геология и разведка
Preview

Известия высших учебных заведений. Геология и разведка

Расширенный поиск

Гидрогеология артезианских бассейнов южной части Карского моря и Ямало-Гыданской мегаседловины

https://doi.org/10.32454/0016-7762-2022-64-2-92-99

Полный текст:

Содержание

Перейти к:

Аннотация

Введение. В гидрогеологическом отношении территория Баренцево-Карского шельфа изучена недостаточно подробно и данные о гидрогеологическом районировании основываются в основном на результатах исследований 1970-х гг., когда были предприняты попытки выделения артезианских бассейнов шельфа по комплексу гидрогеологических показателей нефтегазоносности. В настоящее время положение границ бассейнов может быть скорректировано на основании актуальных данных нефтегазогеологического районирования и гидрогеологического опробования скважин.

Цель. Проведение гидрогеологического районирования территории южной части Карского моря и севера Западно-Сибирской геосинеклизы, включающих нефтегазоперспективные структуры: Южно-Карскую синеклизу и Ямало-Гыданскую мегаседловину, а также химический анализ подземных вод водоносных комплексов юрско-мелового возраста, слагающих отложения осадочного чехла Западно-Сибирского осадочного бассейна.

Материалы и методы. В исследовании использовался главным образом картографический метод для анализа более ранних карт и схем гидрогеологического и нефтегазогеологического районирования российского сектора континентального склона Северного Ледовитого океана и для определения границ выделяемых артезианских бассейнов. Для химического анализа подземных вод использовались результаты гидрогеологического опробования скважин, пробуренных на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении.

Результаты. Определены границы двух артезианских бассейнов — Южно-Карского субмаринного и Ямало-Гыданского семимаринного, соответствующих одноименными нефтегазоперспективным структурам и обладающих одинаковым геологическим строением. Для обоих бассейнов характерно наличие основных водоносных комплексов мезозойского гидрогеологического этажа Западной Сибири. При изучении состава подземных вод Заполярного месторождения установлено, что с глубиной закономерно сменяются типы вод с увеличением содержания гидрокарбонат-иона вследствие возможной миграции флюидов, обогащенных углекислотой, из пород фундамента.

Заключение. Выделенные бассейны отличаются широким распространением нефтегазоносных структур, детальной изученностью осадочного чехла. Для обоих артезианских бассейнов характерно распространение подземных вод единого состава и генезиса.

Для цитирования:


Власенко С.С. Гидрогеология артезианских бассейнов южной части Карского моря и Ямало-Гыданской мегаседловины. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2022;(2):92-99. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2022-64-2-92-99

For citation:


Vlasenko S.S. Hydrogeology of the artesian basins of the southern part of the Kara sea and Yamal-Gydansk megasaddle. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2022;(2):92-99. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2022-64-2-92-99

В связи с интенсивным промышленным освоением месторождений нефти и газа основное внимание сегодня уделяется изучению территории российской Арктики, в состав которой входят высокоперспективные и перспективные на наличие углеводородов осадочные бассейны, расположенные в пределах континентальной окраины и шельфа. Формирование осадочного бассейна происходит в определенном геодинамическом режиме, где важную роль играют прежде всего тектонические процессы, определяющие форму и строение залежей нефти и газа [15]. Режимы нефтегазообразования различаются в бассейнах, расположенных в пределах материков, океанов и переходных зон [18].

Особый промышленный интерес представляют месторождения нефти и газа, расположенные в западной части российской Арктики — на шельфе Баренцева и Карского морей. Стоит подчеркнуть, что последние гидрогеологические обобщения исследований Баренцево-Карского шельфа проводились лишь в 1970-е годы. Тем не менее для всесторонней оценки локализации и геологического развития нефтегазоносных структур на шельфе необходим учет гидрогеологических особенностей исследуемых структур. В настоящее время роль гидрогеологических исследований важна также при решении задач по защите окружающей среды, а именно учета геоэкологических опасностей и выделения зон со сложной геоэкологической обстановкой в том числе в пределах нефтегазоперспективных объектов [21].

