Содержание к диссертации
Введение
1. ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПЕРМО-ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 16
1.1. Характеристика геолого-геофизической изученности 16
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 22
1.3. Тектоническое строение 28
1.4. Нефтегазоносность 39
1.4.1. Нефтегазогеологическое районирование 39
1.4.2. Общая характеристика залежей углеводородов 43
1.5. Характеристика пермо-триасового гидрогеологического комплекса 50
2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМО-ТРИАСОВОГО КОМПЛЕКСА 54
2.1. Гидрогеохимическая характеристика пластовых вод 54
2.1.1. Минерализация,,..,.. 62
2.1.2. Химический состав растворов 65
2.1.2.1. Галогены 65
2.1.2.2. Аммоний 69
2.1.2.3. Гидрокарбонат - ион 71
2.1.2.4. Сульфат-ион 71
2.1.2.5. Бор \ 74
2.1.2.6. Щелочные элементы 74
2.1.2.7. Щелочноземельные элементы 76
2.1.2.8. Ион-магния 78
2.1.3. Гидрогеохимические коэффициенты 80
2.1.4. Сравнительная гидрогеохимическая характеристика пластовых вод мезозойских и палеозойских отложений 88
2.2. Газогидрогеохимическая характеристика 97
2.2.1. Классификация водорастворенных газов 97
2.2.2. Газогидрогеохимическая зональность 107
2.3. Гидрогеодинамическая характеристика пермо-триасового комплекса .113
2.3.1. Общая характеристика природных гидрогео динамических систем .113
2.3.2. Гидрогеодинамическая зональность 116
2.3.3. Сравнительная гидрогеодинамическая характеристика гидрогеологических комплексов Восточно-Предкавказского бассейна 129
2.4. Гидрогеотермическая характеристика пермо-триасового комплекса... 132
2.4.1. Современное температурное поле 132
2.4.2. Палеогеотермическиеусловия.., 136
3. ГЕНЕЗИС ПЛАСТОВЫХ ВОД И ФОРМИРОВАНИЕ ИХ СОСТАВА... 140
3.1. Общие представления о генезисе подземных вод в нефтегазоносных бассейнах 140
3.2. Палеогидрогеологические реконструкции 144
3.2.1. Возраст пластовых вод 160
3.3. Модели генезиса вод пермо-триасовых отложений и формирования их состава 161
3.3.1. Анализ существующих представлений о генезисе пластовых вод пермо-триасового гидрогеологического комплекса 161
3.3.2. Условия формирования состава растворенных солей пластовых вод пермо-триасового гидрогеологического комплекса 165
3.3.3. Изотопная характеристика пластовых вод пермо-триасового гидрогеологического комплекса... 171
3.3.4. Влияние эндогенных факторов на формирование инверсионной гидрогеохимической зональности в пермо-триасовом гидрогеологическом комплексе 177
4. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЕРМО-ТРИАСОВОГО КОМПЛЕКСА ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ 182
4.1. Общая характеристика нефтегазопоисковых гидрогеологических показателей 182
4.1.1. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности локальных объектов ,„..., 184
4.1.2. Гидрогеологические показатели раздельного прогноза нефте- и газоносности 187
4.2. Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности пермо-триасовых отложений ...189
4.2.1. Характеристика условий сохранности углеводородных скоплений в пермо-триасовых отложениях 190
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 199
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 202
Введение к работе
Актуальность работы. Восточное Предкавказье является одним из основных нефтегазодобывающих районов на юге России. Эффективное поддержание и увеличение здесь уровня добычи углеводородного сырья становится возможным лишь при постоянном обобщении и анализе геологического материала, накапливаемого в процессе проведения геологоразведочных работ, открытия и ввода в разработку новых месторождений. Пермо-триасовый нефтегазоносный комплекс - один из основных объектов промышленной разработки на территории платформенной части Восточного Предкавказья, более 2/3 ресурсов углеводородного сырья в котором пока не освоено. Использование при прогнозировании нефтегазоносности пермо-триасовых отложений комплекса гидрогеологических факторов, отражающих в частности условия сохранности углеводородных скоплений и закономерности их пространственного расположения, способствует повышению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.
Работа выполнялась в рамках программ геологоразведочных работ на нефть и газ (1999-2003 гг.) Главного управления природных ресурсов и охраны окружающей среды по Ставропольскому краю и НИИ проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленности СевКавГТУ.
Цель работы. Повышение достоверности оценки перспектив нефтегазоносности отложений пермо-триасового комплекса Восточного Предкавказья на основе комплексных гидрогеологических исследований.
Основные задачи исследований.
Изучение химического состава (макро-, микроэлементный, газовый), свойств пластовых вод и основных закономерностей их изменения по площади и разрезу.
Изучение гидрогеодинамических и гидрогеотермических условий гидрогеологической системы пермо-триасового комплекса.
