Загрузил kirilldymna

Prakticheskaya rabota 2

реклама
ЮРГПУ(НПИ)
ФГГ и НГД
Каф. ПГ
Практическая работа
№2
Газогидрогеохимические критерии
нефтегазоносности территории Башкортастана
Перспективы нефтегазоносности
Юго-восточные
районы
Восточно-Европейской
платформы
перспективны в отношении нефтегазоносности, хотя и относятся к «старым»
освоенным землям. Но перспективы их, явно не исчерпаны. Они занимают
южную и восточную части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и
северо-восточную часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В
отечественной и зарубежной литературе их относят к мало- или
среднеосвоенным землям. Из этих же источников известно, что современная
концепция
тектоники
плит
предполагает
простую
обобщенную
классификацию седиментационных бассейнов, согласно которой осадочные
бассейны делятся на внутриконтинентальные, конвергентные и дивергентные.
Изучаемый регион располагается в пределах внутриконтинентального
бассейна седиментации.
Внутриконтинентальные или просто континентальные бассейны
характеризуются наиболее высокой степенью разведанности. В них
содержится 68 % общих мировых запасов углеводородов. Из гигантских
месторождений мира примерно 72 % расположены в восточном полушарии, и
примерно 28 % — в западном. Преобладание гигантов в восточном полушарии
впечатляет еще потому, что разведка в западном полушарии велась более
интенсивно. Примерно 1/3 осадочных бассейнов мира приходится на регионы
бывшего СССР. 58 % гигантских месторождений располагается в пределах
полумесяца, который протягивается от западных границ Алжира через
Ближний Восток, южную часть бывшего СССР, через Волго-Уральский
регион и Западно-Сибирский бассейн до Полярного Урала. Изучаемая
территория тоже попадает в пределы этого полумесяца.
Анализ имеющейся на сегодняшний день информации в отечественной
и зарубежной литературе по условиям формирования крупных зон
нефтегазонакопления и сопоставление этой информации с геологией и
изученностью юго-восточных районов Восточно-Европейской платформы
приводит автора к выводу, что здесь не только не исчерпаны запасы, а районы
эти перспективны в отношении открытия крупных и даже гигантских
месторождений газа и газоконденсата.
Высокие перспективы в отношении именно этой фазы углеводородов
связаны с тем, что в указанных районах освоены только малые глубины.
Ромашкинское месторождение на Татарском своде расположено на глубине
1400 м (продуктивны песчаники и алевролиты девона и карбона — С1),
Шкаповское — на глубине 1220 м (песчаники — D1 и С1), Арланское — на
глубине от 1200 м (аргиллиты, алевролиты и песчаники С1). Карбонатные
коллекторы характерны для месторождений рифовой полосы и антиклиналей,
сопряженных с надвигами Приуралья. Глубины для рифов — 1200–1600 м, для
антиклиналей — 1000 м. Для Оренбургского газоконденсатного
месторождения с карбонатными коллекторами характерны глубины от 1200 до
1900 м. Карачаганакский же риф (месторождение газоконденсата) расположен
на глубине 4100 м.
Вообще же во всем мире газ и газоконденсат добываются с глубин более
5000 м и из карбонатных коллекторов, большая же часть нефти добывается с
глубины менее 3500 м и, в основном, из песчаных коллекторов. Уменьшение
пористости и проницаемости песчаников с глубиной установлено как в
молодых, так и в древних породах. В карбонатах же, относительно
несжимаемых породах, с глубиной развивается трещиноватость, и она
обеспечивает достаточную емкость коллекторов. Еще известно, что «сухой»
газ метан может существовать на глубинах даже более 10 км.
Из сказанного следует, что ловушки, сложенные карбонатами,
залегающие много глубже известных в этом регионе и расположенные ближе
к источникам газообразования, могут, а точнее, должны обладать очень
крупными запасами углеводородов.
