Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние изученности проблемы 7
2. Геологические условия региона 18
2.1. Геологическое строение 18
2.2. Тектоника 22
2.3. Нефтегазоносность 27
3. Гидрогеологическая характеристика региона 31
3.1. Основные водоносные комплексы 32
3.2. Генезис подземных вод 45
4. Геохимия водорастворенных газов 54
4.1. Исходные данные и методика исследований 54
4.2. Распространение и зональность водорастворенных газов 56
4.3. Геохимическая характеристика отдельных водорастворенных газов 64
4.3.1. Метан 64
4.3.2. Сумма тяжелых углеводородов 70
4.3.3. Азот 82
4.3.4. Углекислый газ 90
4.3.5. Гелий 101
4.3.6. Водород.. 109
5. Генезис водорастворенных газов и связь их с нефтегазоносностью 118
5.1. Генезис водорастворенных газов на стадиях диагенеза и катагенеза 118
5.2. Связь водорастворенных газов с нефтегазоносностью 127
6. Сравнительная оценка применимости гидрогеологических и гидрогеохимических критериев нефтегазоносности 133
Заключение 156
Список литературы 158
Введение
- Геологическое строение
- Основные водоносные комплексы
- Сумма тяжелых углеводородов
- Генезис водорастворенных газов на стадиях диагенеза и катагенеза
Геологическое строение
Далее палеогидрогеологические исследования проводились С.Б. Вагиным и A.A. Карцевым с сотрудниками (1966). Авторами уточнялось число циклов еедимеп- тационного водообмена в разных отложениях и с этих позиций сделана попытка объяснить особенности химического состава подземных вод.
Применительно к Томской области аналогичные исследования проведены J1.C. Маныловой (1983), которая рассчитала количество отжатых и химически разложенных вод из глинистых отложений мелового и юрского возраста, определила пути их миграции и на этой основе оценила перспективы нефтегазоиоспости ряда геологических структур.
Большой группой исследователей проводилось изучение водорастворенного органического вещества в подземных водах бассейна. Е.А. Барс с сотрудниками (1990) за длительный период исследований проведено изучение водорастворимых органических веществ, начиная с иловых растворов и водных экстрактов из искусственно уплотненных илов и кончая осадочными отложениями и пластовыми водами. Полученная информация позволяет устанавливать относительную обогащенность пород органическим веществом, его сип- или эпигенетичность по отношению к изучаемым породам. В свою очередь это дает возможность выявлять источник водорастворимых битумондов пород, наличие и направление миграции, "первичность" и "вторичность" скоплений нефти в пределах исследуемого комплекса отложений. Далее можно устанавливать - какие процессы рассеяния (эмиграции) или накопления (аккумуляции) водорастворимого органического вещества и битумоидов в открытых порах пород преобладают в дайной зоне бассейна. Это позволяет оценить условия сохранения залежей, относительное время их формирования. Погружения гидрогеологических комплексов артезианского бассейна, а также в водах, обогащенных углекислотой, гидрокарбонат-ионом и имеющих повышенную температуру. Предложенный авторами комплекс показателей нефтегазоносности разделен на две группы - региональные и локальные. Из 20 рекомендованных показателей шесть представляют собой комплекс микроэлементов (неорганические), а четырнадцать - связано с водорастворенными органическими веществами. Оценка информативности показателей методами математической статистики позволила дать количественный геохимический и гидрогеохимический критерий для распознавания водоносных и газоносных, водоносных и нефтеносных пластов.
В дальнейшем эти исследования продолжались Р.Г. Прокопьевой и A.B. Рыльковым (1995). В порядке дальнейшего развития гидрогеохимического метода локальной оценки нефтегазоносности ими выявлен оптимальный комплекс критериев раздельного (нефть, конденсат) прогноза. В водах газоконденсатиых залежей наблюдается максимальное содержание бензола, толуола, органических кислот, аммония и минимальное - некоторых микроэлементов (титана, марганца, ванадия, никеля, циркония, цинка, свинца, меди, скандия, иттрия, иттербия, ниобия, стронция, бария и др.)