Изучение генезиса пластовых вод и условий формирования их ионно-солевого и газового состава.
Оценка перспектив нефтегазоносности пермо-триасовых отложений по гидрогеологическим показателям.
Научная новизна.
Составлены новые схемы гидрогеохимической, газогидрогеохими-ческой, современной и палеогидрогеодинамической, современной и палеогеотермической зональностей пластовых вод на основе уточненных параметров гидрогеологической системы пермо-триасового комплекса Восточного Предкавказья.
Разработана новая наиболее вероятная модель генезиса пластовых вод пермо-триасового комплекса и формирования их химического и газового состава.
Впервые обоснован наиболее информативный гидрогеологический показатель условий сохранности углеводородных скоплений в пермо-триасовых отложениях,
Проведена оценка перспектив нефтегазоносности отложений пермо-триасового комплекса на территории платформенной части Восточного Предкавказья по гидрогеологическим показателям.
Практическая значимость работы заключается в использовании разработанной схемы расположения зон, благоприятных для нахождения углеводородных скоплений в пермо-триасовых отложениях платформенной части Восточного Предкавказья, при текущем и перспективном планировании геологоразведочных работ на нефть и газ.
Основные защищаемые положения.
Схемы гидрогеохимической, газогидрогеохимической, современной и палеогидрогеодинамической, современной и палеогеотермической зональностей пластовых вод пермо-триасового комплекса Восточного Предкавказья.
Модель генезиса пластовых вод пермо-триасового комплекса и формирования их химического и газового состава.
Уточненная схема перспектив нефтегазоносности пермо-триасовых отложений на территории платформенной части Восточного Предкавказья по данным гидрогеологических исследований.
Реализация результатов работы. Полученные автором результаты использованы при выборе основных направлений и планировании геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Восточного
Предкавказья, что подтверждено соответствующими актами внедрения научных разработок автора.
Апробация и публикации. Основные положения диссертационной работы представлялись, докладывались и обсуждались на: IV - VII межрегиональных конференциях СевКавГТУ "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону", г.Ставрополь (2000 - 2003 гг.); VII Международном симпозиуме, г.Томск (2003 г.); Всероссийской конференции "Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа", г.Москва (2003 г.).
Результаты проведенных исследований отражены в 2 научных отчетах Научно-исследовательского института проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленности СевКавГТУ. По теме диссертации имеется 11 публикаций.
Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты научных исследований, выполненных автором за период её обучения в аспирантуре на кафедре геологии нефти и газа СевКавГТУ с 1999 по 2003 гг. В качестве первичного материала использованы результаты аналитических и экспериментальных исследований проб пластовых флюидов (153 пробы пластовых вод, 58 проб водорастворенных газов) и образцов горных пород, отобранных в глубоких скважинах, данные геофизических и геолого-промысловых исследований скважин и другие материалы научных и производственных организаций (НИИ ПНТ НП СевКавГТУ, СФ СевКавНИПИнефть, ОАО ',НК"Роснефть,*-Ставропольнефтегаз\ ОАО "НК"Роснефть"-Дагнефть", ИГиРГИ, ВНИГРИуголь и др.), многочисленные публикации по исследуемой проблеме. Обобщение материала осуществлялось путем статистической обработки данных, построения графиков и карт, отражающих современные и палеогидрогеологические условия в пермо-триасовом гидрогеологическом комплексе платформенной части Восточного Предкавказья.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 139 страницах, иллюстрируется 67 рисунками, 21 таблицей и сопровождается списком литературы из 170 наименований.
Автор выражает благодарность научному руководителю, заведующему кафедрой геологии нефти и газа СевКавГТУ, кандидату геолого-
минералогических наук, доценту, Почетному работнику высшей школы РФ, действительному члену Международной академии минеральных ресурсов, члену-корреспонденту Академии технологических наук РФ Анатолию Андреевичу Ярошенко за большую помощь при работе над диссертацией, а также сотрудникам кафедры геологии нефти и газа и НИИ ПНТ НП СевКавГТУ за поддержку и внимание, оказанные в период обучения в аспирантуре.
1. ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПЕРМО-ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
1.1. Характеристика геолого-геофизической изученности
С начала 1950-х годов на территории Восточного Предкавказья (рис. 1) проводились региональные геофизические исследования (электроразведка, гравиразведка, магниторазведка) и сейсмические исследования МОВ площадного и обобщающего характера. В конце 60-х годов на некоторых структурах были выполнены буровые работы и в 1968 году из пермо-триасовых отложений (верхняя часть нефтекумской свиты) был получен промышленный приток нефти в скважине 5-Урожайненской (интервал 3528-3550 м, дебит 127 т/сут на 6 мм штуцере). Получение промышленного притока нефти вызвало необходимость изучения пермо-триасового комплекса детальными сейсмическими исследованиями.