Результаты

Гидрогеологическое районирование. На начальном этапе исследований было произведено выделение Баренцево-Карской шельфовой гидрогеологической области (ШГО), разделенной на западную часть, включающую шельфовые артезианские бассейны Восточно-Баренцевского мегапрогиба [3], и восточную часть, включающую Южно-Карский шельфовый субмаринный артезианский бассейн с прилегающим Ямало-Гыданским семимаринным артезианским бассейном, частично расположенным на шельфе Карского моря [4]. Выделение артезианских бассейнов в восточной части Баренцево-Карской ШГО произведено также с учетом нефтегазогеологического районирования бассейнов континентального склона Северного Ледовитого океана и границы артезианских бассейнов южной части Карского моря, которые соответствуют границам крупных нефтегазоперспективных структур [6][16]. Указанные бассейны расположены в южной части Карского моря и в северной части Западной Сибири на территории Ямальского и Гыданского полуостровов (рис.).

Рис. Артезианские бассейны южной части Карского моря.
Цифрами на карте обозначены: 1 — площади артезианских бассейнов, 2 — границы геологических структур, 3 — крупные и уникальные месторождения газа, 4 — крупные и уникальные месторождения нефти, газа и конденсата
Fig. Artesian basins of the southern part of the Kara sea.
The numbers on the map are indicated by: 1 — the areas of artesian basins, 2 — the boundaries of geological structures, 3 — large and unique gas fields, 4 — large and unique oil, gas and condensate fields

Южно-Карский артезианский бассейн соответствует Южно-Карской синеклизе, включающей Западно-Карскую структурную зону, Русановско-Скуратовскую зону поднятий, в пределах которой открыты два уникальных газоконденсатных месторождения — Русановское и Ленинградское, а также Восточно-Карскую структурную зону. Бассейн является субмаринным как погруженная в Карское море часть Западно-Сибирской геосинеклизы. Южно-Карская синеклиза представлена в основном месторождениями газа и газоконденсата, связанными с апт-альб-сеноманским комплексом пород [6].

Ямало-Гыданский артезианский бассейн соответствует северной части Западно-Сибирской низменности — Ямало-Гыданской мегаседловине, включающей Северо-Ямальскую зону поднятий и Северо-Гыданскую региональную ступень. Бассейн является семимаринным, поскольку частично расположен на суше и характеризуется инфильтрационным режимом для верхних водоносных горизонтов. Северная часть Западно-Сибирской низменности перспективна преимущественно в отношении залежей нефти.

Гидрогеохимическая характеристика водоносных комплексов южной части Карского моря. Установлено единство геологического строения и стратиграфической приуроченности мезозойско-кайнозойских отложений Южно-Карской синеклизы и Ямало-Гыданской мегаседловины как краевой (погружающейся) части Западно-Сибирской геосинеклизы [5][6][16]. Дно южной части Карского моря характеризуется непосредственным продолжением нефтегазоносных структур суши на шельф. Отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла севера Западной Сибири и южной части Карскогоморя, залегающие на палеозойском основании, разделены на осадочные сейсмогеологические мегакомплексы [7]. В этом отношении справедлива закономерная гидрогеохимическая зональность в рассматриваемых структурах на основании времени взаимодействия подземных вод с вмещающими породами [11].

Наиболее общий гидрогеологический разрез ряда месторождений Западной Сибири представлен шестью водоносными комплексами: олигоцен-четвертичным, турон-олигоценовым, апт-альб-сеноманским, неокомским, юрским и триас-палеозойским [9].

Одним из главных факторов гидрогеологических исследований при решении задач нефтегазопромысловой геологии является применение различных гидрогеологических показателей продуктивности недр, что связано с важным значением водных растворов в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Данная методика в последние годы приобретает международный формат и способствует решению широкого круга проблем: оценки продуктивности недр из залежей сланцевых пород [17][19][20], определению зоны контакта продуктивных пластов [12], учету долевого участия конденсационных вод в смесях маломинерализованных технических и пластовых вод [1].

В качестве объекта исследования выбраны водоносные комплексы Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГМ), расположенного в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО), структурно примыкающей к Ямало-Гыданской мегаседловине.

Гидрогеологическая изученность определялась по отбору проб воды из 18 скважин Заполярного НГМ, вскрывших следующие комплексы нижнего гидрогеологического этажа: туронский, сеноманский, неокомский, верхнеюрский, нижне-среднеюрский. Верхний гидрогеологический этаж включает отложения олигоцен-четвертичного возраста и пробами не был представлен.

Результаты гидрогеохимических исследований отражены в таблице гидрогеохимической характеристики водоносных комплексов Заполярного месторождения (табл.). В пределах исследуемых водоносных комплексов преобладающим генетическим типом по классификации В.А. Сулина является хлоридно-кальциевый тип.

