Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние теории и методики геохимических поисков нефти и газа
1.1. Разработки в области теории (достижения и нерешенные проблемы) 11
1.2. Состояние развития и применения геохимических поисков нефти и газа в Восточной Сибири 20
Глава 2. Особенности геологического строения и гидрогеологии районов исследований
2.1. Геологические особенности... 28
2.2. Гидрогеологическая характеристика 42
2.2.1. Солевой состав пластовых вод гидрогеологических комплексов 47
2.2.2. Водорасгворенные газы гидрогеологических комплексов 48
Глава 3. Методика региональных и прогнозно-рекогносцировочных геохимических исследований применительно к условиям восточной сибири
3.1. Особенности проведения полевых работ... 60
3.2. Методика гидр oreохимичеоких исследований... 61
3.2.1. Геохимическое опробование 61
3.2.2. Водно-газовое опробование 62
3.2.3. Отбор овободных газов 63
3.2.4. Почвенное и грунтовое опробование 63
3.2.5. Водногелиевое опробование 64
3.2.6. Снежное опробование 65
3.2.7. Газокерновое опробование 66
3.2.8. Методика геохимического опробования сейсмоскважин 69
3.2.9. Методика обработки и построение карт 75
3.2.10. Влияние сезонности на геохимические показатели 78
Глава 4. Условия формирования геохимических аномалий над месторождениями нефти и газа и определение информативных показателей гпнг для районов юго-запада Якутии
4.1. Закономерности изменения геохимических показателей в зоне развития многолетней мерзлоты.
4.1,1. Распределение полей концентраций углеводо родных газов над продуктивной частью разреза и в зоне поверхностного геохимического зондирования 85
4.2. Закономерности изменения геохимических показателей в зоне развития островной мерзлоты 110
4,2.1. Влияние продуктивных отложений на формирование газогеохимических полей концентраций осадочной толщи 114
4.3. Распределение геохимических показателей в малоперспективных районах на нефть и газ 123
4.4. Условия формирования геохимических аномалий в зоне поискового зондирования исследуемых районов 130
4.5. Пршденение факторного анализа для определения информативных нефгегазопоиоковых геохимических показателей 139
Глава 5. Стадийноогь и рациональный комплжс геохимических методов поисков месторождений нефти и газа на юго-западе Якутии
5.1. Стадии геохимических поисков (в зависимости от степени геолого-геофизической и геохимической изученности) 153
5.2. Рациональный комплекс методов ГПНГ для условий юго-запада Якутии 159
5.3. Районирование территории и оценка перспектив нефтегазоносносги по данным нефтегазопоисковой геохимии 164
Заключение 171
Литература 178
- Состояние развития и применения геохимических поисков нефти и газа в Восточной Сибири
- Солевой состав пластовых вод гидрогеологических комплексов
- Методика геохимического опробования сейсмоскважин
- Распределение геохимических показателей в малоперспективных районах на нефть и газ
Введение к работе
В решениях ХХУТ съезда КПСС предусмотрено ускоренное развитие нефтяной и газовой промышленности на основе внедрения новых прогрессивных геофизических и геохимических методов. Особую роль эти методы преобрегаюг для перспективных территорий Воогочной Сибири /126, 130/, где традиционные гео-лого-геофизические нефтегазопоисковые исследования оказались недостаточно эффективными. В последние годы достигнуты определенные успехи в обосновании теории и методики геохимических поисков нефти и газа (ГПНГ). Однако внедрение геохимических исследований в комплексе о другими работами на нефть и газ сдерживается сложным геологическим строением /31, 32, 33, 134/ Сибирокой платформы (развитие интрузий трапповой формации, разрывных нарушений, мощных толщ каменной соли, распространение зоны многолетнемерзлых пород - ШП) и грудными физико-географическими условиями (сплошная затаеженносгь, сильно расчлененный рельеф, суровый климат), В связи с этим, возникает необходимость разработки такого комплекса методов, который будет достаточно эффективным при поисках нефти и газа в специфических уоловиях Восточной Сибири. В теоретическом и методическом отношении особую важность преобретают вопросы изучения миграции углеводородов (УВ) и формирования геохимических полей концентраций в верхней части осадочного разреза при наличии сплошной и оогровной многолетней мерзлоты; влияния геохимических барьеров в процессе субвергикальной миграции флюидов; генетического родства исследуемых газов; отадий-носги и рационального комплекса ГПНГ применительно к иооледуемым территориям.
