появление вод сульфатно-натриевого и хлормагниевого типов с минерализацией 1.1–1.7 г/л (площади Сарсенбай, Ташкум, Южный Жетыбай), причем отобранных на самоизливе и в кратно меньшей, чем исходная минерализация технических вод, простым смешением их с пластовыми водами, оказалось невозможным.

Для объяснения этого явления был предложен механизм обратной метаморфизации первично-седиментогенных хлоркальциевых пластовых вод углекислыми гидрокарбонатно-натриевыми маломинерализованными водами [32]. Избыток углекислоты и гидрокарбонатов стимулировал вывод кальция из раствора, и, как следствие, ‒ сдвиг карбонатного равновесия, перераспределение ионных пар и формирование сульфатно-натриевого типа вод [32].

На месторождении Южный Жетыбай данный механизм проявляется четко на характере взаимосвязи между содержанием анионов и катионов, определяющих карбонатное равновесие в водах. Повышение содержания в водах гидрокарбонат-иона сопровождается уменьшением в них иона кальция. Наглядно эта связь прослеживается от периферии структуры к своду (см. рис. 7). В скважинах № 15 и № 14, расположенных на северном крыле и восточной периклинали, содержание гидрокарбонат-иона составляет 1.5–7.3 мг-экв/л, а кальция – 142.9–775.8 мг-экв/л. В сводовых скважинах содержание гидрокарбонатов возрастает до 25.4–28.0 мг-экв/л, а концентрация кальция снижается до 0.4–8.5 мг-экв/л (скв. 25 и 26). Тип вод при этом сменился с хлоркальциевого на гидрокарбонатно-натриевый, а минерализация вод уменьшилась с 48.5–157.0 до 1.1–23.7 г/л.

Кроме плановой гидрохимической зональности присутствует вертикальная зональность, вы-раженная менее контрастно и охарактеризованная ограниченным объемом информации. В скважине № 19 минерализация пластовых вод с глубиной уменьшилась с 20.2 г/л (инт. 3455–3496 м) до 14.6 г/л (инт. 3620–3258 м); в скважине 26 – с 40.0 до 19.7 г/л (инт. 3290–3330 м и 3360–3380 м соответственно).

На месторождении отчетливо проявляется также плановая гидродинамическая зональность, заключающаяся в снижении величины К_нг от 1.1–1.14 в присводовых участках складки, до 1.0 и ниже на крыльях и периклиналях (см. рис. 7, рис. 8, рис. 9).

Рис. 8.

Схема гидродинамической зональности триасового комплекса месторождения Южный Жетыбай. 1‒8 ‒ nип вод (по [50]) в скважинах: 1 ‒ данные отсутствуют, 2 ‒ гидрокарбонатно-натриевые, 3 ‒ хлоркальциевые, 4 ‒ хлормагниевые, 5 – изогипсы карбонатного пласта среднего триаса, 6 – изолинии К_нг, 7 – разломы по данным сейсморазведки, 8 – гидрогеологические разрезы (см. рис. 9)

Рис. 9.

Схематические геолого-гидрогеологические профили по линиям I‒I' и II‒II' месторождения Южный Жетыбай. 1‒2 ‒ залежь: 1 – газоконденсатная, 2 – нефтяная; 3 – интервалы опробования (цифры: слева – в числителе пластовое давление, атм; справа в числителе – тип флюида, Г – газ, К – конденсат, В – вода, Н – нефть, С – интервал “сухой”; в знаменателе – притоки промышленный (закрашен), непромышленный (не закрашен))

Приведенные данные свидетельствуют о приуроченности триасовых залежей углеводородов месторождения Южный Жетыбай к линейной зоне разуплотнения пород субширотного простирания, совпадающей с присводовой частью антиклинали. Прямым подтверждением этому является расположение всех продуктивных скважин №№ 26, 22, 25, 4, 23, 38, 24, 28, 17 в зоне разуплотнения, а непродуктивных скважин №№ 37, 36, 20, 30, 31, 21, 15, 29 – вне зоны разуплотнения (см. рис. 7).

Кроме того, практически во всех продуктивных скважинах помимо притоков углеводородов были получены притоки маломинерализованных вод, причем довольно внушительные. В частности, при опробовании скважины № 26 дебит воды на штуцере 7 мм составил 77.8 м³/сут., а на 17 мм – 355 м³/сут. Дебит газа при этом увеличился с 95 до 216 тыс. м³/сут., а конденсата – с 4.8 до 12.8 м³/сут. Скважина долгое время находилась в эксплуатации, однако заметного роста обводненности продукции не произошло. Аналогичные результаты получены в скважинах №№ 25, 38, 22.

Выделенная зона разуплотнения является здесь единственной проницаемой зоной, обеспечивающей миграцию флюидов, в том числе ‒ углеводородов, ‒ в блоках плотных непроницаемых пород, а вместе с тем контролирует реакционные объемы эпигенетического порообразования и морфологию вторично-наложенных резервуаров нефти и газа. Обеспечивая вертикальную миграцию флюидов, эта зона четко выражена гидрохимически и гидродинамически на площади месторождения. Превышение пластового давления над гидростатическим в зоне разуплотнения достигает 7.4 Мпа. Гидродинамическая аномалия со значениями К_нг > 1 совпадает в плане с гидрохимической и полностью находится в пределах зоны разуплотнения (см. рис. 7). Локальный характер аномалий подтверждает молодой возраст вызвавшего их процесса, который либо закончился совсем недавно, либо еще продолжается.