В 1968 году трестом Трознефтегеофизика" на территории Дагестана были начаты опытно-методические сейсмические исследования методом ОПТ, которые в дальнейшем получают широкое развитие. В 1970 году по региональному профилю, отработанному в Прикумской системе поднятий партией вновь созданного треста "Сгавропольнефтегеофизика", были выделены перспективные участки постановки сейсмических исследований, целью которых явилось изучение строения пермо-триасовых отложений. В результате региональных работ в Прикумской системе поднятий, Восточно-Манычском прогибе, Арзгирском прогибе были выявлены основные тектонические элементы в триасовом комплексе и установлены закономерности их распространения. Наряду с региональными работами проводились детальные площадные работы с целью подготовки объектов к поисково-разведочному бурению, в результате которых были выделены крупные структурные элементы: Арбалинский и Совхозный валы, Максимокумско-Приманычский, Колодезно-Закумский и Урожайненский приподнятые блоки.
В пределах Арзгирского прогиба была выявлена Бойчаровская грабенообразная впадина, выполненная разновозрастными отложениями триаса, а в пределах Довсунского прогиба - Буйволинская впадина. На некоторых объектах, установленных геофизическими методами, были
Рисунок 1
получены промышленные притоки нефти и газа и открыты месторождения (Совхозное, Байджановское, Надеждинское и др.). Другие объекты не подтвердились и были выведены из поисков с отрицательными результатами.
Начиная с 1976 года, проводятся обобщающие тематические работы, по результатам которых были построены структурные карты по отражающим горизонтам и структурно-фациальные карты, дающие представление о площадном распространении доюрских отложений.
В 80-90-е годы пермо-триасовое направление является одним из основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в Ставропольском крае.
В 1981 году ИГиРГИ разработана программа региональных работ по Восточному Предкавказью. В программе предусматривалась отработка каркасной сети региональных сейсмических профилей для проведения на их основе сейсмостратиграфического анализа и выделения перспективных объектов. По отработанным к настоящему времени профилям уточнены границы распространения сейсмических комплексов в триасе, выделены перспективные участки.
С 1983 года ПО "Ставропольнефтегеофизика" проводятся планомерные детальные площадные исследования МОГТ в пространственной модификации, Применение этого метода позволило с большей уверенностью выделять новые перспективные объекты в нефтекумской свите, уточнить границы распространения фациальных зон.
Плотность сейсмических профилей в зоне Манычских прогибов и в Прикумской системе поднятий к 1985 году составляла 2-3 км/км , а в Арзгирском прогибе, Арзгиро-Мирненской зоне менее 2 км/км , что не позволяло надежно выявлять структурные особенности триасовых отложений.
В результате проведенных сейсмических исследований, начиная с 1985 года, подготовлено для постановки глубокого бурения около 40 объектов.
На большей части территории, занятой основными месторождениями (Величаевское, Колодезное, Зимняя Ставка, Правобережное, Восточно-Безводненское, Пушкарское и др.), в 1978-1986 г.г. была проведена пространственная (трехмерная) сейсморазведка ЗД. В результате обработки геолого-геофизических материалов построены сейсмогеологические разрезы и выполнена их сейсмостратиграфическая интерпретация.
По результатам сейсмических исследований МОГТ в пространственной модификации, проведенных в 1991-1992 г.г. в пределах Величаевско-Максимокумского вала, было уточнено строение месторождений Колодезного, Поварковского, Путиловского, Пушкарского, Зимне-Ставкинского и даны рекомендации на их доразведку.
К 1994 году пространственной системой наблюдений (ЗД) покрыта территория Величаевско-Максимокумского вала и Прикумской системы поднятий, которая простирается от Велич аевского и Колодезного месторождений на западе, далее продолжается в пределах Путиловского, Поварковского, Правобережного, Зимне-Ставкинского месторождений, доходит на востоке до Русского Хутора Северного и Русского Хутора Центрального и заканчивается на территории Дагестана.
Скоростная характеристика триасовых отложений на протяжении
многих лет изучалась методом вертикального сейсмического
профилирования (ВСП) и сейсмокаротажом в глубоких скважинах. Эти
исследования были проведены примерно в 45 скважинах,"' Значения
интервальных скоростей варьируют в широких пределах - от 4,0 км/с до 6,2
км/с. Основной объем работ был выполнен в пределах Величаевско-
Максимокумского вала и в Восточно-Маны чеком прогибе. О скоростной
характеристике разреза западной и северной частей региона имеется
незначительное количество данных. r;
Применение цифровых сейсмостанций и современных методов обработки полевой информации позволило улучшить прослеживание семи главных отражающих горизонтов, характеризующих основные закономерности структурно-тектонического строения пермо-триасовых отложений: PZ, Т-Р, 4Т, ЗТ, 2Т, IT, A (J-T). Наиболее полная информация была получена по отражающим горизонтам Т-Р (коэффициент отражения К=0,04-0,08), 4Т (коэффициент отражения К=0,03-0,12) и А (коэффициент отражения К=0,09-0,14). Отражающий горизонт A (J-T) является размытой кровлей триасовых отложений. Отражающий горизонт 4Т приурочен к кровле известняков нефтекумской свиты, а Т-Р - к кровле отложений куманской свиты.
