CC BY
54
IG Komi SC UB RAS, June, 2015, No. 6
УДК 556.314 (470.13)
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ПРОИСХОЖДЕНИЕ ИНВЕРСНН в ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОСФЕРЕ КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА
В. Г. Попов, Р. Ф. Абдрахманов
Институт геологии Уфимского научного центра РАН, Уфа [email protected]
Статья посвящена выяснению природы феноменального явления в подземной гидросфере древних платформ — гидрогеохимической инверсии Колвинского мегавала. На базе геохимической систематизации подземных вод осадочных комплексов фанерозоя (>200 анализов макро- и микрокомпонентов) выполнен анализ глубинной гидрогеохимической зональности, изложены представления авторов, касающиеся формирования вещественного состава рассольных и соленых вод, их генезиса. Основное внимание уделено опресненным рассолам среднедевонско-турнейских терригенно-карбонатных отложений. Показано, что в инверсионных гидрогеохимических разрезах начиная с глубины 2—3 км происходит резкое снижение минерализации рассолов (от 200 до 15 г/дм3), их суль-фатности, концентраций Br- и I-. При этом сохраняется хлор-кальциевый тип воды и степень ее метаморфизации, свойственные пластовым фоновым рассолам. Анализ литогидрогеохимических, термобарических и геотектонических данных привел авторов к выводу, что совокупности природных условий региона наиболее полно отвечает конденсационная концепция. Происхождение инверсии связывается с процессами дистилляции воды в углеводородную газовую фазу на глубинах 7—9 км в пограничных с байкальским фундаментом комплексах палеозоя, последующей восходящей миграцией по зонам разломов парогазового флюида и его конденсацией в области пониженных термобарических параметров. Обсуждаемая в статье проблема инверсионных гидрогеохимических явлений относится к числу фундаментальных проблем генетической флюидогеохимии. Исследования в этой области важны и в прикладном отношении, поскольку конденсатогенные воды и их производные — опресненные рассолы — являются одним из показателей нефтега-зоносности локальных структур.
Ключевые слова: Колвинский мегавал, нефтегазовые месторождения, гидрогеохимическая инверсия, конденсатогенные воды.
GEOCHEMiCAL CHARACTERISTICS AND ÙRiGiN OF THE INVERSION iN UNDERGROUND HYDROSPHERE OF KOLVIHSKY MEGASWELL
V. G. Popov, R. F. Abdrahmanov
Institute of Geology Ufa Science Centre Russian Academy of Sciences, Ufa
The article is devoted to clarify the nature of the phenomenon in the underground hydrosphere ancient platforms — hydrogeochemical inversion of Kolvinsky megaswell. On the basis of geochemical systematization of groundwaters of Phanerozoic sedimentary complexes (>200 analyzes of macro- and micro-components) the analysis of the deep hydrogeochemical zoning was made, the authors presented the submission concerning the formation of the material composition of the brine and salt water, their genesis. Emphasis is placed to fresh brines of Middle-Tournaisian terrigenous-carbonate deposits. It has been shown that in the inversion hydrogeochemical sections, beginning at the depth of 2—3 km, the salinity of the brines (from 200 to 15 g/dm3), their sulphate and concentration of Br- and I- sharply decrease. This preserves the chlorine-calcium type of water and the degree of metamorphism peculiar for background reservoir brine. The analysis of lithohydrogeochemistry, thermobaric and tectonic data allowed the authors to conclude that the combination of natural conditions of the region most closely corresponds to the concept of condensation. The origin of the inversion is associated with the processes of distillation of water in hydrocarbon gas phase at the depth of 7—9 km in Paleozoic complexes bordering the Baikal basement, followed by upward migration of fluid combined-cycle fault zones and condensation under low temperature and pressure parameters. The problem of inversion of hydrogeochemical phenomena Discussed in the article is one of the fundamental problems of genetic fluidgeochemistry. Research in this area is important in relation to the application, as waters of condensate origin and their derivatives — fresh brines are one of the indicators of oil and gas potential of local structures.
Keywords: Kolvinsky megaswell, oil and gas fields, hydrogeochemical inversion, waters of condensate origin.
Введение
Колвинский мегавал — линейно вытянутая структура, разделяющая Денисовскую и Хорейверскую впадины Печорской синеклизы, — прослеживается с юга на север на 300 км при ширине до 35 км и амплитуде поднятия около 1000 м (рис. 1). Под фанерозойским чехлом (4.4—
9.0 км), представленным терриген-но-карбонатными осадками, залегают кристаллические образования протерозойского фундамента (R, V). С запада и востока вал ограничен надвигами, прослеживающимися в фундаменте и чехле. Основной из них — Колвинский надвиг с восточным падением сместителя [3].