Одним из первых условий формирования месторождений исследователи
ставят приуроченность их к перикратонным опусканиям и краевым впадинам
платформ, к передовым прогибам и к фронтальным погружениям
геосинклиналей. Как известно, в юго-восточных районах представлены все эти
тектонические элементы. В связи с ограниченностью объема статьи далее мы
только перечислим важные факторы формирования крупных месторождений,
останавливаясь подробно лишь на некоторых из них. Важными факторами
следует считать большую протяженность бассейна, наличие поверхностей
несогласия (размывов) в сочетании с мощным осадочным чехлом
(карбонатным), наличие глубинных разломов. Исследователи, изучавшие
закономерности расположения сверхгигантских месторождений считают, что
характерна их ассоциация с глубинными разломами, выраженными в виде
гравитационных ступеней. Такие зоны, считают авторы, испытывали
колебательные движения переменного знака, которые проявились на фоне
длительного и спокойного опускания бассейна седиментации, что резко
повышало мобильность данного участка земной коры, создавая
геодинамическую
обстановку, исключительно благоприятную для
формирования громадных залежей нефти и газа. Действительно, известно по
скважинам рифовой полосы Южного Приуралья, что там происходила
неоднократная смена рифовых фаций платформенными, что свидетельствует
о колебательных движениях на фоне общего длительного погружения.
Кроме того, важными факторами формирования крупных
месторождений
являются
высокие
палеотемпературы,
проявление
контрастных неотектонических движений с наиболее молодыми по возрасту
ловушками.
Относительно последнего фактора было показано в прошлых работах,
что Оренбургский вал — тектонически возрожденная структура, заложенная
еще в после- ордовикское время. Окончательное его формирование произошло
в олигоценовое время и связано с предполтавской фазой альпийского цикла
тектогенеза. Доказательством тому служат тектонические формы кунгурской
соли, имеющей до этого времени пластовое горизонтальное залегание, а к
настоящему времени сформировавшей гребни и валы.
Тот факт, что вал сформировался в новейшую эпоху, дает надежду на
существование такой же субширотной структуры в пределах Предуральского
прогиба, на продолжении Оренбургского вала на восток. Косвенные
свидетельства этому явлению есть на сейсмическом материале: выступ
кристаллического фундамента на восточном продолжении северной кромки
Соль-Илецкого выступа. На наш взгляд подъем северной кромки СольИлецкого выступа произошел не в результате местных вертикальных
движений, а в связи с формированием всего Альпийско- Гималайского пояса
складчатости. Подъем произошел по всей северной бортовой зоне
Прикаспийской впадины, при этом были захвачены и южные районы
Предуральского прогиба.
Существенными
факторами,
определяющими
возможность
формирования крупных скоплений газа на больших глубинах, являются
литологический состав и степень дислоцированности газоносных комплексов.
В тектонически слабо дислоцированных бассейнах, глубокие горизонты
которых
сложены
карбонатами
или
карбонатно-эвапоритовыми
образованиями (а именно таким является Предуральский прогиб), основные
ресурсы газа и газовые гиганты приурочены к глубоким и сверхглубоким
частям разреза (Западный Внутренний и Пермский бассейны в США). В таких
же по строению бассейнах, но с преимущественно песчано-глинистым
составом глубокопогруженных толщ наблюдается противоположная картина:
основная газоносность и все гигантские скопления связаны только с
приповерхностными горизонтами (Североморский бассейн, Сан-Хуан в
США). Это объясняется экранирующей способностью карбонатных и
эвапоритовых пород, которая с погружением не ухудшается как у глин.
Последние на больших глубинах становятся хрупкими.
Еще одним фактором возможного наличия в регионе крупных
месторождений является существование больших градиентов газоносных
горизонтов. Высокие градиенты по кровле этих отложений свидетельствуют
об очень быстрой (в геологическом понимании) смене характера накопления
осадков — то есть об очень быстром опускании Предуральского прогиба и
севера Прикаспия.
Напрашивается вывод, что, наверное, трудно найти еще такой регион,
где все факторы формирования крупных месторождений газа и конденсата
присутствовали бы в совокупности, как это имеет место в юго-восточных
районах Восточно-Европейской платформы.
Резюмируя вышесказанное и сопоставляя сведения из литературных
источников с геологическими и геофизическими материалами по восточным
районам Восточно-Европейской платформы, можно с уверенностью
прогнозировать существование крупных газовых и газоконденсатных
месторождений на юге Предуральского прогиба и на северо-востоке
Прикаспийской синеклизы.