При изучении пермо-триасовых отложений наряду с сейсморазведкой МОГТ в незначительных объемах использовались материалы гравиразведки и магниторазведки. Высокоточная детальная гравиразведка и магниторазведка в масштабе 1:25000 и 1:50000 показали возможность
выделения зон ненарушенных плотных пород и разуплотнений, связанных с тектоническими зонами дробления или же с кавернозно-трещиноватыми породами (Зимняя Ставка, Восточно-Безводненское и др.): около 75% выявленных локальных минимумов силы тяжести совпадают в плане с объектами, выделенными по сейсморазведке и частично подтвержденными бурением.
Изученность пермо-триасовых отложений поисково-разведочным бурением неравномерная. Наибольшей изученностью характеризуется восточная часть Прикумской системы поднятий, Величаевско-Максимокумский вал и зона Манычских прогибов.
Анализ вскрытой части разреза пермо-триасовых отложений показал, что наибольшей изученностью характеризуются породы нефтекумской свиты. По ним пройдено 58328 погонных метров. Этот разрез вскрыт 270 скважинами, из них 133 скважины вскрыли разрез нефтекумской свиты полностью, 137 скважин - частично.
По куманским отложениям пройдено 34766 м. Они были вскрыты 209 скважинами, из них 90 скважин вскрыли разрез куманской свиты полностью, 119 скважин - частично.
Култайские отложения пройдены 124 скважинами (суммарная вскрытая мощность 8078 м). Из них 109 скважин вскрыли разрез полностью, а 15 скважин - лишь частично.
По отложениям демьяновской свиты пройдено в общей сложности 18363 м. Породы этого возраста вскрыты 158 скважинами. Из них 125 скважин вскрыли разрез демьяновской свиты полностью, а 33 скважины -частично.
Отложения кизлярской свиты пройдены 146 скважинами на суммарную мощность в 21234 м. Из общего количества скважин 111 вскрыли разрез полностью, а 35 скважин вскрыли разрез не полностью.
Отложения плавненской свиты разбурены 76 скважинами на общую мощность 9841 м. Из них 67 скважин вскрыли разрез плавненской свиты полностью, а 9 скважин вскрыли разрез частично,
По отложениям новоколодезной свиты пройдено в сумме 11752 м. Породы этого возраста вскрыты 79 скважинами. Из них 69 скважин прошли разрез полностью, а 10 скважин - частично.
Самой меньшей проходкой характеризуются отложения маджинской свиты - всего 3905 м. Они разбурены 76 скважинами. Из них 71 скважина
вскрыла разрез полностью, а 5 скважин - частично.
По максимокумским отложениям пройдено 10668 м. Они были вскрыты 74 скважинами, из них 69 скважин вскрыли разрез свиты полностью, а 5 скважин - частично.
Отложения ногайской свиты вскрыли 207 скважин общей мощностью 49207 м. Из них 96 скважин вскрыли породы ногайского возраста полностью, а 111 скважин - не полностью.
Как видно, наибольшей "информативностью" отличаются отложения ногайской и нефтекумской свит, а наименьшей - породы маджинской и култайской свит.
Сложность строения триасового комплекса, получение неоднозначных результатов при интерпретации данных бурения и сейсморазведки требовали постоянного комплексного геолого-геофизического обобщения и ревизии материалов для дальнейшего ведения ГРР. Поэтому наряду с геологическими работами, геофизическими полевыми и обобщающими исследованиями проводились тематические геологические исследования Ставропольской партией геологического факультета МГУ под руководством Б.П. Назаревича (1980, 1983, 1986,1988).
В ходе этих исследований было проведено расчленение и корреляция разрезов скважин, детализация стратиграфической схемы триасовых отложений, выяснение условий осадконакопления пород, выявлены основные черты истории развития Восточного и Центрального Предкавказья в триасовый период.
Этими работами установлено, что толща нижнетриасовых отложений При кум ской системы поднятий Восточного Предкавказья и изолированные тела нижнетриасовых образований на остальной части территории, представляют фрагменты единого комплекса осадочных образований. По представлениям Б.П. Назаревича, А.С. Горкушина, Н.Ф. Фролова и др. процесс формирования рифогенных тел нефтекумской свиты нижнего триаса закончился с углублением морского бассейна. /99, 107/
Залежи нефти, по мнению этих же авторов, приурочены к локальным поднятиям, образованным останцами, сохранившимися в карбонатной толще после длительного и интенсивного воздействия денудационно-эрозионных процессов в предоленекское или в предюрское время, и связаны с зонами наибольшей трещиноватости и кавернозности известняков и доломитов.