В водах нефтяных месторождений снижается количество органических кислот, бензола, толуола, но увеличивается содержание микроэлементов, причем залежи более тяжелых нефтей сопровождаются наиболее контрастными ореолами рассеяния. Метод, по мнению этих авторов, позволяет прогнозировать нефтяные и нефтегазо- конденсатные залежи по результатам исследований первых скважин, по каким-либо причинам, не давшим при испытании притоков углеводородов. Метод опробован на 137 объектах (пластах), на 135 из которых прогноз подтвержден открытием залежей жидких углеводородов.
Коллективом Объединенного института геологии, геофизики и минералогии СО РАН (Вышемирский и др., 1970, 1971, 1975; Трофимук и др., 1975) проводились исследования в юго-восточной части Западно-Сибирского артезианского бассейна (в основном, водорастворенного органического вещества и изотопного состава углерода нефтей). На основании сравнительного изучения водорастворенного органического вещества юрских и палеозойских отложений авторы пришли к выводу о генетической самостоятельности вод палеозоя, об отсутствии существенных гидродинамических связен между палеозойскими и юрскими водоносными горизонтами, а также о вероятности процессов нефте- и газообразования в палеозое и наличия в нем залежей нефти н газа. По данным авторов нефти палеозойских отложений по многим признакам (высокая парафинистость, низкая сернистость, слабая оптическая активность при наличии левовращающих фракций, значительные содержания изотопов углерода, серы, небольшое содержание нормальных алканов, низкая смолистость и др.) четко отличаются от нефтей мезозойских, образуя самостоятельный генетический тип. Они имеют много общих черт с битумоидами палеозойских отложений и резко отличаются от юрских. На основании комплексной оценки литолого-фациальных, битумологи- ческих и гидрогеохимических показателей авторы делают заключение о высокой перспективности на нефть и газ палеозойских отложений. Эта точка зрения не всеми исследователями разделяется.
В.А. Скоробогатовым (1983) установлено, что зональность распределения запасов нефти и газа по стадиям катагенеза органического вещества материнских и вмещающих пород в целом подобна глубинной зональности. Максимум запасов нефти в Западной Сибири приходится на длиннопламенную стадию, а газа - на переходную - от средне-иоздне буроугольной к длиннопламенной. По его мнению, на примере юрских отложений Западной Сибири, особенно ярко проявилось влияние теплового поля земной коры на начало, развитие и завершение процессов газо- и особенно пефте- накопления. На основе этих данных автором сделан вывод о большой информативности геотермических критериев нефтегазоносное..
Изучение гидрогеологических ореолов месторождений нефти и газа Западной Сибири проводилось В.В. Иелюбиным (1987). По его мнению, практически все залежи нефти и газа имеют ореолы (гидродинамические, гидрогеотермические, гидрогеохимические, газогидрохимические), отличающиеся размерами, контрастностью, конфигурацией и т.д. Наиболее информативными признаются газо- и гидрогеохимические (минерализация, содержание гидрокарбонат-иона, ванадия, никеля, хрома, титана, скандия, германия, кобальта, ртути, бензола, толуола, органических кислот, газо- насыщенносгь, упругость водорастворепных газов, содержание метана, этана и др.). Целенаправленное изучение таких ореолов позволяет, по мнению В.В. Нелюбнна, проводить раздельный прогноз нефтегазоносное ловушек антиклинального и неап- тиклинального типов. При наличии многопластовой залежи формируется группа водных ореолов, которая составляет гидрогеохимическое поле. Выявление таких полей позволяет расширить площадь поисковых участков и, следовательно, повысить достоверность прогноза.
Основные водоносные комплексы
Прежде всего, необходимо отметить, что в Томской области среди водорастворенных резко доминируют газы метановые, метаново-углеводородные, мета новоазотные и азотно-метановые редко азотные и не встречаются углекислые, сероводородные и кислородные. Только в отдельных точках в повышенных концентрациях встречаются N2, Н2, С02 и H2S, но они, кроме азотного, не формируют самостоятельного типа газа. Среди всех перечисленных типов газов резко преобладает метановый, который доминирует во всех водоносных комплексах без исключения (табл. 5.1). Второе место по распрастраненности принадлежит метаново-азотным, а третье - ме- таново-углеводородным газам, т.е. газам, связанным с метаморфизацией органического вещества и нефтегазообразованием. Отсутствие сероводородных и углекислых газов объясняется их большой химической активностью. Первый связывается и выпадает в виде сульфидов, второй расходуется при взаимодействии подземных вод с алюмосиликатами вследствие неравновесия системы вода-порода (Т.И. Силкина, Е.А. Жуковская, 2001).