Гидрогеологическое районирование
На территории Республики Башкортостан в соответствии с принципами
структурно-гидрогеологического районирования (рис. 1) выделяются ВолгоУральский сложный артезианский бассейн (АБ), относящийся к системе
бассейнов Восточно-Европейской артезианской области (АО), и Уральская
гидрогеологическая складчатая область (ГСО).
Волго-Уральский бассейн разделяется на Волго-Камский и
Предуральский артезианские бассейны второго порядка, отвечающие
соответственно юго-восточному склону Русской плиты и Предуральскому
краевому прогибу, и Западно-Уральский адартезианский бассейн (ААБ).
Рис. 1. Схема гидрогеологического районирования Башкортостана
1 – граница между Волго-Уральским артезианским бассейном и Уральской
гидрогеологической складчатой областью; 2 – границы между гидрогеологическими
структурами второго и третьего порядка: I – Волго-Камский АБ, II – Предуральский АБ:
II1 – Юрюзано-Сылвинский АБ, II2 – Бельский АБ, III – Западно- Уральский ААБ, IV –
Уральская гидрогеологическая складчатая область: IV1 – бассейн трещинно-жильных вод
Центрально- Уральского поднятия, IV2 – то же, Магнитогорского мегасинкли- нория; 3 –
границы между тектоническими структурами Волго- Камского АБ: I1 – ПермскоБашкирский свод, I2 – Татарский свод, I3 – юго-восточный склон Русской плиты, I4 –
Бирская и Верхне- Камская впадины
По характеру скоплений в Волго-Уральском бассейне выделяются
поровые, порово-трещинные, трещинные и трещинно-карстовые классы
подземных вод пластового типа. Наиболее широко развиты они в
палеозойских отложениях Волго-Камского и Пред-Уральского бассейнов. В
верхнепротерозойских (рифейско-вендских) сильно литифицированных,
метаморфизованных образованиях этих структур, расположенных в зонах
позднего катагенеза и метагенеза (на глубине более 2–3 км), распространены
главным образом трещинно-жильные воды зон тектонических нарушений,
литогенетической и тектонической трещиноватости. В Западно-Уральском
артезианском бассейне, представляющем собой систему линейной
складчатости, сложенную карбонатными и терригенными породами карбона и
девона, доминируют пластовые трещинно-карстовые и трещинные воды.
В гидрогеологических структурах Предуралья с преобладанием
пластовых скоплений подземных вод выделяется 10 гидрогеологических
комплексов, в каждом из которых заключены воды одного или нескольких
классов [Попов, 1985; Абдрахманов, Попов, 1999]. Границами комплексов
служат глинистые и галогенный водоупоры (кыновско-доманиковый,
визейский, верейский, кунгурский). Среди них наиболее мощным (50– 300 м и
более) является кунгурский галогенный водоупор (гипсы, ангидриты,
каменная соль), разделяющий чехол на два гидрогеологических этажа, в
пределах которых условия формирования подземных вод существенно
отличаются.
Уральская гидрогеологическая складчатая область в пределах
исследуемой территории в геотектоническом отношении представлена
Центрально-Уральским поднятием и Тагило-Магнитогорским прогибом
(Магнитогорским мегасинклинорием).
Водоносность некарбонатных метаморфизованных осадочных и
магматических пород определяется исключительно характером и степенью их
трещиноватости, которая обычно не подчиняется возрастным границам, часто
их пересекает. Выделяются регионально-трещинные воды зоны выветривания
и локально-трещинные воды зон тектонических нарушений (разломов).
Первые развиты на глубине до 60–100 м, а вторые — до 200– 300 м и более. В
качестве водоупоров выступают плотные и массивные разновидности этих же
пород.
В соответствии с этим в пределах Уральской гидрогеологической
складчатой области выделяются регионально-трещинные воды в различных
по литологии и возрасту породах: толщах позднего протерозоя Башкирского
мегантиклинория,
раннего
и
среднего
палеозоя
Зилаирского
мегасинклинория, позднего протерозоя – раннего палеозоя Уралтауского
мегантиклинория, силура – девона Магнитогорского мегасинклинория;
кислых, ультраосновных интрузивных образованиях и др.