В ряде работ /98, 145, 156, 157/ высказаны новые представления о строении продуктивной толщи нефтекумской свиты в отличие от взглядов, высказанных Б.П. Назаревичем и Н.Ф. Фроловым о формировании органогенных построек, начиная с середины нефтекумского времени и благоприятных условиях для биогермообразования в поздненефтекумское время. Согласно этому мнению Величаевско-Максимокумский вал по отложениям нефтекумской свиты не является тектонически приподнятым и эродированным структурным элементом, а представляет собой атолл с лагуной в его центре, в краевых частях которого формировались кольцевые рифы в виде непрерывного барьерно-рифового уступа, и скопления нефти не связаны с их трещиноватостью, и, следовательно - с разломной тектоникой.
Таким образом, проведенные региональные и детальные исследования особенностей строения пермо-триасового комплекса позволили лишь в первом приближении понять характер распространения этой толщи в пределах узкой полосы Величаевско-Максимокумского вала и Таловской ступени, где были открыты месторождения нефти и газа.
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Нефтегазогеологическое районирование
В Предкавказской части Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции А.И. Летавин, B.C. Орел, СМ. Чернышев и др. /140/ выделяют, главным образом по тектоническому признаку, 6 нефтегазоносных областей, в том числе и Восточно-Предкавказскую, являющуюся предметом настоящих исследований. В составе этой области установлены 3 нефтегазоносных района, включающих 12 зон нефтегазонакопления (рис, 4).
В Восточно-ПредкавказскоЙ нефтегазоносной области залежи нефти и газа приурочены к следующим регионально нефтегазоносным комплексам: триасовому, юрскому, нижнемеловому, верхнемеловому, палеоцен-эоценовому, майкопскому, неогеновому (среднемиоцен-плиоценовому) /140/. Продуктивные отложения пермо-триасового возраста Восточно Предкавказской нефтегазоносной области достаточно уверенно делятся на две части: верхнюю, сложенную гетерогенными образованиями среднетриасового возраста (отложения анизийского и ладинского яруса), и нижнюю, представленную терригенно-карбонатными отложениями позднепермско-раннетриасового возраста, в состав которой входят осадочные образования нефтекумской, култайской и демьяновской свит. /15, 27,73,85,88,89,137,169/
Верхнепермско-нижнетриасовый комплекс. Б пределах комплекса продуктивны отложения нефтекумской свиты. Распространение этих отложений обусловлено палеоструктурным фактором. Наиболее полные разрезы и максимальные толщины приурочены к Восточно-Манычскому, Арзгирскому, Довсунскому, Кумскому прогибам. В пределах Озек-Суатского, Петропавловского, Ачикулакского, Дадынского палеоподнятий отложения нефтекумской свиты отсутствуют. Породы залегают с размывом на куманской свите перми, на поверхности отложений складчатого палеозоя (карбон) и на отдельных участках - на палеозойских гранитах. По литологии карбонатных пород разрез отложений нефтекумской свиты подразделяется на три подсвиты.
Пласты-коллекторы и залежи углеводородов в отложениях нижней подсвиты не выявлены.
В отложениях средней подсвиты залежи нефти открыты на месторождениях Зимняя Ставка, Пушкарское, Восточно-Безводненское. Толщина отложений подсвиты составляет 255-443 м.
Толщина верхней подсвиты меняется в пределах изучаемой территории от 0 до 390м. Залежи нефти в известняках верхней подсвиты присутствуют на Поварковском, Зимнеставкинском, Пушкарском и других месторождениях.
Общая толщина отложений нефтекумской свиты меняется от 0 до 986 м. Максимальная вскрытая толщина - 1250м (скважина 91 Русский Хутор Центральный).
По данным исследования образцов керна известняки нижненефтекумской подсвиты имеют открытую пористость 0,5-2,8% (вторичная пористость - 0,4-1,1%) и проницаемость 0,0025-0,7-10" мкм . Для известняков и доломитов средне- и верхненефтекумской подсвит открытая пористость составляет 0,6-19,4%, вторичная 0,2-10,9%, проницаемость 0,0025-4,6-10"3мкм2. В отдельных образцах вторичная пористость достигает ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА 17,3-18,8%. Проницаемость пород, определенная лабораторным путем, занижена, поскольку по данным промысловых исследований она достигает 385-10" мкм , а в процессе бурения скважин наблюдаются катастрофические поглощения промывочной жидкости. Отложения средней и верхней поде вит являются основными коллекторскими толщами. Они развиты в пределах Величаевско-Максимокумского вала, южного борта Восточно-Манычского прогиба, частично в Кумском и Довсунском прогибах. Вдоль северного борта Восточно-Манычского прогиба развиты отложения нижней и частично средней подсвит. В пределах Арзгирского прогиба наличие отложений нефтекумской свиты основывается на данных сейсморазведки.