Нефтегазовое месторождение Тасбулат

Располагающееся к востоку от Южно-Жетыбайского месторождение Тасбулат находится с ним в сходных структурных условиях. Скопления углеводородов установлены в юрской продуктивной толще и отложениях триаса. Антиклиналь (10.0 × 2.5 км) приурочена к фронтальной части субширотного надвига. Триасовые отложения претерпели интенсивные деформации, в результате чего на пересекающих складку сейсмических разрезах регулярные отражения не фиксируются (рис. 10).

Рис. 10.

Временнóй сейсмический разрез по линии “Тасбулат‒Восточный Жетыбай”. Отражающие горизонты: Ш – подошва неокома; V₁ – подошва юры; ${\text{V}}_{2}^{{{\text{II}}}}$ – кровля карбонатного комплекса среднего триаса; ${\text{V}}_{2}^{{{\text{IV}}}}$ – подошва карбонатного комплекса среднего триаса; VI₁ – подошва нижнего триаса.

В скв. № 10, принимающейся во многих построениях в качестве сводовой, из триасовой части разреза поднят керн с вертикальным залеганием слоев, насыщенных фауной пелеципод [43]. В других скажинах в кернах отмечены углы падения слоев, достигающие десятков градусов.

Как и на Южном Жетыбае, в юрских пластах-коллекторах получили развитие хлоркальциевые рассолы с минерализацией 150–170 г/л, а по отдельным пробам – до 192.6 г/л. Солевой состав представлен, в основном, хлоридами щелочей и щелочноземельных металлов при постоянном микрокомпонентном составе (мг/л):

‒ литий (10.0–12.5);

‒ рубидий (4.0–5.5);

‒ цезий (не более 0.03);

‒ стронций (362–550);

‒ бром (207–452);

‒ йод (10‒12);

‒ бор (13–16);

‒ калий (950–1875).

Ниже зоны распространения юрских хлоркальциевых рассолов в отложениях триаса вскрыты воды с минерализацией 17–31 г/л. В этих водах отмечены невысокие концентрации кальция, магния, йода, брома и повышенные содержания гидрокарбонатов (1407 мг/л), сульфатов (1524 мг/л), на фоне которых зафиксирована контрастная гидрогеохимическая аномалия по йоду (скв. №№ 16, 19).

Таблица 3.  

Результаты химического анализа подземных вод триасовых отложений месторождения Тасбулат.

№ п/п	№ скв.	Интервал перфорации, м	Горизонт	Глубина, м	Удельный вес, г/см3	ph	Содержание ионов, мг/л						Минера- лизация, г/л	$\frac{{{\text{rNa}}}}{{{\text{rCl}}}}$	Тип вод
							Cl–	${\text{SO}}_{4}^{{ - 2}}$	${\text{HCO}}_{3}^{ - }$	Ca+	Mg+	Na+ + K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	9	3670–3810	${\text{Т}}_{1}^{{1 - 2}}$	Перелив	1.0140	7.4	15 616.4	268.4	561.2	280	30	10 080.7	26.7	1.00	ХМ
2	9	3335–3358	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0120	8.6	15 677.0	571.2	439.2	80	12	10 482.1	27.5	1.03	ГКН
3	9	3430–3451	${\text{Т}}_{2}^{1}$	3420	1.0184	7.2	13 420.0	1107.7	1407	133	34.34	9539.2	25.8	1.10	ГКН
4	9	3215–3235	${\text{Т}}_{2}^{1}$	‒	1.0205	6.9	13 594.3	821.3	1154	143	22.89	9429.7	25.4	1.07	ГКН
5	19	3114–3152	${\text{Т}}_{2}^{1}$	3100	1.0183	7.2	17 025.8	2181.0	366	500	504	10 711.5	31.2	0.97	ХМ
6	19	3455–3496	${\text{Т}}_{1}^{1}$	1360	1.0113	6.4	9876.0	2845.0	280	620	606	6039.3	20.2	0.94	ХМ
7	19	3620–3658	${\text{Т}}_{1}^{1}$	3600	1.0112	5.7	6267.5	3146.3	256	350	726	3926.4	14.6	0.97	ХМ
8	26	3290–3330	${\text{Т}}_{1}^{2}$	Перелив	1.0242	6.0	22 826.5	1094.0	903	1050	402	13 706.5	40.0	0.93	ХМ
9	26	3360–3380	${\text{Т}}_{1}^{2}$	3300	1.0129	8.1	10 157.0	1524.0	634.4	240	348	6633.7	19.7	1.01	СН
10	27	3338–3350	${\text{Т}}_{1}^{2}$	Перелив	1.0137	7.1	16 933.8	270.0	768.4	190	66	11 050.4	29.3	1.01	СН

Примечание. Тип вод: ГКН – гидрокарбонатно-натриевый, СН – сульфатнонатриевый, ХМ – хлормагниевый.