Как показывают приведенные данные, метановый тип водорастворенных газов встречается во всех водоносных комплексах более чем 50 % случаев, а в валапжпп- ских отложениях достигает почти 97 %. Важно подчеркнуть, что рассматриваемый тип газа доминирует не только в водах западной части области, где уже обнаружено большое число месторождений нефти и газа, но и в восточной, перспективы нефтега- зоносности которой считаются невысокими. Примером этого положения может служить карта типов водорастворенных газов верхнеюрских отложений (рис. 4.36, глава 4), из которой видно, что все восточные регионы области, за исключением части Вла- димировского свода и Пыль-Караминского мегавала, характеризуются метановым типом газа. Аналогичная картина характерна и для других водоносных комплексов, за исключением апт-альб-сеноманского (рис. 4.2а, глава 4). При этом следует учитывать, что восточные регионы области изучены недостаточно и поэтому картина в будущем может измениться.
Важно обратить внимание на достаточно широкое распространение в исследуемом регионе метаново-углеводородных газов, к которым мы относим такие их разновидности, которые содержат более 25 % тяжелых углеводородов и метана 50 %. Если в водах 2х верхних водоносных комплексов эти газы практически отсутствуют, то ниже, начиная с валанжина, их доля незакономерно растет и достигает максимальных значений в разрезе верхнеюрских и палеозойских отложений, и в частности, в пределах Нюрольской впадины и Средневасюганского мегавала, перспективы нефтегазоносное которых высоки. Если объединить все разновидности метановых газов, т.е. чисто метановые, метаново-углеводородные и метаново-азотные, то их доля во всех водоносных комплексах составит 98 - 100 % (табл. 5.1).
Исключительно важным показателем водорастворенных газов служит их тазовый фактор, отражающий абсолютное их количество и широко используемый при оценке перспектив нефтегазоносности. На территории Томской области этот показатель колеблется в достаточно широких пределах и в целом его значения растут с глубиной от 0,2 до 0,7 в апт-альб-сеноманском комплексе до 1 - 3 м7мэ в палеозойском. Естественно, что названные цифры - это типичные значения газового фактора, которые меняются в каждом водоносном комплексе в более широких пределах. Одна из наиболее характерных черт поведения газового фактора это тенденция уменьшения его значений в направлении с запада на восток области. Эта тенденция прослеживается во всех водоносных комплексах, за исключением палеозойского, в котором максимальные значения газового фактора характерны для центральной части области (рис. 4.46, глава 4).
Вторая особенность поведения газового фактора заключается в том, что его максимальные значения характерны для вод верхнеюрских и палеозойских образований (табл. 5.2), в которых, как мы уже отмечали, значительным распространением пользуются метаново-углеводородные газы и перспективы нефтегазоносности которых в регионе максимальны.
В пределах верхнеюрских отложений газовый фактор превышает 3 м7м3 (Трассовая и Первомайская площади) и достигает даже 8 м7м" (Западно-Останииская площадь). Среди индивидуальных газов наибольшим распространением в водах пользуется метан, содержания которого редко опускаются 50 об% и часто составляют 7090 об% (табл. 5.2). Как показывают приведенные данные, максимальные средние значения СН4 характерны для валанжинского комплекса, а минимальные - для нижне- среднеюрского. Это, однако, не должно смущать, т.к. для этих комплексов характерны разные значения газового фактора и поэтому абсолютные содержания метана подчиняются другим закономерностям.
Более наглядное представление о распределении метана в разных водоносных комплексах можно получить из его гистограмм (рис. 5.6), сравнительный анализ которых показывает, что суммарно наиболее высокая его встречаемость характерна для содержаний 80 об%, которая в некоторых водоносных комплексах достигает 50 %.