В региональном плане отложения нефтекумской свиты со стратиграфическим несогласием перекрываются разновозрастными горизонтами нижнего и среднего триаса, а в отдельных районах - породами юры и нижнего мела.
Среднетриасовый комплекс — анизийский и ладинский ярусы. Отложения распространены в пределах Восточно-Манычского и Арзгирского прогибов. На остальной части территории отложения отсутствуют, либо имеют ограниченное развитие.
Отложения анизийского яруса (кизлярская свита) в пределах Восточного Ставрополья и Равнинного Дагестана залегают как без видимого углового и стратиграфического несогласия на оленекских аргиллитах, так и с явным стратиграфическим несогласием - на разновозрастных горизонтах нефтекумской свиты и более древних породах куманской свиты и палеозойского складчатого основания. По литологическому признаку отложения кизлярской свиты разделены на две подсвиты: нижнюю -аргиллито-мергельно-известняковую и верхнюю - аргиллито-алевролитовую с прослойками мергелей.
В пределах Восточного Ставрополья и территории Равнинного Дагестана получены притоки и открыты залежи нефти в отложениях нижней подсвиты. Известняки и доломиты, по данным лабораторных определений, имеют общую пористость от 0,7 до 7,6%. Эффективное поровое пространство образует открытые трещины, реже каверны и поры выщелачивания известняка. Раскрьгтость трещин до 0,012 мм, открытая пористость 0,05-0,2%. Толщина отложений нижнекизлярской подсвиты 20-170 м, всей кизлярской свиты - 167-275 метров. Отложения ладинского яруса (новоколодезная и плавненская свиты) с перерывом перекрывают породы кизлярской свиты и по литологии пород поделены на 2 части: нижняя - песчаниково-алевролитовая сложена алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчанистых доломитов, сидеритов, известняков, реже мергелей и алевритистых аргиллитов. верхняя - сложена аргиллитами алевритистыми и алевролитами, с прослоями мергелей известковых и доломитовых, с частыми включениями мелких конкреций сидеритов.
Гидрогеохимические коэффициенты
Анализ закономерностей изменения общей минерализации и содержания в водах пермо-триасового гидрогеологического комплекса отдельных ионов свидетельствует о существовании в изучаемом комплексе определенной гидрогеологической зональности, которая ещё более контрастно проявляется при использовании гидрогеохимических коэффициентов (табл. 4).
Степень метаморфизации вод (rNa/rCl)
Значения коэффициента метаморфизации вод пермо-триасового комплекса изменяются от 0,29 (пл. Долиновская) до 1,1 (пл. Каменская) (см. табл. 3,4). В основном воды сильно метам орфизованы (rNa/rCl 0,8). Однако выделяется несколько участков, где степень метаморфизации вод существенно ниже (рис. 22).
Первый такой участок средней метаморфизации пластовых вод (rNa/rCl = 0,8-1,0) выделяется на западе изучаемой территории, где отложения пермо-триасового комплекса выклиниваются. Территориально он практически совпадает со второй гидрогеохимической зоной (М 75г/дм3).
Второй участок распространения вод средней метаморфизации
рассекает с севера на юг изучаемую территорию в центральной ее части, от Арбалинской площади до Ямангойской, протягиваясь широкой полосой, которая также в основном совпадает с зоной, ограниченной изоминерой 75г/дм3.
Третий участок установлен на юге изучаемой территории. Он протягивается в широтном направлении полосой вдоль Ногайской ступени, охватывая площади; Отказненская, Соломенская, Степновская, Березкинская. Однако лишь на Березкинской площади получены солоноватые воды (М=15г/дм ). На Отказненской и Соломенской площадях пластовые воды пермо-триасового комплекса представлены крепкими рассолами с минерализацией более 100г/дм3.
Проведенный анализ показал наличие достаточно тесной корреляционной связи (R=0,72) между коэффициентом метаморфизации и минерализацией вод исследуемого комплекса в пределах всей платформенной части территории Восточного Предкавказья.
Участки распространения вод низкой метаморфизации (rNa/rCl 1,0) выявлены вблизи Максимокумской и Каменской площадей.
Степень сульфатности вод (rSO lOO/rCl)
Содержание сульфатов в водах пермо-триасового комплекса изменяется в широких пределах от 0 до 790мг/дм3 (пл. Шангрыкская) и 1710мг/дм (пл. Смолянская) (см. табл. 3, 4). Существенно варьирует и величина коэффициента сульфатности. Однако при этом достаточно четко выделяется определенная зональность этого параметра (рис. 23).