Для подземных вод триасового комплекса в пределах месторождения установлена плановая гидрогеологическая зональность, проявляющаяся в постепенном росте минерализации вод от свода структуры к крыльям и периклиналям (рис. 11).

Рис. 11.

Схема гидрохимической зональности месторождения Тасбулат. 1‒2 ‒ скважины (цифры: слева – номер скважины; справа в числителе – минерализация, г/л; внизу ‒ К_нг): 1 – продуктивные, 2 – с непромышленным притоком; 3 – изоминеры, г/л; 4 – изогипсы по кровле продуктивного пласта; 5 – разломы по данным сейсморазведки

Кроме плановой на месторождении установлена и вертикальная гидрохимическоя зональность, проявляющаяся в возрастании минерализации вод снизу вверх. Наиболее контрастно эта тенденция отмечена в скважинах № 19 и № 26. В скв. № 9 минерализация вод по шестисотметровому разрезу изменяется незначительно – 25.4–27.5 г/л. Гидродинамическая зональность на месторождении выражена менее отчетливо, поскольку значения коэффициента К_нг изменяются в очень узких пределах – 0.98–1.02.

Продуктивные скважины №№ 9, 10, 19, 27 и 26 расположены в зоне повышенной дислоцированности триаса, приуроченной к фронту надвига. Ее ширина составляет немногим более 1 км. С этой зоной связаны основные объемы эпигенетического порообразования, за пределами которой (скв. №№11, 16) проницаемые интервалы методами промысловой геофизики не выделяются. Эта зона четно выражена гидрохимически и гидродинамически.

Нефтяное месторождение Северное Карагие

В отличие от рассмотренных нами месторождений скопление нефти в регионе Северного Карагие приурочено к верхнему триасу. Однако интенсивные нефтегазопроявления были отмечены и в отложениях вулканогенно-карбонатного комплекса среднетриасовых отложений, промышленные притоки из которого получены также на соседних площадях (Кариман, Долинное). Месторождение Северное Карагие расположено в северной части Карагиинской седловины. Размеры структуры составляют 6.0 × 5.5 км, амплитуда равна 70 м (рис. 12).

Рис. 12.

Схема гидродинамической зональности месторождения Северное Карагие. 1‒2 ‒ скважины: 1 – с промышленными притоками, 2 – ликвидированные (справа – минерализация, г/л, слева: тип вод (по [50]): ГКН ‒ гидрокарбонатно-натриевые, СН – сульфатнонатриевые, ХМ ‒ хломагниевые; ХК – хлоркальциевые);3 – изолинии К_нг; 4 – кровля коллектора (верхний триас); 5 – разломы

Пласты-коллекторы верхнего триаса представлены песчаными пачками мощностью от 4 до 8 м с открытой пористостью 11–12%. При их опробовании в скважине Северное Карагие-1 получен приток нефти с газом с дебитами, соответственно, 52 м³/сут. и 10.5 тыс. м³/сут. на 8 мм штуцере при забойном давлении 280 атм. и депрессии 194.8 атм. Максимальный дебит нефти 108.0 м³/сут. на 9 мм на штуцере получен в скв. № 5, минимальный (до 0.8 м³/сут.) – в скв. № 16.

В вулканогенно-карбонатной толще среднего триаса развиты коллекторы преимущественно каверново-порового и трещинного типов. Каверново-поровые коллекторы обладают высокими емкостными свойствами: открытая пористость достигает 25.5%, а проницаемость – 343 × 10^–3 мкм². Трещинный тип коллектора в объеме емкостных характеристик составляет 0.1–1.0%, и определяет, в основном, фильтрационную характеристику продуктивной толщи среднего триаса.

Водоносные горизонты юрской продуктивной толщи в пределах месторождения остались не изученными, однако, можно предположить, что гидрохимический облик их не будет отличаться от хлоркальциевых рассолов месторождений Северо-Западный Жетыбай, Южное Карагие, Тарлы и других близ расположенных структур. Как правило, это типичные хлоркальциевые рассолы с минерализацией от 120–140 до 160–180 г/л.

Инверсионные воды вскрыты на глубинах 3400–4000 м во всех отделах триаса, при этом практически из всех интервалов получены переливающие притоки, т.к. альтитуды скважин расположены на отметках –60…–89 м (табл. 4). В связи с этим гидрохимический материал по месторождению имеет высокую степень достоверности (рис. 13).

Таблица 4.  

Результаты химического анализа подземных вод триасовых отложений месторождения Северное Карагие.

