Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 10 )

Разрывные нарушения, выделенные на неотектонических картах, по геоморфологическим данным в основном не совпадают с описанными в главе 4, хотя по преобладающим направлениям (северо-западному и северо-восточному) довольно хорошо с ними согласуются. Лишь два разлома, выделение которых обосновано комплексом геолого-геофизических материалов, Усть-Кутско-Нюйский и Ербогачено-Чуйский (соответственно северо-восточной и северо-западной ориентировок) удовлетворительно проявляются в геоморфологических данных.

6. Гидрогеология и геотермический режим недр

Гидрогеология НБА, как будет показано ниже, изучена пока недостаточно. Наибольший вклад в ее познание внесли , , и др. Наиболее полные сводки состояния вопроса содержатся в, публикациях [29, 32, 84].

6.1. Гидрогеологическая стратификация разреза

Разрез осадочного чехла в пределах НБА и на прилегающих к ней территориях подразделяется на три гидрогеологические формации ‑ надсолевую, соленосную и подсолевую. Каждая формация, в свою очередь, подразделяется на мезорезервуары и их проницаемые части ‑ водоносные комплексы.

Верхняя часть разреза (до верхоленской свиты и ее аналогов включительно), которая в значительной степени дренируется речной сетью и содержит в основном пресные, солоноватые, иногда соленые воды, составляет надсолевую гидрогеологическую формацию. Промышленная нефтегазоносность этой формации в изученных бурением районах не установлена, в связи с чем ниже не рассматривается.

Отложения от литвинцевской свиты до кровли у сельской свиты (горизонты группы А) объединяются в соленосную гидрогеологическую формацию. Наиболее соленасыщенная верхнеусольская подсвита рассматривается в качестве суперрегионального усольского мегаводоупора. Осинский горизонт и вся подсолевая часть разреза до фундамента включительно (горизонты групп Б-В) объединяются в подсолевую гидрогеологическую формацию.

Таблица 1 Гидрогеологическая изученность нефтегазоводоносных комплексов

В наиболее перспективных карбонатных и терригенных отложениях подсолевой формации флюидоносные горизонты в региональном плане являются единой гидродинамической системой и поэтому объединены в единый крупный вендский гидрогеологический комплекс. В него включены терригенные нижненепский, верхненепский, нижнеиктехский мезорезервуары, водоупорами для которых служат пачки аргиллитов и алевролитов, обогащенных глинистым материалом, а также проницаемая часть нижнеданиловского мезорезервуара (горизонт Б12). Общим суперрегиональным водоупором для вендского гидрогеологического комплекса являются плотные глинисто-карбонатные и ангидрито-доломитовые породы Экранирующей части нижнеданиловского мезорезервуара.

Верхнюю часть подсолевой гидрогеологической формации составляет верхнеданиловско-осинский гидрогеологический комплекс, включающий верхнеданиловский мезорезервуар и проницаемую часть (горизонт Б1) усольского мезорезервуара, в которых нефтегазоносные горизонты приурочены к зонам повышенной трещиноватости и кавернозностн карбонатов. Общим суперрёгиональным водоупором для верхнеданиловско-осинского гидрогеологического комплекса является соленосная верхнеусольская подсвита.

В соленосной гидрогеологической формации выделены три гидрогеологических комплекса: бельский, булайско-нижнеангарский и литвинцевский. Для бельского водоупором являются пласты соли и глинистые сульфатно-карбонатные отложения верхнебельской подсвиты, для булайско-нижнеангарского ‑ аналогичные породы верхнеангарской подсвиты, для литвинцевского ‑ пласты соли в верхней части литвинцевской свиты, а также глинистые алевролиты и плотные мергели верхоленской свиты.

Гидрогеологическая изученность нефтегазоносных комплексов в целом очень слаба и неравномерна (табл. 1). Меньше всего гидрогеологической информации имеется по соленосной гидрогеологической формации, которая до последнего времени не рассматривалась в качестве основного объекта поисков залежей и поэтому зачастую проходилась без опробования. В региональном плане гидрогеологическая изученность комплексов тоже слаба и неравномерна. Большая часть информации получена из поисковых и разведочных скважин (т. е. в районах выявленных месторождений), а сеть параметрических скважин опробована недостаточно. К тому же во многих скважинах не записаны геотермограммы ОГГ, некоторые из них ликвидированы без испытания и вообще не дали никакой гидрогеологической информации

6.2. Вертикальная гидрогеологическая зональность

В гидродинамическом отношении разрез соленосной формации по вертикали является переходной зоной от активного водообмена, характерного для вышележащей надсолевой формации, к затрудненному (по терминологии — «пассивному») и сильно затрудненному режиму водообмена, существующему в ее нижней части и в подсолевой формации. Пластовые воды в этих формациях почти повсеместно представлены рассолами хлоридного кальциево-натриевого, натриево-кальциевого и магниево-кальциевого состава с минерализацией 320-400 т/л и более, а водорастворенные газы (ВРГ) по составу в основном метанового и азотно-метанового типа. В рассолах содержатся бром (до 10 г/л и более), калий (до 20 г/л и более), бор, йод и ряд ценных металлов. Это дает основание рассматривать рассолы в качестве важного самостоятельного полезного ископаемого и ставить вопрос о необходимости специальных целевых исследований по геолого-экономической оценке их запасов и возможности добычи и переработки (утилизации) в промышленных масштабах, особенно при будущей разработке месторождений нефти и газа. Имеются заключения о целебных свойствах рассолов и возможности использовать их в лечебных и бальнеологических целях. Разубоженные рассолы из скважин, соленые источники и грязи уже давно используются санаториями, больницами и другими лечебно-санаторными учреждениями как в пределах НБА (курорт Усть-кутский), так и за ее пределами (Иркутск, Усолье-Сибирское, Братск и др.).