Перед постановкой традиционных ГПНГ в условиях Восточной Сибири, геохимики как научных, гак и производственных организаций вынуждены на первых стадиях ГПНГ опробовать самый обширный комплекс применяемых методов и находить оптимальное минимальный, Оообое значение приобретают вопросы диагностики фиксируемых полей концентраций углеводородных газов (УВГ) в зоне геохимического зондирования. Трудности в интерпретации получаемой геохимической информации о нефтегазоносности недр заключаются также в отсутствии завершающих стадий ГПНГ (поисково - оценочной и детальной). До настоящего времени применяемые ГПНГ в Восточной Сибири проводятся в зоне активного во-догазообмена, что приводит к значительному искажению геохимической информации и осложнению ее интерпретации.
Настоящая дисоертация является результатом исследований, проведенных автором в лаборатории нефтегазопоисковой геохимии (НГПГ) при кафедре геологии нефти и газа Иркутского гос-универоигега им. А,А,Жданова, в пределах территории Ботуобин-ского нефтегазоносного района (HIP) и Якутского выогупа.
Целью работы явилось теоретическое и методическое обоснование нефтегазопоисковых геохимических критериев и стадийности ГПНГ для районов юго-запада Якутии,
В задачи научного исследования входит следующее:
- оценка экранирующей и проводящей роли ММП в процессе субвертикальной миграции углеводородных газов (УВГ) и других флюидов от нефтегазовых залежей к дневной поверхности;
- выявление закономерностей изменения ооотава УВГ над залежами в различных геологогекгонических условиях;
- выяонение геохимических связей газов залежей УВ и вышележащих отложений и установление информативных геохимических показателей;
- возможность комплектования результатов геохимических съемок с другими видами геологических исследований и выбор оптимального комплекса методов и огадийносги ГПНГ применительно к условиям региона;
- районирование территории и оценка перспектив ее нефте-газоноснооти по данным нефгегазопоисковой геохимии.
Для решения поставленных задач в пределах Ботуобинского НГР были выбраны Богуобинокое газоконденоатное месторождение и Северные склоны Тялаканского поднятия.
Средне-Богуобинское нефтегазовое месторождение является эталонным объектом (с точки зрения постановки прямых ГПНГ) по оледующим предпосылкам: наличие нефтегазоносных залежей в продуктивных горизонтах месторождения (ботуобинокий, осинокий), предопределяющее степень достоверности выявленных геохимических аномалий и служащее для обоснования и выделения наиболее информативных поисковых признаков. Северные склоны Талаканско-го поднятия представляют определенный интерес в геохимическом плане ввиду сложности тектонического строения, развития "островного" характера многолетней мерзлоты, высокой проницаемости разреза (наличие зон активной разгрузки пластовых вод, обусловленных глубоким проникновением тектонических нарушений) и как территория с неустановленными перспективами нефтегазонос-ности.
Якутский выотуп бесперспективный по геолого-геофизичео-ким данным на нефть и газ, исследовался о целью проверки ин формативности применяемых методов и отбраковки некоторых поисковых признаков, не дающих "полезного" сигнала.
С 1977 по 1983 гг. при непосредственном участии автора (ответственный исполнитель), в пределах исследуемых объектов и территории Богуобинокого НГР осуществлены поисковые маршруты на площади около 120 тыо,кв. км. Проведены исследования химических анализов более 2200 проб воды, грунта и шлама. Кроме того, использовано более 300 анализов свободного газа продуктивных горизонтов, 2500 данных дискретного газового каротажа, фондовые материалы научных и производственных организаций (ВНШЯГГ, ВостСибНИИГГиМС, ПГО "Ленанефгегазгеология" и др.).