№ п/п	№ скв.	Интервал перфорации, м	Горизонт	Глубина, м	Удельный вес, г/см3	ph	Содержание ионов, мг/л						Минера- лизация, г/л	$\frac{{{\text{rNa}}}}{{{\text{rCl}}}}$	Тип вод
							Cl–	${\text{SO}}_{4}^{{ - 2}}$	${\text{HCO}}_{3}^{ - }$	Ca+	Mg+	Na+ + K+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	1	3820–3845	${\text{Т}}_{2}^{{1 - 2}}$	3550	1.0042	7.2	5319.0	1500.0	433.0	336	148	3669.4	11.4	1.06	СН
2	2	3868–3884	${\text{Т}}_{2}^{1}$	3700	1.0090	–	9038.3	659.2	976.0	210	14	6272.4	17.1	1.07	СН
3	2	3320–3336	${\text{Т}}_{3}^{2}$	3300	1.0262	6.2	23 689.2	1502.0	414.8	6120	396	8457.4	40.5	0.55	ХК
4	2	3660–3666	${\text{Т}}_{2}^{4}$	3610	1.0100	6.8	8437.8	1387.6	170.8	1800	360	3463.6	15.6	0.63	ХК
5	2	3863–3880	${\text{Т}}_{1}^{1}$	Перелив	1.0077	7.4	5496.0	52.0	1621.0	23	8	4155.7	11.4	1.17	ГКН
6	3	3850–3874	${\text{Т}}_{2}^{1}$	Перелив	1.0070	6.7	7313.0	2234.4	780.0	400	480	4759.5	15.9	1.00	ХМ

Примечание. Тип вод: ГКН ‒ гидрокарбонатно-натриевый, СН – сульфатнонатриевый, ХМ – хлормагниевый, ХК – хлоркальциевый.

Рис. 13.

Гидрогеологический разрез месторождения Северное Карагие. Характер пластового флюида: Н – нефть; Г ‒ газ; В – вода; С – отсутствие притока; Р – пластовое давление, атм; Q – дебит в м³/сут. (нефть и вода), тыс. м³/сут. (газ). 1 – интервал испытаний

Гидрохимические закономерности месторождения Северное Карагие как в плане, так и в разрезе, весьма сходны с рассмотренными выше. В присводовых скважинах получены притоки маломинерализованных вод гидрокарбонатно-натриевого и сульфатнонатриевого типов с минерализацией 11.4–17.1 г/л. К северу, наряду с ростом минерализации до 26 г/л, тип вод сменяется на хлоркальциевый (скв. № 7). При этом данные по скв. № 7 неоднозначны, поскольку получены по результатам пластоиспытаний.

Вертикальная гидрохимическая зональность доюрского комплекса на месторождении носит инверсионный характер, подтверждением, чему служат результаты опробования скв. № 2. Из среднетриасовых отложений в интервале 3863–3880 м получен переливающий приток нефти и воды дебитом 2.4 м³/сут. Минерализация воды составила 11.4 г/л, а коэффициент rNа/rСl – 1.16 (гидрокарбонатно-натриевый тип). В водах отмечены высокие концентрации гидрокарбонатов (1621 мг/л), величины рh (7.4) и очень низкие содержания кальция (23 мг/л) и магния (8 мг/л).

Вверх по разрезу наряду с ростом минерализации до 40.5 г/л происходит резкое увеличение концентрами кальция – до 6120 мг/л и магния – до 396 мг/л. Кроме того, в верхнетриасовых пробах увеличивается доля сульфатов. Гидродинамическая зональность триасового комплекса месторождения Северное Карагие проявляется отчетливо. Максимальные значения коэффициента К_нг приурочены к присводовой части структуры и заметно уменьшаются к северу и востоку (скв. №№ 4, 7). В отличие от Южно-Жетыбайского, Тасбулатского и Северо-Ракушечного месторождений здесь зафиксированы более высокие значения коэффициента К_нг (1.24–1.27). Превышение пластовых давлений над условным гидростатическим давлением достигает 12.4 МПа.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Открытие и промышленное освоение нефтегазовых месторождений в доюрском разрезе Южного Мангышлака позволило получить новые гидрогеологические данные о подземных водах региона. Здесь в отложениях триаса и палеозоя были вскрыты как хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 191.3 г/л (площади Каунды, Темирбаба и др.), так и щелочные воды, минерализация которых составляет 1.1–83.4 г/л (Южный Жетыбай, Оймаша, Пионерская и др.). Появление глубинных опресненных вод в нижних горизонтах разреза Южно-Мангышлакского прогиба на региональном гидрохимическом фоне высокоминерализованных подземных вод обусловливает образование инверсионной гидрохимической зональности [28, 32, 37, 48].

Зонам развития инверсионных вод (гидрохимическим аномалиям) соответствуют в плане гидродинамические аномалии, которые, в связи с отсутствием данных по статическим уровням и невозможностью построения схемы распространения приведенных пластовых давлений, оценивались нами по коэффициенту К_нг, представляющему собой отношение пластового давления к нормальному гидростатическому давлению. Сравнительный анализ результатов гидрохимических (минерализация вод) и гидродинамических (К_нг) исследований указывает на взаимосвязь, выражающуюся экспоненциальной зависимостью, проявляющейся как на региональном, так и локальном уровнях (рис. 14).

Рис. 14.

Зависимость степени рассоления первичных седиментогенных вод от коэффициента негидростатичности К_нг. (а) – для месторождений Запада Туранской плиты; (б) – Северо-Ракушечное газоконденсатное месторождение.