К карбонатным и терригенно-карбонатным отложениям нижнего
протерозоя, силура, девона и карбона приурочены водоносные горизонты и
комплексы трещинно-карстово-пластового типа.
По общности экзогенных ландшафтно-климатических и эндогенных
геолого-структурных факторов формирования подземных вод в пределах
Уральской ГСО выделяются две гидрогеологические системы трещинножильных вод: Центрально-Уральского поднятия и Магнитогорского
мегасинклинория.
Фундаментальное свойство подземной гидросферы — существование в
ней различных видов гидрогеологической зональности. Под ней понимается
закономерность в пространственно-временной организации подземной
гидросферы,
определенная
направленность
изменения
гидрогеодинамических, гидрогеохимических, гидрогеотермических и
гидрогеохронологических параметров.
В осадочном чехле Волго-Уральского бассейна выделяются два
гидрогеохимических этажа, которые по своему объему в целом соответствуют
гидрогеодинамическим этажам (табл. 1). Верхний этаж (300–400 м, редко
более) заключает преимущественно инфильтрогенные кислородно-азотные
(азотные) воды различного ионно-солевого состава с минерализацией, обычно
не превышающей 10–12 г/л (рис. 2). В пределах нижнего этажа залегают
высоконапорные главным образом хлоридные рассолы различного
происхождения (седиментогенные, инфильтрогенные, смешанные) с
концентрацией солей до 250–300 г/л и более. Водорастворенные газы (H2S,
CO2, CH4, N2) отвечают восстановительной геохимической среде, обстановкам
весьма затрудненного водообмена и квазизастойного режима недр. В пределах
этажей по химическому составу и степени минерализации выделяются четыре
зоны — гидрокарбонатная, сульфатная, сульфатно-хлоридная и хлоридная,
которые в свою очередь подразделяются на ряд подзон. Глубокие части
структур Уральской складчатой области, а, следовательно, и их вертикальная
гидрогеологическая зональность, практически не изучены.
Рис. 2. Гидрогеохимический разрез Башкирского Предуралья
1–7 – химический состав и минерализация подземных вод (г/л): 1 – гидрокарбонатные, реже сульфатно-гидрокарбонатные и хлоридногидрокарбонатные разнообразного катионного состава (до 1), 2 – сульфатные кальциевые (1–3), 3 – сульфатные натриевые и кальциевонатриевые (3–10, редко более), 4 – сульфатно-хлоридные кальциево-натриевые (3–10), 5 – сульфатно- хлоридные кальциево-натриевые и
хлоридные натриевые (10–36), 6 – хлоридные натриевые (36–310), 7 – хлоридные кальциево- натриевые и натриево-кальциевые (250–330); 8
– гидрогеохимические границы, 9 – стратиграфические границы; 10 – скважина: цифры слева – минерализация (г/л), справа – содержание
иода в опробованном интервале (мг/л), наверху номер скважины и название нефтеразведочной площади; 11 – изолинии содержания брома
(г/л), 12 – гидроизотермы
Анализ материалов по другим горным сооружениям, как молодым
(Кавказ, Копетдаг), так и древнейшим (Украинский, Балтийский щиты и др.),
показал, что они не являются гидрогеологически однозональными
структурами. Инфильтрационным водообменом в них охвачена только
верхняя часть разреза (до 1–2 км), воды которой разгружаются в виде
источников. Ниже располагается многокилометровая толща слабопромытых
пород, насыщенных хлоридными рассолами талассогенного (морского)
облика.
Подобная ситуация, судя по всему, характерна и для Урала.
Подтверждением этого служат высокометаморфизированные иодо-бромные
рассолы (62,8 г/л), вскрытые на глубине свыше 3 км в каменноугольных
отложениях Магнитогорского мегасинклинория (Уральская площадь).
Восходящая разгрузка глубинных хлоридных вод известна и в Башкирском
мегантиклинории (Ассинские минеральные источники).
Работу выполнил:
Студент ФГГ и НГД 5-2а
Симонов Н.С.
Работу принял:
Проф. каф. ПГ
Мохов А.В.
Скачать