В его фронтальной части расположены крупные нефтегазоносные Усинская, Возейская, Харъягинская, Ярейюская и Хыльчуюская антиклинальные структуры.
В гидрогеологическом отношении Колвинский мегавал является частью Большеземельского бассейна, входящего в Печорскую артези-
-И
ВестШс ИГ Коми НЦ УрО РАН, июнь, 2015 г., № 6
анскую область. В осадочном чехле выделяются [2] ордовикско-нижне -девонский терригенно-карбонатный, среднедевонско -нижнефранский тер -ригенный, верхнефранско-турней-ский карбонатный, визейско-артин-ский карбонатный, кунгурско-ниж-нетриасовый терригенный и мезо-зойско-кайнозойский терригенный водоносные комплексы (ВК).
В истории гидрогеологического развития бассейна седиментаци-онные этапы по продолжительности намного превосходили инфильтра-ционные, что способствовало накоплению и захоронению в осадках та-лассогенных вод с нормальной и повышенной соленостью. Процессы галогенеза носили крайне ограниченный характер (поздний силур — ранний ордовик и ранний карбон) и про-
северной его части на Хыльчуюском газоконденсатном и Ярейюском нефтегазовом месторождениях в верхней части разреза на глубине 0.5— 2.2 км (нижний мел — визейский ярус нижнего карбона), М вод постепенно увеличивается от 5 до 70 г/дм3 в соответствии с градиентом 3 г/дм3 на 100 м (рис. 2). Соленые и слаборассольные воды имеют С1-№-состав, весьма непостоянную степень мета-морф изации (г№/гС1 0.1—1.9), низкие концентрации Бг- (1—50 мг/дм3) и сульфат-иона (г804-Ш0/гС1 0.1— 1.0), высокие значения отношения С1/Бг (300—890). Преобладают воды хлор-кальциевого типа (по Сулину) с содержанием СаС12 до 40—50 %.
0
0 50 100 150 200 М,г/дм3
Рис. 1. Тектоническая схема Печорской синеклизы (по [11], с дополнениями): 1—3 — границы структур: 1 — первого порядка (I — Печорская синеклиза, II — Верхнепечорская впадина Предуральского прогиба), 2 — второго порядка (1 — Ижма-Печорская впадина, 2 — Печоро-Колвинский авлакоген, 3 — Хорейверская впадина, 4 — Варандей-Адзьвинская структурная зона), 3 — третьего порядка (2-1 — Печоро-Кожвинский мегавал, 2-2 — Денисовская впадина, 2-3 — Колвинский мегавал; 4—6 — месторождения: 4 — газоконденсатные (а — Хыльчуюское), 5 — нефтегазовые (б — Ярейюское), 6 — нефтяные (в — Харъягинское, г — Возейское, д — Усинское)
Fig. 1. Tectonic map of Pechora syneclise (according to [11], with additions): 1—3 — boundaries of structures: 1 — first order (I — Pechora syneclise, II — Upper Pechora depression of Preural foredeep), 2 — second order (1 — Izhma-Pechora depression, 2 — Pechora-Kolva aulacogene, 3 — Khoreyver depression, 4 — Varandey-Adzva structural zone), 3 — third order (2-1 — Pechora-Kozhva megaswell, 2-2 — Denisov trough, 2-3 — Kolva megaswell; 4—6 — deposits: 4 — gas-condensate (а — Khylchuyuskoe), 5 — oil and gas (б — Yareyuskoe), 6 — oil (в — Kharyaginskoe, г — Vozeyskoe, д — Usinskoe)
H.km
♦ ч
¡к.
% V ♦ AV
« ♦ ♦♦♦ * ►
♦ ♦ ♦ ♦ >
явились лишь в начальных доломитовой и гипсовой стадиях, когда минерализация (М) С1-М^-№-рассолов лагунно-морских бассейнов достигала 150 г/дм3 и выше, а плотность — 1.15 г/см3. В отличие от расположенных к югу структур Русской плиты в Печорской синеклизе отсутствовали пермские эвапоритовые бассейны га-литовой и более поздних стадий гало-генеза, что отразилось на формировании глубинной гидрогеохимической зональности.
