Одним из благоприятных показателей нефтегазоносности признано господство соленых вод хлор-кальциевого типа, отражающих гидродинамическую закрытость недр [1]. Вместе с тем, в ряде нефтегазоносных районов залежи нефти и газа омываются водами гидрокарбонатно-натриевого типа, которые В.А. Сулин связывал с инфильтрационным режимом водообмена [5]. В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне установлено наличие вод этого типа не только в зонах современного промыва, но и в гидродинамически закрытых структурах Широтного Приобья, северных и субарктических районов [4]. Анализ и обобщение обширного фактического материала по гидрогеохимии законтурных и приконтурных вод нефтяных и газоконденсатных залежей показал широкое развитие низкоминерализованных вод гидрокарбонатно-натриевого типа во внутренних, удаленных от горного обрамления частях бассейна, еще более “застойных”, чем зоны развития хлор-кальциевых вод. Аналогичные воды Русской плиты описали А.С. Зингер и др. Авторы данной статьи выделили эти воды в особый тип – гидрокарбонатно-натриевый элизионного генезиса [3].

Во всех нефтегазоносных областях Западно-Сибирского бассейна гидрокарбонатно-натриевые элизионные воды характерны для участков, где происходит или происходило в геологически недавнем прошлом отжатие возрожденных вод, содержащих углеводороды микронефти [2]. Благодаря процессам декарбоксилизации они обогащены гидрокарбонат-ионом (НСО₃^-); одновременно возрастает отношение натрия и хлора. При вхождении глинистых пород с повышенным содержанием рассеянного органического вещества в главной зоне нефтегазообразования отмечается высвобождение связанной межслоевой воды, обогащенной ионами натрия и кальция.

В водах гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса величина коэффициента метаморфизма пластовых вод K_Cl^Na больше 1 и в различных частях изменяется от 1,0 до 1,8–2,9. Вторым показателем, отражающим генезис и направление движения элизионных вод, является отношение НСО₃^-/Сl^-. Оно составляет сотые доли единицы в водах хлор-кальциевого типа южных и центральных районов бассейна. В северных областях Западной Сибири в переходных зонах от хлор-кальциевого типа к гидрокарбонатно-натриевому элизионного генезиса отношение НСО₃^-/Сl^- достигает 0,5–1,0, а в приконтурных водах отдельных залежей Ямало-Гыданской газонефтеносной области доходит до 2,0–2,3. Было установлено, что в одном пласте, содержащем нефтяную или газоконденсатную залежь, омывающие воды могут принадлежать обоим вышеупомянутым типам: хлор-кальциевому и гидрокарбонатно-натриевому элизионного генезиса. Полигенность вод в пределах не только регионального комплекса, но и внутри одного пластового резервуара свидетельствует о наличии подвижного равновесия перемещающихся в нефтегазоносном бассейне хлор-кальциевых и гидрокарбонатно-натриевых элизионных вод.

I. В пласте присутствуют только воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 20–30 г/л и K_Cl^Na ниже 1 (0,7–0,9); отношение НСО₃^-/Сl^-составляет сотые доли единицы. На удалении от изучаемой площади указанные отношения заметно не изменяются. Такой ионно-солевой состав вод при низкой упругости водорастворенного газа и отсутствии (или очень низком содержании – менее 1 %) в его составе гомологов метана может свидетельствовать, что генерация углеводородов в окрестностях разведочной площади не происходила или протекала с недостаточной интенсивностью для образования скоплений углеводородов. Пласты с такой гидрогеохимической характеристикой обычно не продуктивны. Примерами могут служить песчаные пласты-резервуары, вскрытые при бурении на ряде поднятий юга и юго-запада Западно-Сибирского бассейна, где, несмотря на гидрогеологическую закрытость недр, отсутствуют залежи УВ [1].

II. В пласте присутствуют воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 3– 4 до 10–12 г/л. От периферии ловушки к контурам водо- и газонефтяного контакта минерализация вод возрастает. В этом же направлении увеличиваются минерализация вод от 6,0 до 9,0 г/л, значение K_Cl^Na – от 1,35 до 1,65 и отношение HCO₃^-/Cl^- – от 0,52 до 1,34 (рис. 1).

Для залежей антиклинально-литологического типа, где песчаные пласты фациально замещаются глинами на крыле складки в направлении регионального падения, характерны другие соотношения гидрохимических коэффициентов (рис. 2). Здесь минерализация уменьшается от 4,5 до 3,0 г/л в сторону глинизации пласта, а величина K_Cl^Na и отношение НСО₃^-/Сl^- возрастают в том же направлении. Так, K_Cl^Na увеличивается от 1,11 (скв. 186) до 1,32 (скв. 206), отношение НСО₃^-/Сl^- – от 0,43 (скв. 186) до 0,78 (скв. 188). Очевидно, в первом случае фиксируется гидрогеохимическая обстановка сравнительно недавно сформировавшейся залежи (элизионный этап закончился и сменился режимом “зрелой залежи”); во втором случае формирование залежи продолжается до настоящего времени за счет потока элизионных вод, отжимаемых из глин и перемещающихся вверх по восстанию пласта в ловушку. В этом случае воды хлор-кальциевого типа, зафиксированные в скв. 181, возможно, полностью еще не вытеснены элизионным потоком.