Площадное распределение метана в водах можно видеть на примере нижне- среднеюрских отложений (рис. 4.8а, глава 4), из которого следует, что его высокие содержания ( 50 об%) встречаются на большей части территории, а наиболее высокие из них обнаружены в пределах Нижневартовского свода (Верхнеколтогорская площадь, 94.0 об%), Колтогорском мегапрогибе (Ледовая площадь, 97.5 об%) и Вла- димировском своде ( 90 об%).
Своеобразно и распределение суммы тяжелых углеводородов в регионе (ХТУ), среднее содержания которых в водах меловых отложений, за исключением валапжи- на, не превышает 1.3 об% (табл. 5.2), хотя в отдельных точках эти значения могут быть довольно высокими. Так, в Усть-Тымской впадине (Трассовая площадь) в водах апт-альб-сеноманского комплекса содержания 2ТУ достигают 6.4 об%, а в водах го- терив-барремского комплекса и того больше: 10.4 об% в пределах Парабельского ме- гавала (Инкинская площадь) и 11.3 об% в пределах Пудинского мегавала (Остапнн- ская площадь).
Сумма ТУ имеет тесную связь с нефтегазоносностью исследуемого района. Почти все участки с повышенным содержанием (более 7 об%) приурочены или связаны с выявленными месторождениями нефти и газа.
Но наиболее высокие содержания 2ТУ встречаются в водах верхнеюрскпх отложений, подтверждая тем самым их наиболее высокую перспективность на нефть и газ. Особенно высокие их концентрации характерны для южной части Каймысовского свода, Нюрольской впадины, Средневасюганского и Пудинского мегавалов, Усть- Тымской впадины. Здесь их содержания практически всегда превышают 10 об% и могут непосредственно на месторождениях (Поселковое, Линейное и др.) достичь даже 70 - 90 об%, что свидетельствует об их высокой информативности.
В нижне-среднеюрских и палеозойских образованиях содержания водораство- ренных ТУ значительно снижаются (табл. 5.2), хотя и здесь в отдельных точках можно встретить высокие их концентрации (до 50 об%).
Анализ взаимосвязи содержания метана и суммы ТУ с выявленной нефтеносностью исследуемых отложений (рис. 5.7) показал, что средние значения этих компонентов изменяются как вниз по разрезу, так и в зависимости от продуктивное ГИ УТИХ отложений. Повышенные содержания суммы ТУ в ВР газах сопровождаются снижениями содержания метана.
Сумма тяжелых углеводородов
Гидрогеохимические поиски месторождений нефти и газа, основанные на факте существования генетических связей залежей углеводородов с составом подземных вод, заключаются, прежде всего, в изучении химического, органического, микрокомпонентного, газового, изотопного и микробиологического состава последних, интерпретируемого с учетом типа нефтегазоносных структур, истории их развития, гидрогеологических и гидрогеохимических условий, степени катагенетического и других видов геохимических изменений пород и органического вещества. Подобный подход к данному вопросу четко прослеживается в работах М.Е. Альтовского, В.А. Сулпна, A. A. Карцева, М.С. Гуревича, В.А. Соколова, А.Е. Гуревича, В.Н. Корценштейна, B. А. Кротовой, М.К. Хабберта, Л.М.Зорькина, В.М. Матусевича, Е.В. Стадника. JI.H. Капченко, Я.А. Хаджакулиева и др. При изучении состава подземных вод в неф- тепоисковых целях серьезное внимание уделяется, прежде всего, получению качественных проб воды из соответствующих водоносных горизонтов (без примеси бурового раствора), позволяющих получить количественные значения региональных и локальных показателей нефтегазоносности, специфичные для различных геологических структур.
В разное время было предложено множество различных групп показателей. Среди первых можно назвать классификации В.А. Сулина, A.A. Карцева, М.С. Гуревича, М.А. Гатальского, A.C. Зингера, М.Е. Альтовского, В.А. Кротовой, Е.В. Стадника. По мере развития и совершенствования гидрогеологии, как науки, комплекс показателей нефтегазоносности совершенствовался и дополнялся. При этом, по мнению Е.В. Стадника, намечаются три тенденции в развитии этого направления исследований.