Гидрогеохимическая зональность
Анализ данных по геохимии подземных вод Колвинского мега-вала указывает на инверсионный характер вертикальной зональности. В
Рис. 2. Изменение М подземных вод с глубиной (Ярейюское и Хыльчуюское
мес торождения) Fig. 2. Change of M of underground waters with depth (Yareyuskoe and Khylchuyuskoe deposits)
Эти относительно маломинерализованные воды, являясь по своей природе инфильтрогенными, приобрели Cl-Ca-облик в результате мета-морфизации в глинистых породах за счет обменно-адсорбционных процессов [10]. Идентифицировать их с инфильтрогенными позволяют высокие значения отношения Cl/Br. В существующей литолого-гидрогео-химической ситуации оно информативнее, чем отношение rNa/rCl, что объясняется большей геохимической консервативностью Br- по сравнению с Na+. В отличие от Na+, Br- не образует собственных минералов при галогенезе, не входит в комплексные соединения и не участвует в ионообменных процессах.
В терригенных пермско-ниж-нетриасовых отложениях на глубине 1.7—2.1 км установлены Cl-Na-воды, по своему геохимическому облику близкие к морской воде, претерпевшей некоторое разбавле-
IG Komi SC UB RAS, June, 2015, No. 6
ние или сгущение (M 20—60 г/дм3; Cl/Br 250—330, в среднем около 300, rNa/rCl 0.8—0.9).
В нижней части визейского и верхней части верхнефранско-тур-нейского ВК на глубине до 2.8— 3.0 км происходит резкий рост M (до 200 г/дм3) Cl-Na (Са-№)-рассолов согласно средней величине градиента 25 г/дм3 на 100 м. Рассолы отличаются умеренной метаморфизацией (rNa/rCl 0.7—0.8, CaCl2 15—20 %), низкими значениями отношения Cl/Br (310—150) и высокими rSO4-m0/rCl (1—3). По мере увеличения M концентрация Br- растет до 450 мг/дм3. С глубиной наблюдается и тенденция накопления I-. Наиболее обогащены им (до 37 мг/дм3) рассолы ви-зейско-артинского ВК на глубине 2.2—2.3 км.
Происхождение рассолов седи-ментогенно-эпигенетическое. Они образовались в результате процессов плотностной конвекции Cl-Mg-Na-маточной рапы серпуховского соле-родного палеобассейна в подстилающие терригенно-карбонатные среды палеозоя, частичного смешения с формационными водами и мета-морфизации по механизму доломитизации известняков и альбитизации алюмосиликатов [10].
Ниже по разрезу рассолы претерпевают кардинальную геохимическую трансформацию. В средней и нижней частях верхнефранско-тур-нейского карбонатного ВК и в сред-недевонско-нижнефранском терри-генном ВК наблюдается резкое снижение M до 50—15 г/дм3 (градиент 15 г/дм3 на 100 м) при сохранении Cl-Ca-типа воды, свойственного пластовым фоновым рассолам. Более чем 10-кратное опреснение их прослеживается до глубины 4.7 км. Причем ме-таморфизация опресненных вод не снизилась (rNa/rCl 0.7—0.8, СаИ2 15—25%) в отличие от сульфатности (rSO4-100/rCl < 1), концентраций Br-(до 200 мг/дм3) и I- (до 2—5 мг/дм3).
Инверсионный тип гидрогеохимического разреза характерен не только для северной части Колвинского мегавала, но также для его центральной (Харъягинская структура) и южной (Возейская и Усинская структуры) частей (рис. 3). С опресненными инверсионными рассолами ассоциируются газокон-денсатные, нефтегазовые и нефтяные месторождения (рис. 1) в разных частях разреза (от силура — нижнего девона до перми — нижнего триаса).
Рис. 3. Сводные гидрогеохимические разрезы Колвинского мегавала (по [7], с
изменениями): 1—3 — месторождения: 1 — Усинское и Возейское, 2 — Харъягинское, 3 — Хыльчуюское и Ярейюское
Fig. 3. Generalized hydrogeochemical sections of Kolva megaswell (according to [7],
with changes). 1—3 — deposits: 1 — Usinskoe and Vozeyskoe, 2 — Kharyaginskoe, 3 — Khyl-chuyuskoe and Yareyuskoe
Многопластовый характер их связан с вертикальной миграцией УВ в различном фазовом состоянии [4].
Происхождение
гидрогеохимической
инверсии
По мере погружения фундамента в северном направлении от 4.4 до 9.0 км глубина залегания опресненных рассолов увеличивается от 2.0—2.3 км на Усинском и Возейском месторождениях до 2.8— 3.0 км на Харъягинском, Ярейюском и Хыльчуюском. По поводу природы гидрогеохимической инверсии были высказаны различные суждения. Одни исследователи [6, 7] на контакте с нефтяными залежами допускали образование оторочек солюционных вод, другие [8] наличие глубинного опреснения связывали с техногенными процессами, сопутствующими бурению скважин. Для объяснения подобных инверсионных гидрогеохимических феноменов привлекались также инфильтрогенная, эндогенная и дегидратационная гипотезы [5, 9].