III. В пласте присутствуют воды двух главных типов – хлор-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого элизионного генезиса (рис. 3). Общая минерализация вод в Среднем Приобье заметно выше, чем в Надым-Тазовском междуречье (15–20 против 5–10 г/л). Величина же K_Cl^Na близка 1 и отклоняется от этой цифры в обе стороны на сотые доли единицы. Отношение НСО₃^-/Сl^- на порядок меньше, чем в нефтегазоносных районах севера Тюменской обл. Из рис. 3 видно, что воды хлор-кальциевого типа распространены в приконтурной зоне восточной части залежи, а воды гидрокарбонатно-натриевые элизионные – в западной и центральной частях(Моховая и Федоровская площади). Минерализация увеличивается от приконтурной полосы в направлении к внутреннему водонефтяному контакту от 13 до 20 г/л, отношение НСО₃^-/Сl^- уменьшается с запада на восток от 0,15 до 0,05. Граница двух типов вод, проведенная как изолиния K_Cl^Na, равная 1,0, как бы разделяет единую залежь на две части – восточную и центрально-западную.

Видимо, здесь хлор-кальциевые воды отражают палеоинфильтрационный поток, движущийся с востока на запад и стремящийся вытеснить воды гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса, с которыми нефть поступила в ловушку. Поскольку залежь пласта БС₁₀ полносводовая, можно утверждать, что она находится на стадии зрелости и еще не подверглась заметному разрушению.

IV. Подошвенные и приконтурные воды (на всей или почти на всей) площади относятся к хлор-кальциевому типу. Это – залежь пласта БС₁₀ Холмогорского месторождения (рис. 4).

Общая минерализация вод изменяется незначительно, возрастая от 18 до 20 г/л к внутреннему водонефтяному контакту K_Cl^Na составляет 0,95–0,97; отношение НСО₃^-/Сl^- – 0,07–0,08. Залежь неполносводовая. Гидрогеохимическая обстановка отражает частичное разрушение залежи; вымывание ранее образовавшегося скопления нефти палеофильтрационным потоком вод хлор-кальциевого типа.

1. Формирование пластовых углеводородных скоплений происходит в процессе латеральной миграции, в ходе которой углеводороды поступают в ловушку вместе с элизионными водами, отжимаемыми из глинистых пород в песчаные. Движущим фактором в этом процессе является перепад давлений от погруженных зон к поднятиям.

2. Принадлежность законтурных вод к гидрокарбонатно-натриевому типу элизионного генезиса во всех частях ловушки при значительных величинах (K_Cl^Na=l,2–1,6 и более), отношении НСО₃^-/Сl^-, равном десятым долям единицы, достигающем в отдельных залежах 1,8–2,0, свидетельствует о сравнительно недавнем формировании залежей, возможно, продолжающемся до настоящего времени.

5. Структурные ловушки, находящиеся в обширном поле вод хлор-кальциевого типа с относительно высокой минерализацией, принадлежат к гидродинамически закрытым районам, что в общем отражает благоприятные условия для сохранения залежей. Однако отсутствие гидрокарбонатно-натриевых вод элизионного генезиса на обширном пространстве может свидетельствовать, что в этих районах Западно-Сибирского бассейна процессы генерации УВ не протекали достаточно интенсивно вследствие низкого нефтегазо материнского потенциала пород.

1. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности / Под ред. Н.Н. Ростовцева.– М.: Гостоптехиздат, 1958.
2. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна // М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др.– М.: Недра, 1988.
3. Рудкевич М.Я., Чистякова Н.Ф. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрского комплекса в Западно-Сибирском НГБ по гидрогазогеохимическим показателям // Геология нефти и газа.– 1986.– № 4.– С. 16–22.
4. Ставицкий Б.П. Закономерности формирования солевого состава подземных вод нижнего гидрогеологического этажа // Гидрогеология СССР. Западно-Сибирская равнина.– М.: Недра.– 1970.– Т. XVI.– С. 187–195.
5. Сулин В.А. Условия образования, основы классификации и состава природных вод.– М.–Л.: Изд-во АН СССР, 1948.

Chemical composition of edge and bottom waters surrounding oil and gas deposits gives some information about hydrocarbon accumulations. “The young” (forming) hydrocarbon deposits are underlain by bracking waters (mineralisation is 4–10 grams per litre, with K_Cl^Na ranging from 1,2 to 2,0 and the ratio of HSO₃/C1 is 0,5–1,2 and even more). These are hydro carbonate – natrium type waters of the elision genesis. “The matured” (formed) oil and gas deposits are washed by waters of two types located in one and the same strata: hydrocarbonate-natrium waters are on one side of the trap and chlorine-calcium ones on the other. “The old” (destroying) deposits are surrounded by bottom waters of chlorine-calcium type (mineralisation is 18– 30 grams per litre, with K_Cl^Na less than one). Hydrogeochemical research is of great importance for successful oil and gas prospecting.

Рис. 1. Схематическая гидрохимическая карта Бованенковского месторождения (пласт БЯ₁):

1 – стратоизогипсы кровли пласта, м; 2 – внешний контур газоносности; 3, 4 – внешний (3) и внутренний (4) контуры нефтегазоносности; 5 – зона глинизации; б – участки выклинивания пласта; 7 – изоминеры, г/л; 8 – изолинии отношения НСО₃/С1; 9 – линия коэффициента метаморфизма подземных вод K_Cl^Na; 10, 11 – типы вод: 10 – гидрокарбонатно-натриевый элизионного генезиса, 11 – хлоридно-кальциевый; 12 – скважины (числитель – минерализация, г/л, знаменатель – коэффициент метаморфизма K_Cl^Na )

Рис. 2. Схематическая гидрохимическая карта Самбургского месторождения (пласт BУ₁₃).

Рис. 3. Схематическая гидрохимическая карта Федоровского месторождения (пласт БС₁₀).

Рис. 4. Схематическая гидрохимическая карта Холмогорского месторождения (пласт БС₁₀).