При этом непродуктивные структуры характеризуются повышенной минерализацией (более 45–50 г/л) и невысокими (до 1) значениями К_нг. Особенностью гидрохимических и гидродинамических аномалий является их приуроченность к зонам максимальных газонасыщенных мощностей, что иллюстрируется на графике зависимости эффективной газонасыщенной мощности каверновых коллекторов пачки “А” Северо-Ракушечного газоконденсатного месторождения от коэффициента К_нг (см. рис. 6).

Глубинные опресненные воды характеризуются различными гидрохимическими типами – от гидрокарбонатно-натриевых до хлоркальциевых. При этом воды гидрокарбонатно-натриевого типа имеют минерализацию от 1.1 до 22.0 г/л при средних значениях 10.0–12.0 г/л, воды сульфатно-натриевого типа более минерализованы – 12–29 г/л. Для хлормагниевых и хлоркальциевых вод пределы колебаний минерализации составляют 15–40 и 24–83 г/л и более. Как было показано выше, в своде структур развиты наименее минерализованные воды гидрокарбонатно-натриевого или сульфатнонатриевого типов. По мере продвижения к крыльям и периклиналям минерализация вод возрастает, тип вод сначала становится хлормагниевым, а затем – хлоркальциевым.

Следовательно, вблизи каналов внедрения при значительных объемах флюида рассоление будет достигать максимума, а при удалении от них течение процесса замедляется, в результате чего обратная метаморфизация завершается на сульфатнонатриевом или хлормагниевом типах вод. Вне зон влияния восходящей флюидальной системы тип вод остается хлоркальциевым, не отличаясь от типичных хлоркальциевых рассолов глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов, характерных для закрытых бассейнов.

Восходящая миграция газонасыщенных флюидов в верхние стратиграфические горизонты приводит также к росту пластовых давлений в пласте относительно окружающего фона. При удалении от каналов внедрения происходит постепенное выравнивание гидродинамических и гидрохимических характеристик, когда минерализация вод достигает рассолов (146–181 г/л), а пластовое давление приближается к гидростатическому уровню. Аналогичная зональность проявляется и в распределении К_нг, максимальные значения которого фиксируются в своде поднятий, а минимальные – на крыльях и периклиналях. Помимо этого выравнивание гидродинамического фона (К_нг = 1) сопровождается исчезновением емкости выщелачивания в горных породах.

Аналогичная гидродинамическая обстановка наблюдается на юго-востоке и на юго-западе Прикаспийской впадины, где локальные зоны пъезомаксимумов установлены в Елемес Астраханское, Западно- и Центрально-Астраханское, коэффициенты аномалийности на которых изменяются от 1.4–1.6 до 1.9–2.1, при этом области, расположенные за контуром залежей, характеризуются, как правило, нормальными гидростатическими давлениями [6, 15, 39, 46]. Данная закономерность отчетливо прослеживается в других нефтегазоносных регионах, что может свидетельствовать об универсальности этого явления [10, 11, 18, 30, 36, 51].

Коллекторские свойства пород в условиях больших глубин являются вторичными и имеют метасоматическую природу. Площадь участков их развития в рассмотренных примерах соответствуют размерам антиклинальных структур, что отражает, по нашему мнению, масштабы латеральной составляющей локализованных инъекций агрессивных флюидов в доюрские отложения Мангышлака. Данное воздействие обусловлено повышенной энергетикой глубинных инверсионных вод (для стратисферы), а также активным и многогранным физико-химическим влиянием флюидов на породы [20, 34].

Повышенная энергетика глубинных инверсионных вод является фактором формирования гидродинамических аномалий с их активной деформирующей ролью. Физико-химическое воздействие флюидов на породы является сочетанием аномально низкой вязкости газоводяных систем критического состояния, связанных постепенными переходами с перегретыми маломинерализованными водами, и их повышенной агрессивностью по отношению к практически всем минеральным компонентам пород.

Литокатагенные подземные воды (рассолы хлоркальциевого типа) находятся в квазиравновесном состоянии с вмещающими породами [35]. При внедрении в флюидопородную систему глубокозалегающих комплексов перегретых маломинерализованных вод с высоким щелочным резервом и повышенными парциальными давлениями кислых газов происходит растворение карбонатных, силикатных и кремнеземных минеральных фаз. В данном случае деформационное разуплотнение пород сочетается с активным разуплотняющим эффектом их метасоматических преобразований [4, 35, 56, 57, 64, 72].

Эти заключения находятся в соответствии с известными данными о строении триасовых резервуаров и залежей Южного Мангышлака. Лабораторные исследования кернового материала показали, что в продуктивной вулканогенно-карбонатной толще триаса присутствуют трещинные, порово-трещинные и каверново-поровые типы коллекторов [31, 47]. Матрицей трещинных коллекторов являются участки породы, лишенные трещин. Проницаемость водонасыщенной матрицы имеет крайне низкие значения, не превышающие 0.01 × 10^–3 мкм². Емкостью порово-трещинных коллекторов служат первичные и вторичные пустоты. Вторичные коллекторы приурочены к участкам наложенной доломитизации, т.е. имеют метасоматическую природу. Аналогичное происхождение имеют и каверново-поровые коллекторы, связанные с кавернозными доломитами.