Совокупности природных ли-тогидрогеохимических, термобарических и геотектонических условий Колвинского мегавала наиболее полно, по нашему мнению, отвечает конденсационная концепция. Сопряженные процессы генерации УВ газов и дистилляции воды из крепких пластовых рассолов, судя по всему, протекают на глубинах до 7—9 км в ордовикско-силу-рийских отложениях, где Т > 150 °С, а Р > 50 МПа. Отсюда водоуглерод-ные парогазовые флюиды по проницаемым разломам перемещаются на глубину 2—4 км в экранированный толщей визейских глин девон-ско-турнейский ВК, где в результате снижения РТ-параметров происходит выделение УВ и конденсато-генных вод. При этом относительно короткие пути миграции (тысячи метров) и высокие скорости движения парогазовых смесей по тектонически ослабленным зонам, определяющие темпы снижения Т и интенсивность выделения свободной воды из УВ, препятствуют диффузионному и конвекционному рассеянию флюида. Определяющая роль разломов в формировании ловушек и вертикальной межпластовой миграции УВ флюидов отмечается многими исследователями Тимано-Печорского бассейна [1].
Механизм формирования кон-денсатогенных вод и последующие процессы взаимодействия с пластовыми рассолами и породами объясняют геохимическую специфику образующихся промежуточных водных смесей: их более низкие относительно фоновых рассолов М, концентрации Вг~, I- и др.
Ниже зоны опресненных вод М пластовых рассолов вновь возрастает и инверсионный гидрогеохимический разрез преобразуется в сложный вида А1Б36В200В<36В>200. На это, в частности, указывает наличие С1-Са-№-рассолов с М 234 г/дм3, концентрациями Вг- до 1027, I- до 22 мг/дм3 на глубинах 3.0—4.5 км в ордовикско-нижнедевонских отложениях Возейского месторождения и соседних с Колвинским мегава-лом структурах Ижма-Печорской и Хорейверской впадин [11].
Выводы
Большинству платформенных седиментационных бассейнов свойственна нормальная вертикальная
ВестШс ИГ Коми НЦ УрО РАН, июнь, 2015 г., № 6
гидрогеохимическая зональность, выражающаяся в росте М подземных вод с глубиной. В отличие от них Колвинский мегавал Печорской синеклизы, где расположены Усинское, Возейское, Харъягинское, Ярейюское и Хыльчуюское месторождения УВ, имеет отчетливо выраженную обратную (инверсионную) зональность, которая чаще всего встречается у молодых (киммерийских и альпийских) элизионных структур литостатического и термо-дегидратационного типов. Сильное ( > 10 раз) опреснение пластовых се-диментогенно-эпигенетических рассолов среднедевонско-турнейско-го ВК Колвинского мегавала на глубинах 2.0—4.7 км связывается с разу-боживанием их конденсатогенными водами. Последние образуются в результате восходящей миграции по зонам тектонических нарушений водо-углеродных парогазовых флюидов из залегающих на байкальском фундаменте осадочных комплексов раннего палеозоя.
Литература
1. Данилов В. Н. Разломная тектоника и нефтегазоносность Тимано-Печорского осадочного бассейна // Вести газовой науки. Вып. №1 (9). 2012. С. 86-96.
2. Зытнер Ю. И., Чибисова З. С. Гидрогеологические критерии прогноза нефтегазоносности северных районов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология: Теория и практика. 2013. Т. 8. № 3. С. 1—19.
3. Казанцев Ю. В. Структурная геология Предуральского прогиба. М.: Наука, 1984. 185 с.
4. Клименко С. С., Анищенко Л. А Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне. Известия КНЦ УРО РАН. 2010. Вып. № 2 (2). С. 61—69.
5. Крайнов С. Р., Рыженко Б. Н, Швец В. М. Геохимия подземных вод: Теоретические, прикладные и экологические аспекты. М.: Наука, 2004. 677 с.
6. Кремс А. Я., Вассерман Б. Я., Матвиевская Н. Д. Условия формирования и закономерности размещения
залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. 336 с.
7. Мильков В. М. Гидрогеологические условия Колвинского мегавала (на примере Харъягинского месторождения) // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология, гидрогеология, нефтегазоносность). Сыктывкар: КНЦ УрО АН СССР, 1987. С. 36—41. (Труды Института геологии. Вып. 61).