Результаты исследований докладывались на Всесоюзном межведомственном совещании "Прямые геохимические методы поисков месторождений нефти и газа" (Иркутск, 1979), конференциях: "Геология и полезные иокопаедше юга Воогочной Сибири" (Иркутск, 1979), "Геология и полезные ископаемые Восточной Сибири" (Иркутск, 1982, 1983), "Геохимия ландшафтов при поисках месторождений полезных ископаемых и охране окружающей ореды" (Новороссийск, 1982), "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР" (Якутск, 1983).
Полученные результаты использованы при нефтегазопоиско-вых работах в пределах юго-запада Якутии. Разработанный комплекс ГПНГ и результаты исследований внедрены в ПГО "Ленанеф-тегазгеология", НПО "Нефтегеофизика", ПГО "Иркутскгеофизика".
Основные результаты работы изложены в 14 статьях и трех научно-исследовательских отчетах.
При выполнении исследований автор пользовался консультациями и помощью проф еосоров Л.М.Зорькина, И.С.Старобинца, докторов г.-м.н. Н.В.Лопатина, А.В.Пегухова, В.С.Лебедева, кандидатов наук В.А.Ванюшина, С.А.Зубайраева, А.Н.Изосимовой, Л.С.Кондратова, В.Ф.Лузина, Б.А.Лысова, В.В.Павленко, И.И.Ру-ковишникова. Постоянную помощь автор получал от сотрудников производственных организаций,- А.А.Ануприенко, Б.Р.Клементьева, В.В.Ломтадзе, Г.Г.Лебедя, В.Н.Ольховика, В.С.Ситникова, а также оотрудников лаборатории НГПГ Иркутокого университета В.Д.Дорохина, Н.Н.Поливановой, Н.Н.Пастухова, Н.И.Решетина, Л.Е.Салина, которым автор приносит свою признательность.
Автор вырансаег благодарность своему научному руководителю доктору г.-м.н. Е.В.Стаднику и научному консультанту кандидату г.-м.н., доценту В.П.Исаеву, способствовавшим созданию настоящей работы.
Состояние развития и применения геохимических поисков нефти и газа в Восточной Сибири
Геохимические исследования на территории Сибирской платформы начали проводиться в 40-х годах В.А.Успенским и А.ИЛер ским, которые изучали ОВ нижнекембрийских отложений. 1 В 50-х годах геохимическими исследованиями занимаются Н.Н.Бо-городицкая, И.П.Карасев, Ю.И.Пиковский, В.В.Самсонов, И.А.Юрке-вич и др. По результатам исследований ОВ керна глубинных скважин в 60-х годах И.П.Карасевым и др. были выделены нефтемаге-ринские и нефгесодержащие комплексы пород нижнего кембрия: нижнемотский терригенный комплеко, верхняя часть средне-могско-го комплекса, осинский, балыхтинский, христофоровский горизонты усольского и низов бельского комплексов, а также определены наиболее перспективные участки платформы для дальнейших поисков нефти и газа.
К средине 60-х годов геохимические исследования ведутся в основном по трем направлениям: 1. Исследования флюидов залежей нефти и газа. 2. Изучение рассеянного органического вещества (РОВ). 3. Разработка прямых геохимических методов поисков месторождений нефти и газа.
Изучением УВ флюидов залежей занимались сотрудникитВост-СибНИИ ГГ и МС - Д.И.ДробоТ:1-, Р. Н. Ире снова, В.П.Исаев и др. В 1964-68 гг. В.П.Исаевым были изучены основные свойства нижнекембрийских нефтей в связи с геологическими условиями их залегания и высказана мысль о преобладании вторичных залежей углеводородов в карбонатном разрезе нижнего кембрия /66, 67/. Р.Н.Прес-нова в 1977 г. дала подробную геохимическую характеристику нефтей венда и нижнего кембрия юга Сибирской платформы. При этом высказано предположение, что скопление нефти на Преображенской и Средне-Ботуобинской площадях испытали переформирование, и наиболее глубоко этот процесс проявился на федне-Ботуобинской площадях испытали переформирование, и наиболее глубоко этот процесс проявился на Средне-Богуобинокой площади; проведено выделение двух типов залежей нефти-сингенетичные и эпигенич-ные, образовавшихся в результате процессов вертикальной миграции /53, 54, 58, 124, 125/.