Характерно, что в прослоях кристаллических и пелитоморфных известняков присутствуют реликты раковин микроорганизмов, оолитов, карбонатных обломков. Реликты первичной органогенной, оолитовой или обломочной структур сохранились и в доломитах, карбонатно-кремнистых породах. Карбонатно-кремнистые породы являются продуктом интенсивного окремнения известняков и доломитов. Определенная часть объема вторичных пустот (тупиковые части трещин, трещины с раскрытостью менее 2 мкм²) занята остаточной водой. Коллекторы трещинного типа присутствуют во всех типах пород [26, 31]. Аналогичная ситуация с коллекторскими свойствами триасовых отложений свойственна и для территории Предкавказья [42].

Установлено, что горизонты вторичных коллекторов, развитых в различных литологических разностях пород, образуют в триасовом разрезе месторождений единый резервуар сложной морфологии [26]. Средние значения трещинной пористости при этом сохраняются независимо от исходного состава пород. Изменение мощности каверновых коллекторов происходит за счет замещения, а не выклинивания кавернозных пород, о чем свидетельствует постоянство мощности продуктивных пачек. Положение водонефтяных и газоводяных контактов достоверно не обосновано ни по одной залежи как методами промысловой геофизики, не позволяющими оценить характер насыщения коллекторов, так и результатами опробования ввиду отсутствия объектов, из которых получены притоки пластовой воды ниже границы залежей [25].

Таким образом, совпадение гидрохимических и гидродинамических аномалий с зонами повышенных значений эффективных мощностей и залежами углеводородов указывает на единство процессов их формирования, контролируемых внедрением в осадочный покров агрессивных глубинных флюидов. В связи с этим, формирование скоплений углеводородов в доюрском разрезе Мангышлака можно представить в следующим образом [40].

Углеводороды, мигрирующие в разрезе низкопроницаемых пород по глубинным каналам, при возможности свободной разгрузки на дневную поверхность либо не образуют залежей, либо образуют жильные скопления тяжелых нефтей и битумов. При затухании флюидопотока на глубине при недостаточности его энергии для прорыва мощных покрышек, избыточное давление в канале миграции, превышающее горное давление, приводит к гидроразрыву пластов и углеводороды получают возможность латерального проникновения в прилегающие пласты.

Метасоматические процессы приводят к образованию вторичного резервуара, при заполнении которого углеводороды формируют залежи со сложной морфологией, сочетающей элементы как пластового, так и жильного залегания. Расстояние проникновения флюидов, в том числе углеводородов, в пласт будет зависеть от соотношения величины давления мигрирующих флюидов и сопротивляемости пласта гидроразрыву. Для пластовой части залежи строгий структурный контроль не обязателен. Если же гидроразрыва пластов не происходит, может возникнуть залежь углеводородов жильного типа, приуроченная к каналу вертикальной миграции флюидов.

Примеры таких внутрипластовых инъекций, приведших к образованию нефтяных жил, были установлены более века назад А.П. Ивановым [16] в естественных обнажениях п-ова Челекен (Туркменистан).

Случаи естественных гидроразрывов пластов также были детально описаны на примере Бориславского месторождения, расположенного на западе Украины [23]. Следами такого разрыва в геологическом прошлом являются клиновидные и пластовидные жилы озокерита, выпавшего из мигрирующей нефти, ответвляющиеся от секущих разрывов, уходящих своими корнями на глубину. Установлен пульсационный характер миграции нефти по разрывам и трещинам, о чем свидетельствует наличие в жилах озокерита полос различной консистенции. В связи с пульсационным характером миграции углеводородов по трещинам должно также колебаться и давление мигрирующих флюидов.

Аналогичное строение скоплений углеводородов можно наблюдать на многочисленных примерах жильных залежей окисленных нефтей и битумов [8].

Вторичность скоплений нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака подтверждается целым рядом дополнительных показателей. Водонасыщенность матрицы пород, очаговый характер развития вторичных коллекторов на фоне крайне низкой проницаемости окружающих толщ делают невозможной развитие элизионных потоков и, соответственно, латеральной миграции УВ-флюидов.

Работами геохимиков в 1970-х гг. было доказано генетическое единство нефтей, содержащихся в различных литолого-стратиграфических комплексах Мангышлака [24], в том числе в гранитах палеозойского фундамента.

Нефтегазоносные отложения верхнего, среднего и нижнего (верхнеоленекский подъярус) триаса залегают на континентальных красноцветных толщах нижнего триаса. Мощность их к югу от Жетыбай-Узеньской ступени составляет десятки метров, а в пределах мыса Песчаный (месторождение Оймаша) продуктивные толщи среднего триаса залегают непосредственно на породах фундамента, в которых также содержатся промышленные залежи нефти, в том числе на значительных от его поверхности глубинах. Признать красноцветные континентальные отложения нижнего триаса потенциально нефтематеринскими невозможно, ‒ это относится и к палеозойским отложениям, входящим в состав фундамента и претерпевшим региональный метаморфизм и складчатость еще до формирования триасового комплекса.