8. Подземные воды Европейского Северо-Востока СССР / В. А. Дедеев, Ю. И. Зытнер, Н. Г. Оберман. Сыктывкар: Институт геологии КНЦ УрО АН СССР, 1989. 158 с.
9. Попов В. Г. Геохимические особенности и природа инверсии в подземной гидросфере Соликамской впадины // Геохимия. 2003. № 6. С. 641—650.
10. Попов В. Г., Абдрахманов Р. Ф. Ионообменная концепция в генетической гидрогеохимии. Уфа: Гилем, Башкирская энциклопедия. 2013. 356 с.
11. Региональный палеогидрогеоло-гический анализ условий рудообразова-ния для основных этапов геологического развития Русской платформы (в ри-фее — фанерозое) / Е. А. Басков, В. В. Петров, В. Н. Суриков / Под ред. Е. А. Баскова. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2001. 166 с.
References
1. Danilov V. N. Razlomnaya tekton-ika i neftegazonosnost' Timano-Pechorskogo osadochnogo basseina (Fault tectonics and oil and gas content of Timan-Pechora sedimentary basin). Vesti gazovoi nauki. No. 1 (9), 2012, pp. 86—96.
2. Zytner Yu. I., Chibisova Z. S. Gidrogeologicheskie kriterii prognoza neft-egazonosno-sti severnyh raionov Timano-Pechorskoi neftegazonosnoi provintsii (Hydrogeological criteria of forecast of oil and gas content of northern areas of Timan-Pechora oil-gas-bearing province). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2013, V. 8, No. 3, pp. 1—19.
3. Kazantsev Yu. V. Strukturnaya geologiya Preduralskogo progiba (Structural geology of Preural foredeep). Moscow: Nauka, 1984, 185 pp.
4. Klimenko S. S., Anischenko L. A. Osobennosti naftidogeneza v Timano-Pechorskom neftegazonosnom basseine (Features of naphtidogenesis in Timan-
Pechora oil-gas-bearing basin). Izvestiya KNTs URO RAN, 2010, No. 2 (2), pp. 61-69.
5. Krainov S. R., Ryzhenko B. N., Shvets V. M. Geohimiya podzemnyh vod: Teoreticheskie, prikladnye i ekologicheskie aspekty (Geochemistry of underground waters: Theorectical, applied and ecological aspects). Moscow: Nauka, 2004, 677 pp.
6. Krems A. Ya., Vasserman B. Ya., Matvievskaya N. D. Usloviya formirovani-ya i zakonomernosti razmescheniya zalezhei nefti i gaza (Conditions of formation and laws of distribution of oil and gas fields). Moscow: Nedra, 1974, 336 pp.
7. Milkov V. M. Gidrogeologicheskie usloviya Kolvinskogo megavala (na pri-mere Har'yaginskogo mestorozhdeniya) (Hydrogeological conditions of Kolva megaswell (on example of Pharyaginskoe deposit). Pechorskii neftegazonosnyi bassein (litologiya, gidrogeologiya, neftegazonosnost') (Pechora oil-gas-bearing basin (lithology, hydrogeology, oil-gas-content). Syktyvkar: KNTs UrO AN SSSR, 1987, pp. 36-41
8. Podzemnye vody Evropeiskogo Severo-Vostoka SSSR (Underground waters of European North-Eastern part of the USSR). V. A. Dedeev, Yu. I. Zytner, N. G. Oberman. Syktyvkar: Institut geolo-gii KNTs UrO AN SSSR, 1989, 158 pp.
9. Popov V. G. Geohimicheskie oso-bennosti i pri-roda inversii v podzemnoi gi-drosfere Solikamskoi vpadiny (Geochemical features and nature of inversion in underground hydrosphere of Solikamsk depression). Geohimiya. 2003, No. 6, pp. 641— 650.
10. Popov V. G., Abdrahmanov R. F. Ionoobmennaya kontseptsiya v genetiches-koi gidrogeohimii (Ion-exchanging conception in genetic hydrogeochemistry). Ufa: Gilem, Bashkirskaya entsiklopediya, 2013, 356 pp.
11. Regionalnyi paleogidrogeologiches-kii analiz uslovii rudoobrazovaniya dlya os-novnyh etapov geologicheskogo razviti-ya Russkoi platformy (v rifee — fanerozoe) (Regional paleohydrogeological analysis of conditions of ore formation for basic stages of geological development of Russian platform (Riphean-Phanerozoic). E. A. Baskov, V. V. Petrov, V. N. Surikov, edited by E. A. Baskov. Saint-Petersburg: VSEGEI, 2001, 166 pp.
Рецензент к. г.-м. н. Н. Н. Тимонина