Общая минерализация рассолов, содержание в них магния, брома, кальция и другие показатели степени метаморфизма непрерывно возрастают вниз по разрезу (табл. 2), но в подсолевой формаций и особенно в вендском комплексе фиксируется обратная картина, т. е. имеет место инверсия. Исключением является только бром, содержание которого возрастает сверху вниз без инверсии. Эти данные, а также имеющиеся сведения об изотопном составе рассолов подтверждают рост закрытости недр с глубиной и присутствие остаточных седиментогенных и древне-инфильтрационных вод в терригенных отложениях вендского комплекса, что в целом соответствует представлениям , который развивает седиментогенно-инфильтрогенную схему формирования рассолов в подсолевых терригенных толщах.

Газонасыщенность рассолов, а также содержание метана и общее количество углеводородов (УВ) в составе ВРГ возрастают вниз по разрезу без инверсий вплоть до венда, инверсия отмечается только по сумме «тяжелых» УВ (табл. 3). Это позволяет считать, что основным источником УВ в отложениях венда и кембрия были подсолевые терригенные отложения венда либо более древних горизонтов, из которых УВ поступали в вендский комплекс вместе с эллизионными водами. Инверсию суммы ТУ в вендском комплексе можно объяснить их отставанием, от метана в процессе латеральной миграции из главных зон цефтегазообразования (т. е. из прогибов и синеклиз) в пределы НБА.

Содержание водорастворенных органических веществ (ВРОВ) в рассолах НБА, как и вообще на юге платформы, низкое. От бельской свиты вниз по разрезу (т. е. с ростом минерализации) общее содержание органического углерода (Сорг общ.) и некоторых других компонентов возрастает (табл. 4). Следовательно, их современные концентрации контролируются не минерализацией рассолов, а другими факторами. Установлено довольно точное совпадение изменения содержания основных компонентов ВРОВ по разрезу и УВ в водорастворенных газах, что указывает на их генетическое единство (те и другие поступили в воду из нефтегазоматеринских пород). Исключение составляют фенолы, содержание которых зависит главным образом от наличия в разрезе нефти и жидких битумов, а не от исходного нефтегазогенерирующего потенциала материнских пород.

Пропуск стр. 80-82

В южной части антеклизы, на Аянском месторождении, проба воды отобрана в скв. 53 из горизонта В10 на 10 м ниже ВНК (интервал 3692-2681 м). Концентрация битумоида в этой воде невелика – 26,7 мг/л, причем соотношение хлороформенного и изобутилового экстрактов немногим больше единицы (1,2). Однако элементный состав битумоида (С – 80,7%, N+O – 6,2 %), невысокие содержания в нем асфальтенов (8,8%) и смол (25,4%) и резкое преобладание УВ (65,8%) в составе которых насыщенных соединений в два раза больше, чем нефтеароматически, и низкая конденсированность аренов указывают на формирование состава битумоида в результате рассеивания нефти из залежи.

На Даниловском месторождении залежи УВ приурочены к карбонатным коллекторам горизонтов Б3-4, Б5 и терригенному комплексу венда. В скв. 10 на этой площади проба весьма крепкого хлоридного кальциево-натриевого рассола с минерализацией 325 г/л отобрана на устье при самоизливе из терригенных отложений венда и верхов фундамента. Содержание битумоида в рассоле довольно высокое ‑ 77,6 мг/л, но преобладает изобутиловый экстракт. Хлороформенный и изобутиловый экстракты этого битумоида резко различны по составу. Первый содержит 84,8% углерода, второй ‑ всего 50,8%. В групповом составе АБ преобладают гетероциклические соединения, в нем 47,4% смол и 20,5% асфальтенов. УВ в этом АБ немного, но соотношение насыщенных соединений и аренов достаточно высокое ‑ 2,2. Среди н-алканов преобладает УВ С17. Конденсированность аренов низкая. Скорее всего, этот АБ смешанный, со значительной примесью УВ, рассеявшихся из залежи.

Из пластов Б3-4, Б5 проба хлоридного кальциевого рассола с минерализацией 424 г/л отобрана в Усть-Икской скв. 138 (интервал 1988-2000 м) при кратковременном переливе. Содержание АБ 38,8 мг/л, причем хлороформенный экстракт находится в концентрации чуть меньшей, чем изобутиловый. Их соотношение равно 0,77. Резко различаются эти экстракты и по элементному составу. Хлороформенный содержит углерод в концентрации 82,9%, а изобутиловый — 72,5 %. В групповом составе битумоида доминируют УВ, их концентрация 61,4%. Соотношение насыщенных и нафтеноароматических УВ равно 3,0. На долю смол и асфальтенов приходится 26,8 и 11,8% от массы АБ. Среди н-алканов преобладает УВ С19 (11%), конденсированность аренов очень низкая. Би-, три - и тетрациклические ароматические ядра составляют 10,1%. Интересно отметить, что по керну, по результатам его просмотра под люминесцентной лампой, в интервале 1941,5-1970,0 м, т. е. выше интервала, с которым связан перелив воды, фиксируется нефтенасыщение.