Изучением рассеянного органического вещества в зависимости от струкгурно-фациальных особенностей развития басоейна си-деменгации занимаются сотрудники ВостСибНИИ ГГиМС - Д.И.Дро-бот, Т.В.Одинцова и др./52, 53, 54, 109/. В ПГО "ВоотСибнефте-газгеология" - В.В.Самоонов внес значительный вклад в познание взаимосвязи ОВ пород со свободными и растворенными газами. Им была разработана методика изучения газовой составляющей осадочных отложений, насыщенных ОВ, определен комплекс информативных геохимических показателей при диагностике нефтегазоматеринских свойогв перспективных отложений и при ШНГ, сконструирован и использован прибор для десорбции газа из закрытых пор пород под вакуумом /127, 128, 129, 130/.
Прямые геохимические методы поисков нефти и газа на Сибирской платформе начали разрабатываться и применяться с 1963 г. Г.Г.Лебедем, С.Ф.Труфановой. Они проводят исследование газов, буровых раогворов глубоких скважин на Марковской, Христофоров-ской и Илимской площадях /87/. В 1964 г. на Березовокой площади В.П.Исаев выполнил битумную съемку.
С 1974 г. при ВСІУ, ныне ПГО "ВостСибнефтегазгеология", создается Опытно-методичеокая геохимическая партия, которая под руководством В.М.Зарукина и Г.Г.Лебедя проводит региональ ные и прогнозно-рекогносцировочные ГПНГ. В комплеко геохимических методов входит газокерновое, гидрогазогеохимическое и микробиологическое опробование /56/. С момента создания партии и до настоящего времени отработан комплекс методов ГПНГ как при региональных, так и прогнозно-рекогносцировочных геохимических исследованиях. При камеральной обработке значительное внимание уделяетоя вопрооам генезиса образования фиксируемых полей концентраций основных геохимических показателей, широко используются методы математической стагиогики. По результатам геохимичеоких исследований выполнено районирование в пределах отдельных территорий Непского свода и рекомендованы наиболее информативные геохимичеокие показатели /50, 86, 87/.
В 1974 г, при Иркутском университете под руководством В.П.Исаева создается лаборатория нефгегазопоисковой геохимии (НГПГ). Теоретическое и методическое изучение применимости ГПНГ на Сибирской платформе лабораторией НГПГ было начато с территории Красноярского края (Подкаменно-Тунгуоская ступень). На первоначальной стадии исследований большое внимание уделялось методике газометричеокого (шнековые скважины), газокерно-вого (колонковые скважины глубиной 30 м )опробования, дегазация проб керна, хроматографического анализа газов, определения органического углерода в породах, ОВ в водах и люминес-центно-бигуминологического анализа. В последующие годы лаборатория НГПГ проводит исследования по отработке геохимических методов поисков нефти и газа на территории Непско-Богуобинской антеклизы (Преображенской, Средне-Ботуобинской, Нюйской площадей и Якутского выступа).
Солевой состав пластовых вод гидрогеологических комплексов
Рифей-вендский водоносный комплекс по солевому составу имеет хлориднокальциевый тип пластовых вод. Данный комплекс широко распространен на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. В пределах районов исследований подстилает газоконденсатную залежь Средне-Ботуобинского месторождения. Застойный режим вод данного комплекса приводит к постепенному обогащению их легко-растворимыми компонентами за счет реакций катионного обмена.