Подтверждается вертикальная миграция флюидов и данными палинологических исследований нефти ‒ в нефти из верхних стратиграфических комплексов содержатся палинокомплексы всех нижележащих толщ, включая палеозойские формы. По мере снижения стратиграфического уровня залежей последовательно изменяется и возрастной диапазон спорово-пыльцевых комплексов [12].

И еще одно наблюдение, указывающее на присутствие в доюрском разрезе глубинных вод. В пределах многих структур Восточно-Предкавказского и Южно-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна установлены контрастные гидрохимические аномалии, характеризующиеся резким (до двух порядков) возрастанием содержания рубидия, цезия, стронция, а в некоторых случаях и йода, независимо от изменения минерализации и микрокомпонентного состава пластовых вод [37, 44]. Показано, что их образование тесно взаимосвязано с поступлением глубинных флюидов ювенильной или метаморфогенной природы. Увеличение концентраций цезия и рубидия на 1–2 порядка в триасовых и палеозойских водах по сравнению с пластовыми рассолами свидетельствует о нахождении источника этих металлов вне области формирования химического состава подземных вод, т.к. в противном случае должна наблюдаться связь между изменениями содержаний микрокомпонентов с минерализацией и макрокомпонентами этих вод. В зонах развития контрастных гидрохимических аномалий связи между этими величинами отсутствуют [33, 44].

Контрастные гидрохимические аномалии характерны только для доюрской части разреза нефтегазоносных бассейнов, в то время как для вышележащих отложений платформенного чехла свойственна сравнительная однородность микро- и макро-компонентного состава пластовых вод. Исключением является структура Стальская Восточно-Предкавказского нефтегазоносного бассейна, где осадочные отложения триаса отсутствуют в разрезе и на породах фундамента залегают платформенные образования юрского возраста [44].

При изучении характера изменения отношений микро- и макрокомпонентов пластовых вод нефтегазоносного бассейна Скифско-Туранской платформы было установлено, что наиболее отчетливую тенденцию к накоплению с глубиной относительно всех исследуемых компонентов проявляют цезий и литий, при этом общий зональный ряд накопления элементов (снизу-вверх) следующий: Li‒Сs‒Sr‒B‒Ca‒J‒Br‒CI‒ Mg‒НСО₃ [44]. Изменение парных отношений с глубиной чаще всего носит инверсионный характер. Например, в юрско‒меловом разрезе отмечается монотонное увеличение с глубиной коэффициентов Rb/Li, Cs/Li при резком снижении этих отношений в отложениях доюрского комплекса пород.

Кроме того, для вод доюрского разреза парное отношение Li : Rb : Cs обычно составляет 100 : 6 : 7, что невозможно объяснить процессами седиментационного выщелачивания пород. Данное соотношение не коррелирует ни с минерализацией вод, ни с температурным режимом, а цезий и литий не контролируются равновесием системы вода–минерал. Более того, характер поведения щелочно-земельных элементов в растворе, в частности, отношение Rb/Cs : К/Rb имеет близкие значения для пегматитового процесса [29].

Инверсионная зональность химического состава подземных вод Восточно-Предкавказского и Южно-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна находит отражение в изотопном составе водорода. Если воды юрских горизонтов характеризуются значениями δD = –42–44‰, то для вод доюрских отложений отмечено обеднение дейтерием: δD = –55–60‰. Фигуративные точки изотопного состава пластовых вод юрских толщ попадают в область состава талассогенных вод. Наблюдаемый сдвиг изотопного состава вод нижней части разреза нефтегазоносного бассейна в сторону линии Крейга может быть связан с влиянием глубинных флюидов [44].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

I. В условиях низкопроницаемого разреза четко проявляется локализованный, или островной, характер гидрохимических и гидроднамических аномалий. Их образование связано с внедрением в осадочный чехол высокоэнергетичных и агрессивных глубинных флюидов. Каналы миграции глубинных флюидов четко фиксируются современными методами сейсморазведки [3]. При затруднении дальнейшего продвижения вверх флюидов, находящихся под высоким давлением, происходит гидравлический удар, приводящий к раскрытию трещин в противостоящих пластах, в которые и поступает водно-нефтяная смесь. Этот процесс сопровождается разуплотнением низкопроницаемых толщ, образованием дополнительных трещин, формированием вторичных пустот метасоматического происхождения. Такие породы, залегающие среди более плотных и менее трещиноватых разностей, были названы улучшенными коллекторами, или коллекторами в зонах разуплотнения [9], образуют пространственно замкнутые резервуары сложной морфологии, заполняемые углеводородами. Соответственно, в условиях (квази)закрытой гидродинамической системы при локализации скоплений нефти и газа структурный фактор (наличие антиклинали) не является определяющим.