Согласно первой все показатели разделяются на прямые и косвенные. При этом принимается, что прямые однозначно (прямо) указывают на связь этих показателей с залежами нефти и газа, а косвенные характеризуют благоприятные условия для сохранения этих залежей. Согласно второй тенденции показатели группируются в зависимости от рода гидрогеологического материала, лежащего в основе их использования. Например, различают общегидрогеологические, палеогидрогеологические, гидрогеохимические, газовые, геотермические и др. Третья тенденция предусматривает выделение специфических показателей условий для: 1) залегания нефти и газа, 2) формирования месторождений, 3) сохранения залежей, 4) наличия ловушек и др. Для этих групп подбираются соответствующие показатели среди ионно-солевого, газового состава подземных вод и т.д.
В результате многочисленных исследований, проведенных в различных бассейнах, а также анализа существующих классификаций, определилась следующая совокупность гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоноеноети: 1) обще- и палеогидрогеологические, 2) гидродинамические, 3) гидрогеохимические, 4) органохимические, 5) газовые, 6) геотермические и 7) микробиологические.
Применительно к Томской области наиболее полно вопрос о гидрогеологических показателях нефтегазоноеноети исследован А.Д.Назаровым (1982), который разработал и их подробную классификацию. Наиболее важными нефтегазопоисковы- ми гидрогеохимическими признаками, по его мнению, являются газонасыщенноеть подземных вод, состав водорастворенных газов и органических веществ. Использование этих показателей позволяет выделять как крупные нефтегазоносные территории, так и локальные площади. Например, использование данных по упругости растворенных газов на первых этапах изучения Западно-Сибирского артезианского бассейна позволило Н.Н.Ростовцеву (1950) обосновать перспективность на нефть и газ этой провинции. Дальнейшие исследования показали, что основные нефтегазоносные районы и зоны бассейна оконтуриваются значениями газового фактора более 1л/л, упругости растворенных газов более 0.7, концентраций тяжелых углеводородов более 2% и жирных кислот более 250 мг/л. Близкие к указанным критерии приводит и М.И. Зейдельсон (1976), по данным которого региональные границы промышленной нефтеносности в терригеином девоне на востоке Русской платформы проводятся по изолинии общей газонасыщенности 0.25-0.3 л/л и содержанию углеводородов в составе водорастворенных газов 25-30%.
Анализируя материалы исследований, приведенные в главах 2-4, можно выделить следующие группы показателей нефтегазоноеноети: 1) общегидрогеологические (характер гидрогеологического строения бассейна, наличие и мощность водоупоров, их выдержанность, генетический тип вод, положение исследуемого района в пределах гидрогеологического бассейна, геологическая история последнего и т.д.); 2) гидродинамические (тип водообмена, характер напора, гидравлические уклоны, скорости движения воды, отношение к областям питания и разгрузки и др.); 3) гидрогеохимические (общая минерализация, химический тип воды, степень метаморфизации, содержание сульфатов, йода, брома, бора, аммония, С1/Вг, гШ/гС 1, 1/Вг, В/Вг и др. коэффициенты); 4) органические (Сорг, 1Морг, органические кислоты, ароматические углеводороды, фенолы, Рорг, бензол, толуол, аквабитумоиды и т.д.); 5) газовые (состав во- дорастворенного газа, газонасыщенность вод, упругость водорастворенных газов, содержание метана, Н28, газовый фактор и др.); 6) геотермические (температура, геотермический градиент); 7) палеогидрогеологические (гидрогеологические условия прошлых геологических эпох, определяющие формирование нефтегазовых залежей).