Как отмечают А.С.Анциферов, В.В.Павленко и мн. др. /П4/, хлориднокальциевый тип вод является положительным гидрохимическим показателем нефтегазоносности недр, в силу того, что воды этого типа на поверхности не формируются и требуют изолированных замкнутых от поверхности условий, таких не как для формирования и особенно сохранение залежей нефти и газа.
Воды хлориднокальциевого состава выявлены в Верхнемотс-ко-осинском (юэдейско-нижнемогском) водоносном комплексе в "залежи осинского горизонта. Отложения комплекса выходят на дневную поверхность в зоне Пеледуйской складчатой области (рис. 2 И). При оценке степени метаморфизации вод (г, Na/Cl) по В.А.Оулину, прослеживается ее зависимость от минерализации и расположения водоносного комплекса. Нижезалегакщие воды ри-фей-вендского комплекса при минерализации 380 г/л, имеют большую степень метаморфизации (0,13), по сравнению с водами верхнемотскогосинского комплекса. В пределах Средне-Ботуобинского месторождения (осинокий горизонт) минерализация вод достигает 545 г/л, коэффициент метаморфизации составляет
Нижне-ореднебелъский водоносный комплекс соленосной гидрогеологической формации распространен на большей части изученной территории (рис. 2.Ж). Воды хлориднокальциевого состава отмечаются в пределах Мирнинокого овода и Средне-Ботуобской площади. Хлориднонатриевый состав выявлен в бассейне рек Нюя и Пеледуйй(Пеледуйекая зона складчатости).
Таким образом, из приведенной картины распределения солевого состава и степени метаморфизации вод прослеживается зональность их распределения по площади и пространственная взаимосвязь снизу вверх по разрезу. В районах распространения многолетней мерзлоты и относительно застойного режима пласгных вод (Мирнинский овод, Средне-Ботуойинское месторождение) отмечается зона с преобладанием хлориднокальциевого типа вод. При переходе к зонам свободной разгрузки пластовых вод и выходов на поверхность отложений рассматриваемых гидрогеологических комплексов (2.И.Ж) тип вод зонально оменяется на хлориднонатриевый.
Анализ водорастворенных газов Непоко -Ботуобинской ЕГО производился по классификации, предложенной Л.М.Зорькиным /57/ и приводится по данным В.В.Павленко, В.Ф.Обухова, В.А.Бронникова и др. /114/.
Водораотворенные газы исследуемых вод терригеиного комплекса, согласно принятой классификации, подразделяется на два класса - углеводородный и азотный. Углеводородный класс га зов делится на метановый и азошно-метановый. Углекислые типы газов, ввиду низкого содержания кислых газов ( С02 + Н ) не выделяютоя в отдельный тип.
Газонасыщенносгь исследуемых вод изменяется в широких пределах, В рифей-вендском водоносном комплексе изменяется от 10 до 271 ом3/л. Максимальная газонасыщенность плаотовых вод локализуется в пределах федне-Ботуойинского месторождения, понижение газонасыщеннооги отмечается в юго-западном и северо--востонном направлении границ месторождения. В скважине Й 10, удаленной от ГВК на расстояние 5 км, она составляет 36 ата, в скважине № 2, которая находится вблизи контура ГВК, упругость возрастает до 72 ата. Содержание индивидуальных компонентов в водорастворенных газах составляет: метана 497-509 см /л, этана - 5,19-5,52 см /л, пропана - 0,6 см /л, н-буга-на - 0,07-0,08 см3/л, азота - 24,88-25,45 ом3/л (В.В.Павленко и др., 1975).
В растворенных газах верхнемотоко-осинского (юэдейоко-нижнемогского) водоносного комплекса, в районе федне-Ботуобин-окого месторождения, отмечается повышенная метанизация (рис. 2.К). Содержание метана и др. гомологов изменяется: СН от 84 до 92/2, ШЪ от 4.9 до 7,18$, азота от 1,32 до Q%, киолотных газов от 0,09 до 8%. В пределах бассейна р.Нюи состав газа сменяется на азотно-метановый, а в зоне Пеледгйской складчатости на азотный (В.В.Павленко и др., 1975 г.).