Таблица. Гидрогеохимическая характеристика водоносных комплексов Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения
Table. Hydrogeochemical characteristics of water-bearing complexes of the Zapolyarnoe oil and gas condensate field

Показатели

Ед. измерения

Водоносные комплексы

Турон-олигоценовый

Апт-альб-сеноманский

Неокомский

Верхнеюрский

Нижне-среднеюрский

HCO3

мг/дм3

24,0

201,3—268,0 (234,6)

16,0—1244,0 (594,8)

146,0

61,0

CO3

84,0

н/об

12,0—108,0 (11,1)

-

-

SO42–

н/об

5,0—52,0 (28,5)

1,6—683,0 (71,5)

3,0

-

Cl

4397,0

7092,0—10283,4 (8687,7)

186,0—5502,9 (1151,7)

6,0

20,0

Br

5,9

27,0

0,5—11,8 (4,7)

-

-

I

4,2

12,7—15,4 (14,1)

0,4—10,4 (2,5)

-

-

Na+

2730,0

4300,0—6373,8 (5336,9)

281,0—3195,4 (866,2)

25,0

10,0

K+

0,8—1 (0,9)

1,0—35,0 (7,8)

6,0

1,0

Ca2+

160

216,0—240,0 (228,0)

2,0—419,0 (115,4)

24,0

14,0

Mg2+

6

66,8—68,0 (67,4)

1,0—12,9 (5,2)

6,0

7,0

NH4+

18,00

15,0—20,0 (17,5)

0,2—16,5 (3,1)

13,6

0,3

B

3,9

6,2

2,1—19,8 (8,8)

2,3

0,8

Общая минерализация

г/дм3

7,4

12,1—17,1 (14,6)

0,9—9,2 (2,8)

0,2

0,1

Нафтеновые кислоты

-

0,7

0,7

0,1—0,8 (0,5)

1,4

0,2

Газосодержание

л/л

1,3

0,3

1,88

2,1

0

rNa/rCl

-

0,96

0,94—0,96 (0,95)

0,81—503,77 (31,31)

6,41

0,77

Cl/Br

-

-

262,27

4,90—528,30 (194,71)

-

-

Ca/Cl

-

0,04

0,02—0,03 (0,03)

0,01—0,22 (0,09)

4,00

0,70

B/Br

-

-

0,2

0,22—21,15 (3,46)

-

-

Тип вод по В.А. Сулину

-

Хлоридно-кальциевый

Хлоридно-кальциевый в 2 верхних пластах и сульфатно-натриевый — в остальных

Гидрокарбонатно-натриевый

Хлоридно-кальциевый

Вниз по разрезу происходит смена генетических типов подземных вод по классификации В.А. Сулина с хлоридно-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый. Одним из факторов наличия гидрокарбоната натрия в водах верхнеюрских отложений может быть результат миграции обогащенных углекислотой подземных вод из пород доюрского фундамента, формирующих разломно-блоковый характер строения неокомских и верхнеюрских продуктивных отложений Западной Сибири, что нашло отражение в исследованиях подземных вод Усть-Тегусского и Урненского месторождений из южных нефтегазоносных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) [8][14].

Заключение

По результатам исследований выделены гидрогеологические структуры нового типа — Южно-
Карский шельфовый субмаринный и Ямало-Гыданский семимаринный артезианские бассейны, отличающиеся от ранее выделенных в работах Я.В. Неизвестнова [10] широким распространением нефтегазоносных структур и более детальной изученностью гидрогеологического разреза. Установлено закономерное распространение подземных вод общего состава и генезиса в рассматриваемых бассейнах, поскольку геологическое строение Южно-Карского бассейна аналогично строению Ямало-Гыданского. Общей характеристикой большинства месторождений Западно-Сибирской НГП является единая стратификация водоносных комплексов нижнего (мезозойского) гидрогеологического этажа, в которой происходит смена генетических типов с хлоридно-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый при переходе от меловых отложений к юрским с увеличением содержания гидрокарбонат-иона [13]. Особенности данной гидрогеохимической зональности были представлены на примере гидрогеологического разреза Заполярного НГМ и используются в настоящее время как критерий регионального прогноза нефтегазоносности [2].

Список литературы

1. Абукова Л.А., Абрамова О.П. и др. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. 2015. № 2(12). С. 2—3.