Конкретные данные или значения для разных групп показателей приведены в таблице 6.1. Прежде всего, отметим, что на исследуемой территории выделяется два региональных мощных водоупора эоцен-верхнемеловой и валанжии-верхнеюрский, разделяющие нефтеперспективный разрез на два гидрогеологических этажа. В западных регионах области, где эоцен-верхнемеловой комплекс пользуется региональным распространением, инфильтрационные воды не проникают в нижележащие водоносные комплексы, в которых сохраняются, поэтому седиментационные воды, относительно высокоминерализованные, способствующие формированию и сохранению нефтегазовых залежей. В восточных регионах области, где этот водоупор отсутствует современная гидрогеологическая ситуация совершенно иная (см. гл. 3).
Несмотря на достаточно большое число работ по обсуждаемой проблеме, вопрос об эффективности применения гидрогеологических показателей при поисках нефтяных и газовых месторождений остается до конца не изученным. Как показал анализ результатов исследований в Томской области, эти лее показатели по-разному реагируют на наличие нефтяных и газовых месторождений в разных гидрогеологических комплексах. В этой связи нами изучена связь региональных гидрогеологических показателей с уже выявленными перспективами нефтегазоносности Томской области по отдельным стратиграфическим (гидрогеологическим) комплексам. В основу такого анализа положена карта перспектив Томской области (А.Э. Конторович, 2001) (рис. 6.1). В результате впервые удалось дать количественные оценки каждого индивидуального показателя применительно к каждому водоносному комплексу (таблице 6.1). Комплекс показателей с соответствующими параметрами служит более надежным показателем, чем это было ранее.
Генезис водорастворенных газов на стадиях диагенеза и катагенеза
Принято считать, что генетические коэффициенты (С1/Вг, гКа/гС1 и др.) отражают степень «метаморфизации подземных вод», которая протекает на стадиях дна- и катагенеза. При этом, чем меньше их значения, тем выше метаморфизация седимеп- тационной воды. Эти коэффициенты не имеют прямой связи с нефтегазоносностыо, но они отражают геохимическую обстановку в водоносном горизонте и наличие условий для нефте-газообразования. Иодо-бромный коэффициент увеличивается вблизи залежей и поэтому служит прямым критерием при оценке перспектив конкретных геологических структур.
Важнейшими показателями нефтегазоносное выступают органах им инескис, которые тесно ассоциируют с органическим веществом горных пород и самих залежей. Сумма РОВ часто выражается через Сорг. Однако необходимо иметь в виду, что водорастворенная органика в подземных водах представлена двумя крупными типами соединений: 1) нелетучими и 2) летучими. На практике же часто анализируют только летучую часть, которая составляет всего 7-22% от общего содержания (Зорькин и др., 1982). Установлено, что по мере приближения к залежам нефти, газа или газокондеп- сата содержания Сорг в водах неуклонно возрастают главным образом за счет летучей их части. К сожалению, в Томской области такие данные практически отсутствуют.
Важнейшим компонентом РОВ являются органические кислоты - нафтеновые, гуминовые и жирные, которые особенно охотно концентрируются в щелочных водах С1-1Ча типа, которые характерны для Томской области. При приближении к залежи содержания всех этих кислот обычно возрастают и поэтому являются показателями нефтегазоносное недр. Более того, нафтеновые кислоты отражают даже состав нефти: наибольшее их количество характерно для залежей, обогащенных нафтеновыми УВ. Содержание гумусовых кислот изменяется параллельно нафтеновым. Содержания жирных кислот в водах Томской области в районах месторождений по данным А.Д. Назарова достигает нескольких сот мг/л.
Ароматические углеводороды (бензол и толуол), фенолы, арены, алканы, аква- битумоиды и др. органические соединения практически всеми исследователями относятся к прямым показателям нефтегазоносности. Например, высокие концентрации бензола и толуола обычно наблюдаются в водах вблизи нефтегазовых залежей. При прочих равных условиях их содержания растут с ростом температуры и газового фактора (Мату с евич, 1976).
Важнейшими, применительно к условиям Томской области, выступают газовые показатели. Среди них особое значение играют газовый фактор, состав газа, содержания метана и тяжелых углеводородов (табл. 6.1), а также общая газонасыщенность, парциальная упругость и др. Закономерности изменения газовых показателей в зоне влияния залежей различны для разных гидрогеохимических условий. Тем не менее, с приближением к залежам в составе ВРГ возрастают содержания УВ, увеличивается газонасыщенность вод, упругость газов, отношение упругости газов (Рг) к пластовому давлению (Рв) и т. д. В Томской области по составу водорастворенного газа выделяются даже типы нефтяных и газовых залежей. При этом продуктивные и непродуктивные структуры четко выделяются по содержанию УВ.