Методика геохимического опробования сейсмоскважин
Вопрос комплексирования геофизических методов о прямыми геохимическими методами поисков становится вое более актуальным ввиду значительных трудностей, возникающих при интерпретации получаемой информации.
Методичеокие исследования по геохимичеокому опробованию оейомоокважин проводились на оейсмопровилях, отрабатывающихся на Братском месторождении и на сопредельной с ней Окинской структуре (территория Иркутского амфитеатра).
При исследовании применимости геохимических методов в оейс-моразведочных скважинах, были изучены следующие параметры объекта измерения: размер частиц шлама (сухой, водонасыщенный), температура нагревания породы при разбуривании, глубина и состояние забоя скважин, уоловия выноса шлама на поверхность. Стерильность проб предопределяется типом применяемых буровых станков, технологией бурения окважин (воздушная, водная промывка забоя скважины или шнековая). Наиболее эффективным с точки зрения стерильности и сохранности ствола скважины.для исследований является бурение оайсмоскважин с воздушной очисткой забоя. При данной технологии бурения сохраняется первоначальная текстура частиц шлама, но в то же время возникают трудности о привязкой выносимой породы по стволу скважины. При отсутствии бурения о воздушной очисткой забоя его с уопехом может заменить шнековое бурение. Вынос шлама из забоя производится в оухом виде и вследствие равномерного выхода породы на поверхность обеспечивается привязка проб по стволу скважины, а) Методика отбора геохимичеоких проб из сейсмоскважин
Отбор проб шлама производится в процессе бурения через 3-5 м проходки. Частицы шлама (5-Ю мм) отбирались в полиэтиле-новый пакет и документировались в обычном порядке. Бес пробы составляет 500-600 г., что вполне достаточно на газовый, лю-минесцентно-битуминологический и спектральный анализы. При отборе проб большое внимание должно уделяться стерильности, однородности литологии пород, привязке к интервалу отбора, температуре воздуха,атмосферному давлению. Отобранные пробы хранягоя в специальных контейнерах, в прохладном месте, фок хранения проб до момента анализа не должен превышать 15-30 дней, В лабораторных условиях исследуемые пробы подвергаются механической дегазации под вакуумом, люминесцентно-битумологи-ческому и спектральному анализам,
В методическом плане отбор проб шлама производился из скважин с воздушной и водной промывкой, С целью изуяения влияния сезонности на состав газов шлама отбор проб осуществлялся как в зимних, так и в летних условиях. В летних условиях состав газов в шламе двух типов скважин (по условию промывки) практически не различается (таблица 4), за исключением углекислого газа, содержание которого в шламе окважин с прошвкои водой в 2 раза выше, чем с воздушной очисткой забоя. В зимних условиях состав газа более дифференцирован, В скважинах с воздушной очисткой содержание предельных УВ повышено 1,5 раза, доля непредельных УВ уменьшается.
Состав призабойного воздуха по стволу скважины на различных глубинах испытывает значительные колебания, которые отражаются в увеличении их концентраций,о глубиной наблюдается непосредственно после бурения (таблица 5).
При изучении.состава призабойного воздуха до и пооле взрыва наблюдается следующее (таблица 6). При бурении в стволе скважины выделяется газ из"открытых" и "закрытых" пор. После взрыва на забое скважины образуется газовая смесь, в составе которой преобладают 02, N2, 002, СН4 и отмечаетоя присутствие газообразных продуктов взрыва. В течение 5 суток пооле взрыва происходит выравнивание концентраций газа в системе порода-забой-атмосфера. При исследовании призабойного воздуха в скважинах о воздушной и водной промывкой забоя в течение 6-12 месяцев было отмечено, что состав газов на забое различен (таблица 7).