II. Совпадение в плане гидрогеохимических и гидродинамических аномалий, участков коллекторов с более высокими емкостными параметрами, их мозаичный, очаговый характер, отчетливые следы метасоматоза свидетельствуют об их генетической взаимосвязи. Трассерами восходящих потоков глубинных флюидов являются разнообразные по составу частицы самородных металлов, природных сплавов и интерметаллидов [23, 34], обнаруженных в метасоматических коллекторах многих месторождений.

III. Чужеродность этих аномалий, как и углеводородных флюидов, по отношению к окружающей геологической среде приводит к образованию вокруг залежей углеводородов зоны повышенного содержания газов, которое при удалении от контура нефтегазоносности резко уменьшается. Это тот случай, когда не пластовые воды формируют залежь, а более молодые по возрасту залежи углеводородов обогащают законтурные воды повышенными по отношению к фону водорастворенным газом, углеводородами и другими минеральными компонентами. В качестве примеров можно привести данные по Леляковскому нефтяному месторождению (Днепрово-Донецкая впадина), где содержание газов в подземных водах нижнепермских отложений составляет ~200 нсм³/м³, но на расстоянии <1 км от контура залежи этот показатель уменьшается до 75 нсм³/м³ [21]. При этом отмечено и снижение доли углеводородной составляющей с 60 до 3.2%, на фоне которого объем азота возрос от 37.9 до 98.6%.

Аналогичные условия газонасыщенности пластовых вод наблюдаются в Гограньдаг‒Карадашлинском месторождении в Юго-Западной Туркмении [21]. В своде газонасыщенность пластовых вод месторождения (Ру.г./Рпл) составляет >1.0, которая снижается до 0.52 на расстоянии 2.5 км по длинной оси антиклинали и до 0.29 на расстоянии от свода 1.15 км по короткой оси антиклинали. В этих же направлениях происходит обогащение вод азотом и снижается доля углеводородных газов.

IV. Очевиден молодой возраст наблюдаемых гидрогеологических аномалий, поскольку нефтегазоносные регионы испытали неоднократные тектонические перестройки, сопровождавшиеся образованием новых систем трещин и разрывов и, как следствие, увеличением проницаемости разреза, что должно было привести к выравниванию гидрохимической и гидродинамической обстановок в глубоких горизонтах нефтегазоносных бассейнов.

V. Захороненные седиментогенные подземные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов присутствуют пассивно, не участвуя в процесс миграции и локализации залежей углеводородов. И, наоборот, сформировавшиеся в результате глубинных инъекций флюидов залежи углеводородов оказывают влияние на гидрогеологические условия нефтегазоносных бассейнов, создавая вокруг себя ареолы повышенных значений газонасыщенности пластовых вод и других гидрохимических и гидродинамических аномалий, как правило, очагового характера при отсутствии региональных площадных закономерностей. В верхних горизонтах осадочных бассейнов, где развиты породы с высокими емкостно-фильтрационными свойствами и, соответственно, с более высокой водообильностью, эффект воздействия глубинных флюидов на окружающую среду становится не столь ярко выраженным.

VI. Инъекция глубинных флюидов, несущих углеводороды [36, 54], обычно происходит на поздних стадиях развития осадочных бассейнов в уже сформированные водонапорные системы. Соответственно, на протяжении предыдущей истории их эволюции углеводороды не принимали участия в развитии гидрогеологических обстановок осадочных бассейнов, а образовавшиеся позднее залежи нефти и газа являются чужеродными формированиями, нарушающими сложившееся природное равновесие. Следовательно, осадочный бассейн становится нефтегазоносным бассейном [36, 54] тогда, когда в нем появляется нефть.

VII. Установленная генетическая связь гидрогеологических аномалий с нефтегазоносностью глубокопогруженных горизонтов нефтегазоносных бассейнов может рассматриваться в качестве поискового критерия. На территории Южного Мангышлака месторождения углеводородов приурочены к структурам, где в разрезе присутствуют глубинные опресненные воды, но на площадях, выведенных из разведки с отрицательными результатами, гидрохимические аномалии отсутствуют. В таких условиях значимым аспектом поиска скоплений нефти и газа является картирование вертикальных каналов миграции глубинных флюидов и очагов разуплотнения (дилатансии) в глубоких горизонтах, успешно решаемым сейсморазведкой современных модификаций.

Благодарности. На разных этапах исследований авторы обсуждали рассмотренную в статье проблему с Л.А. Абуковой (ИПНиГ, г. Москва, Россия), коллегами из ВНИГРИ (г. С.-Петербург, Россия) ‒ И.С. Гольдбергом, А.Е. Гуревичем, Л.Н. Капченко, М.С. Крайчиком, И.А. Лагуновой; А.И. Тимурзиевым (ЦГЭ, г. Москва, Россия), критические замечания которых способствовали ее успешному решению.

Авторы благодарны рецензенту Ю.А. Воложу (ГИН РАН, г. Москва, Россия), рецензенту А.А. Щипанскому (ГИН РАН, г. Москва, Россия) за конструктивные комментарии и редактору М.Н. Шуплецовой (ГИН РАН, г. Москва, Россия) за тщательное редактирование.

Финансирование. Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 23-27-00037.

Конфликт интересов. Авторы заявляют, что не имеют конфликта интересов.