2. Бешенцев В.А., Сальникова Ю.И. и др. Гидрогеохимические условия нефтегазовых областей Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона (часть 2) // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 6. С. 19—30. DOI: 10.31660/0445-0108-2019-6-19-30

3. Власенко С.С., Судариков С.М. Гидрогеологическое районирование нефтегазоперспективных структур Восточно-Баренцевского мегапрогиба // Геология, география и глобальная энергия. 2022. № 1. С. 64—73. DOI: 10.54398/2077-6322_2022_1_64

4. Власенко С.С., Судариков С.М. Гидрогеологические структуры и нефтегазоносность южной части Карского моря // Рельеф и четвертичные образования Арктики, Субарктики и Северо-Запада России. 2020. № 7. С. 38—43. DOI: 10.24411/2687-1092-2020-10705

5. Власенко С.С., Судариков С.М. Особенности гидрогеохимии подземных вод Пур-Тазовской нефтегазоносной области на примере нефтегазоконденсатного месторождения «Заполярное» // Рельеф и четвертичные образования Арктики, Субарктики и Северо-Запада России. 2021. № 8. С. 44—51. DOI: 10.24412/2687-1092-2021-8-44-51

6. Конторович В.А., Конторович А.Э. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа Карского моря // Доклады Академии наук. 2019. Т. 489. № 3. С. 272—276. DOI: 10.31857/S0869-56524893272-276

7. Конторович В.А. Нефтегазоносность Карского моря // Деловой журнал Neftegaz. RU. 2018. № 11. С. 34—43.

8. Курчиков А.Р., Плавник А.Г. и др. Геодинамические и гидродинамические условия Урненского и Усть‐Тегусского нефтяных месторождений // Геодинамика и тектонофизика. 2019. Т. 10. № 4. С. 1011—1027. DOI: 10.5800/GT-2019-10-4-0455

9. Матусевич В.М., Рыльков А.В. Геолого-геохимические условия нефтегазообразования и формирование нефтегазоносности осадочных бассейнов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 1. С. 28—36.

10. Неизвестнов Я.В., Бро Е.Г. и др. Типизация морских артезианских бассейнов Арктики по комплексу гидрогеологических показателей нефтегазоносности. Ленинград: Северное морское научно-производственное геолого-геофизическое объединение «СЕВМОРГЕО», Научно-исследовательский институт геологии Арктики, 1977. Том I. 258 с.

11. Новиков Д.А. Основные черты гидрогеохимии Арктики // Интерэкспо ГEO-Сибирь. 2015. Т. 2. № 1. С. 125—129.

12. Садыкова Я.В., Фомин М.А. и др. Прогноз нефтегазоносности юрских и палеозойских отложений южных районов Западно-Сибирского бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 9. С. 114—127. DOI: 10.18799/24131830/2019/9/2260

13. Сальникова Ю.И., Бешенцев В.А. Природные условия и результаты подсчета запасов подземных вод для обеспечения системы ППД на ЗападноМессояхском и Восточно-Мессояхском НГМ // Горные Ведомости. 2016. Т. 7. № 146. С. 32—41.

14. Севастьянов А.А., Коровин К.В. и др. Особенности строения и оценка потенциала ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры // Успехи современного естествознания. 2016. № 8. С. 195—199.

15. Севостьянова Р.Ф., Ситников В.С. Развитие представлений о строении и нефтегазоносности территории Непско-Ботуобинской антеклизы и прилегающей части Предпатомского прогиба // Записки Горного института. 2018. Т. 234. С. 599—603. DOI: 10.31897/PMI.2018.6.599

16. Супруненко О.И., Устрицкий В.И. и др. Геологогеофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. 2009. № 4. С. 17—25.


Об авторе

С. С. Власенко
Северо-Западный филиал ООО «Русская Буровая Компания»
Россия

Власенко Сергей Сергеевич — геолог 2-й категории 

12 корп. 2, лит. А, Кораблестроителей ул., г. Санкт-Петербург 199126

тел.: +7 (981) 687-99-50



Рецензия

Для цитирования:


Власенко С.С. Гидрогеология артезианских бассейнов южной части Карского моря и Ямало-Гыданской мегаседловины. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2022;(2):92-99. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2022-64-2-92-99

For citation:


Vlasenko S.S. Hydrogeology of the artesian basins of the southern part of the Kara sea and Yamal-Gydansk megasaddle. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2022;(2):92-99. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2022-64-2-92-99

Просмотров: 230


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 0016-7762 (Print)
ISSN 2618-8708 (Online)