Призабойный воздух в скважине с водной очисткой характеризуется низким содержанием 02 и N2, высокими концентрациями С02, Н2, УВ; НУВ преобладают над ПУВ. Газы менее жирные (KQf составляет 13,3-25,8). В окважинах о воздушной очисткой забоя отмечают ся более высокое содержание 02, N2, более низкое 002, Н2, УВ. Содержание 02, N2, 00 2 позволяет предположить, что состав газов на забое окважин находится в равновесии с атмосферой. Повышенные значения УВ, 002, Н2 в скважинах с водной промывкой завиоят от стерильности промывочной жидкооти, поступающей в ствол скважины (масла и др.). Ввиду этого данный тип скважин наименее пригоден для геохимического опробования.
Распределение геохимических показателей в малоперспективных районах на нефть и газ
В пределах аномалии встречаются дайги траппов и разломы, которые имеют распространение и за пределами перспективных земель. Юго-восточный край аномалии оовпадает с глубинным разломом, выделенным по сейоморазведке. В структурном отношении аномалия частично перекрывает северо-восточную периклиналь Верхне-Нюйской структуры. Кольцевой характер, описываемой аномалии, имеет пространственную приуроченность с распределением концентраций СН4, I УВ в терригенных отложениях венд + нижнего кембрия (рис. 9Б, 10). На оолабленность разреза и взаимосвязь нижнего структурного плана о поверхностными отложениями указывает гелиеноонооть поверхностных вод. Аномалийные зоны по гелию пространственно совпадают о направлением миграционного потока, установленного по ооновным геохимическим показателям в пределах ооадочной толщи разреза и в поверхноотяых водопроявлениях.
Обобщая в целом вышеизложенное, можно сделать оледующие выводы: 1. Отмеченное ранее (глава 2.2) региональное движение пластовых вод рифей-вендокого и соленосного водоносных комплексов фиксируется комплексом гидрохимических и газовых показателей в местах непосредственной их разгрузки (Пеледуйская зона складчатооги). 2. Химический состав поверхностных вод овязан с глубиной их разгрузки: типично поверхностные воды являются цреимущест- венно гидрокарбонатными, глубинные - хлор-кальциевого и хлор-натриевого соогава. 3. Приуроченнооть выходов свободного газа и нефтепроявле-ний к меотам разгрузки пластовых вод, подтверждает мысль о существовании оегиональных мигоапионных поопесоов УВГ и ДОУГИХ Опоискованная площадь расположена на южном склоне Якутского выступа, осложняющего Якутский свод, выраженный в рельефе фундамента и нижних горизонтов осадочного чехла /12/. На площади щироко развиты озера термокарсгового типа. В овязи с тем, что источников и поверхностных водотоков :на изученной территории не обнаружено, опробовались только воды озер (рис. II Б), По солевому составу поверхностные воды огносятоя к гидро-карбонагно-магниевому типу. На фоне слабо минерализованных вод выделяются участки с повышенным солевым составом до 2199,63 мг/л. Фоновая минерализация поверхностных вод составляет 650 мг/л. Иох хлора в водах озер обнаружен неповсемесгно. Средние концентрации иона колеблются от 0 до 439,58 мг/л. Кроме вышеперечисленных гидрохимических показателей, в водах района присутствуют: натрий, калий, аммоний, бром, йод, сульфат, ион, железо двух, трех валентное, гидрокарбонат,ион. По оумме гидрохимических показателей распространения второй аномалнйной зоны (19 баллов) прослеживается в районе точек 55, 67, 68, 41, 15, II (рис. 13).. , Водорастворенные газы района являются азотно-кислородными (таблица 18). При сравнительной характеристике среднего состава водорастворенных газов с Нюйской и Средне-Ботуобинской площадям огмечаегоя значительное понижение концентраций углекислого газа, аргона. Углеводородная часть исследуемых газов имеет ряд характерных черт. При возрастании концентраций метана, исследуемые газы имеют повышенную "жирность" за счет преобладания в их соо-гаве ПУВ. Коэффициент глубинности (ПУВ/НУВ) и К5 по своим значениям аналогичны данным в водорастворенных газах Средне-Ботуобинской площади. Бутановый коэффициент К4 имеет пониженные значения.