На большей части территории исследований встречены практически бессульфатные воды и воды низкой сульфатности (rS04 100/rCl 0,1). Значительную часть территории занимают также участки распространения вод средней сульфатности (rS04 100/гС1 = 0,1-1,0). Это, прежде всего, обширный участок, примыкающий к зоне выклинивания пермо-триасовых отложений в западной части изучаемой территории.
Второй, значительный по площади участок, установлен в центральной части территории и рассекает ее в меридиональном направлении на две части. При этом на севере, в зоне Манычских прогибов, изолиния сульфатности 0,1 изменяет направление на широтное и окаймляет с севера практически всю территорию платформенной части Восточного Предкавказья. Два локальных участка средней сульфатности вод установлены также в районе площадей Смолянская и Березкинская.
Достаточно обширный участок распространения вод с повышенным коэффициентом сулъфатности (rSO42 100/rC! 1,0) выявлен лишь в крайней западной части распространения отложений пермо-триасового возраста. Отдельные локальные участки повышенной сулъфатности наблюдаются также в районе площадей: Березкинская, Мектебская, Катериновская, Дьяченковская и Смолянская.
Несколько участков высокосульфатных вод выявлено в пределах Восточно-Манычского прогиба и Величаевско-Максимакумского вала (площади: Приманычская, Камышовая, Северо-Кочубеевская).
Слабые корреляционные связи установлены для коэффициента сульфатности пластовых вод с их минерализацией (R=0,62) и коэффициентом метаморфизации (R=0,42) (см. рис. 10,11).
Хлорбромный коэффициент CI/Br
Значение хлорбромного коэффициента изменяется от 59 (пл. Зурмутинская) до 1079 (пл. Выгонная), что наглядно показано на схеме распределения хлорбромного коэффициента (рис. 24). В пределах распространения пермо-триасового комплекса платформенной части Восточного Предкавказья можно выделить две зоны по значению хлорбромного коэффициента равного 300.
Первая зона соответствует значению коэффициента более 300, характеризует относительно свободный водообмен /79/, имеет распространение на западе данной территории (площади: Арзгирская, Каменская, Выгонная, Гороховская, Алексеевская, Пашолкинская, Довсуновская, Ново-Александровская, Южно-Чернолесская), а также в северной и центральной частях (площади: Арбалинская, Максимокумская, Колодезная, Зимняя Ставка, Урожайненская, Молодежная, Катериновская, Дьяченковская, Мектебская, Махач-Аульская, Каясулинская).
Возраст пластовых вод
Кинетико-геохимический метод, разработанный А.Н. Резниковым в 1983 г/120, 121/, позволяет определять катагенетический возраста пластовых вод и рассолов. Метод основан на процессе замещения натрия и магния жидкой фазы кальцием поглощенного комплекса пород в обстановке весьма замедленного водообмена.
Количественным критерием возраста вод зоны катагенеза может служить коэффициент 9=(rNa+rMg)/rCa, характеризующий течение реакции катион ного обмена в водоносных горизонтах. Его величина закономерно уменьшается с увеличением возраста водовмещающих пород. На основе использования кинетического закона первого порядка, среднего значения псевдоэнергии активации катагенетических процессов и комплексных параметров - экспоненциальной геохронотермы и экспоненциального хронобарического градиента выведена следующая формула:- поправочный коэффициент, учитывающий повышение уровня энергии активации катагенеза седиментогенных вод с ростом температуры; 9 - коэффициент (rNa+rMg)/rCa.
В пределах подмайкопского гидрогеологического этажа А.Н. Резников предлагает выделять три генерации пластовых растворов /121/:
«Автохтонные - гравитационные седиментогенные воды, накопившиеся в коллекторах горизонта (комплекса) в процессе элизионного водообмена и по 0-возрасту близкие к вмещающим породам;
Аллотигенные - воды, образовавшиеся раннее данного водоносного комплекса и мигрировавшие в его пределы снизу по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям;
Омоложенные - седиментогенные воды комплекса, сильно разбавленные возрожденными водами перекрывающих или подстилающих глинистых толщ». /120/
По данной формуле рассчитан катагенетический возраст седиментогенных вод и построена схематическая карта (рис. 58). На схеме выявлены три зоны распространения вод, имеющих "возраст" менее 100 млн.лет. Одна из них оконтуривает Ставропольский свод. Другая -протягивается в центральной части изучаемой территории, вдоль долины р. Кумы. Третья зона выявлена в южной части территории (северная часть Орта-Тюбинского поднятия). Изохрона 125 млн. лет условно разделяет территорию на две части. Воды, имеющие максимальный возраст более 175 млн.лет, близкий таковому водовмещающих толщ, расположены в пределах Таловской ступени и на юго-востоке от нее.