Все сказанное, а также многочисленные данные по другим нефтегазоносным провинциям позволяют считать газовые параметры состава вод наиболее надежными прямыми показателями региональной и локальной оценки перспектив нефтегазоносности всех стратиграфических комплексов Томской области. К особенно надежным критериям относятся повышенные, по сравнению с фоновыми, содержания метана и ТУ, газонасыщенность вод углеводородами, общая и парциальная упругость газов, наличие бутана, пентана, гексана, газовый фактор.
Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности подразделяются на 2 группы: 1) региональные, определяющие условия генерации жидких и газообразных углеводородов, и 2) локальные, контролирующие формирование и сохранение залежей в конкретных геолого-структурных условиях. В Томской области наблюдается в целом благоприятная геотермическая обстановка для формирования нефтегазовых залежей, а в пределах месторождений углеводородного сырья имеют место геотермические аномалии на 5-10С выше, чем в пределах непродуктивных горизонтов. Полученные зависимости необходимо использовать в практике геолого-поисковых работ.
Палеогидрогеологические показатели используются для выяснения гидрогеологической обстановки прошлых геологических эпох региона и выявления благоприятных палеоусловий для протекания процессов нефте- и газообразования. Формирование и сохранение залежей углеводородов обусловлено главным образом седимента- ционными водами и соответственно элизионным водообменом, т.к. инфильтрацион- ный водообмен приводит к изменению гидрогеохимических условий не в пользу неф- теобразоваиия и разрушению уже сформировавшихся залежей.
В пределах Томской области инфильтрационный водообмен наблюдался в течение длительных периодов в ранне-среднеюрское и альб-сеноманское время, а на востоке области практически в течение всей постальбской эпохи. Однако последующие морские трансгрессии с накоплением мощных глинистых толщ привели к вытеснению инфильтрациоиных вод из юрских и меловых коллекторов и замене их седимеп- тационными, отжатыми из водоупоров (Назаров и др., 1997). Но такая картина характерна только для западной части области. На востоке меловые и подавляющая часть юрских отложений практически полностью промыты и заполнены инфильтрацион- ными водами.
По имеющимся ориентировочным оценкам в юрских отложениях, несмотря на длительный инфильтрационный цикл водообмена, на западе области сохраняются преимущественно" седиментационные воды, степень разбавления которых инфильтра- ционными не более 2\ В отложениях неокома эта пропорция, вероятно, достигает 2\ а в апт-альб-сеноманском комплексе, видимо, 3х кратного соотношения. Однако это ориентировочные оценки, которые требуют уточнения. На востоке области картина принципиально иная, т.к. в этом регионе доля инфильтрациоиных вод на порядок выше.
Как видно из всего сказанного, для оценки перспектив нефтегазоноеноети крупных территорий и локальных структур области имеется довольно большое число гидрогеологических и гидрогеохимических показателей, которые несут разную информацию и не в одинаковой степени используются на производстве. Все это требует их некоторой оптимизации.
Как и большинство авторов имеющихся работ, мы предлагаем делить гидрогеологические показатели на региональные и локальные (табл. 6.2), прямые и косвенные. О региональных, прямых и косвенных показателях уже сказано выше. Поэтому кратко остановимся только на локальных критериях. Локальные показатели связаны с ореольным рассеиванием компонентов, генетически связанных с залежами нефти и газа и они, безусловно, относятся к прямым. Это, прежде всего, группа газовых и ор- ганохимических показателей (метан и его гомологи, упругость газа, газовый фактор, коэффициент газонасыщения, ароматические УВ, фенолы, МН4, нафтеновые и жирные кислоты и т.д.). Применительно к Томской области особенно важны повышенные концентрации ТУ, сопровождающиеся повышенными содержаниями в воде бензола, толуола, аквабитумоидов и др. соединений.