Таким образом, в пределах Восточного Предкавказья для пермо-триасового комплекса выделяются две генерации пластовых растворов: автохтонные и омоложенные. Доля седиментогенных вод пермо-триасового возраста в составе омоложенных вод от 30 - 50 % (западное окончание Прикумской системы поднятий, площади Алексеевская, Пашолкинская, Довсунская), до 40 - 50 % (западное и восточное окончание Арзгирского прогиба, площади Каменская, Арзгирская, Демьяновская, Совхозная, Новоколодезная, Колодезная, Зурмутинская).
В вопросе происхождения пластовых вод пермо-триасового гидрогеологического комплекса Восточного Предкавказья и формирования их ионно-солевого и газового состава мнения отдельных исследователей (В.П. Ильченко, Л.Н. Капченко, М.В. Мирошников, A.M. Никаноров, ВВ. Ларичев, B.C. Назаренко, А.А. и др.) существенно разнятся. Рабинович и др.) существенно разнятся /58, 64, 33, 101, 84/, Развиваются гипотезы седиментационного, инфильтрационного (палеоинфильтрационного) и ювенильного генезиса.
Основную роль в питании глубокопогруженных отложений водами играют внутренние источники, так как роль современной инфильтрации ограничивается достаточно узкой полосой вдоль выхода отложений на дневную поверхность (региональные области инфильтрационного питания) /58, 67, 103, 124, 105, 154/. Внутренними источниками являются элизионные процессы - компрессионное сжатие. Поэтому современная гидрогеодинамическая обстановка определяется преимущественным влиянием элизионного режима на формирование напоров вод и закономерностей их распределения /58/.
Считается, что формирование современного гидрогеохимического режима обусловлено, с одной стороны, гидрогеодинамическими условиями комплекса, а с другой — палеогидрогеологической обстановкой. Поэтому в пределах основной части исследуемой территории, где существовал седиментационный режим и сохранилась застойная гидрогеодинамическая обстановка, получили распространение высокометаморфизованные, низкосульфатные воды хлоркальциевого типа, с повышенным содержанием ионов хлора, натрия, кальция и магния, а также брома, но обедненные микроэлементами.
Наличие зон распространения опресненных вод может быть объяснено /31, 32/ особенностями геологического развития этих участков территории в домеловое время, когда здесь имел место длительный перерыв в осадконакоплении. Существование на этих участках в течение длительного периода континентального режима способствовало активному развитию процесса денудации и интенсивному инфильтрационному водообмену отложений пермо-триасового и частично юрского комплексов. А.М.Никаноров, М.В. Мирошников, А.А. Клименко, А.С. Панченко и др. считают, что метаморфизация инфильтрогенных вод так и не смогла существенно изменить их минерализацию, поэтому до настоящего времени на этих участках они всё так же остаются опресненными по сравнению с окружающими их водами, сформировавшимися в условиях седиментационного режима. Поскольку напоры вод пермо-триасового гидрогеологического комплекса повсеместно превышают напоры вод юрских и нижнемеловых отложений, возможны перетоки опресненных вод в вышезалегающие отложения, включая нижнемеловые, и формирование зон гидрохимической инверсии.
Инверсионность гидрогеохимического разреза характерна только для первой гидрогеохимической зоны (минерализация менее 50 г/дм ), где с глубиной минерализация пластовых вод изменяется от 60 г/дм3 (в палеогене) до 12,5 г/дм3 (в пермо-триасовом комплексе) на площади Каменская; от 70 г/дм (в верхнеюрских отложениях) до 12,5 г/дм". (в пермо-триасовом комплексе) на месторождении Величаевско-Колодезное. Для других гидрогеохимических зон (минерализация вод изменяется от 50 до 170 г/дм3) наблюдается нормальное увеличение минерализации с глубиной.
Некоторые исследователи считают /58, 103/, что в пермо-триасовом гидрогеологическом комплексе отсутствует единый региональный поток пластовых вод, так как комплекс представляет собой систему пластово-блокового строения. Массоперенос формируется преимущественно под влиянием эндогенных факторов. Гидрогеодинамическая связь между отдельными блоками может быть весьма слабой, однако она могла изменяться на протяжении геологической истории в отдельные периоды активизации тектонической деятельности. Изменения напряженного состояния в осадочном чехле приводили к формированию и переформированию полей пластовых давлений в отдельных блоках, в том числе - к образованию трещин гидроразрыва.
Гидрогеодинамические границы в системе пермо-триасового гидрогеологического комплекса, к которым осуществляется движение флюидов, обозначаются разломами или ослабленными зонами (зоны растяжения) - осевые части отрицательных структур различного порядка. С зонами развития тектонических нарушений связаны линейные зоны повышенной трещиноватости, по которым происходит восходящая миграция флюидов в субвертикальном направлении. На некоторых участках изучаемой территории (центральная часть) наиболее вероятна преимущественно вертикальная миграция флюидов, которая особенно интенсивно проявляется в периоды активизации тектонических процессов. Широкое проявление здесь процессов латеральной миграции видимо исключается.
