Back Up Next

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ АНОМАЛИИ И ИХ СВЯЗЬ
С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ ДОНБАССА
(на примере Южно-Донбасского района)

Шевченко О.А., Бушуева Е.В.
Донецкий гостехуниверситет, Донецк

        За последние годы в связи с успешными поисково-разведочными работами на нефть и газ в пределах северного и, отчасти, южного обрамления юго-восточной части Днепровско-Донецкой нефтегазоносной провинции существующее мнение о бесперспективности региона заметно изменилось. Открыто несколько небольших месторождений углеводородного сырья. Начаты работы по изучению нефтегазоносности Донбасса, которые уже дали первые практические результаты.

        Большой интерес к изучению возможностей открытия нефтегазовых месторождений заставляет искать эффективные критерии прогнозирования скоплений углеводородного сырья, которыми могут стать гидрогеохимические критерии.

        Одним из наиболее перспективных в этом отношении является Южно-Донбасский угленосный район.

        В Южно-Донбасском угленосном районе распространены водоносные горизонты, приуроченные к четвертичным, неоген-палеогеновым, меловым, нижнекаменноугольным, девонским и докембрийским образованиям. По условиям питания, транзита и разгрузки водоносных горизонтов выделяются три гидродинамические зоны: активного водообмена, замедленного водообмена и весьма затрудненного водообмена. При изучении перспектив нефтегазоносности особый интерес представляет зона весьма затрудненного водообмена, расположенная в районе ниже 200 м на северо-западе и ниже 900 м на юго-востоке. Верхняя граница этой зоны близка, но не полностью соответствует глубине залегания верхней границы стабилизации газоносности угольных пластов. Зона включает в себя терригенную и карбонатную толщу нижнего карбона и девона, характеризуется повышенной минерализацией (15-44 г/дм3), хлоридно-натриевым составом и почти повсеместно насыщена метаном, а иногда сероводородом. В пределах некоторых купольных структур (Константинопольский купол, Лаврентьевская брахиантиклиналь) наблюдается перенасыщение вод метаном и образование залежей свободного метана гидравлически взаимосвязанных с водоносным горизонтом.

        Разрывные тектонические нарушения района в большинстве случаев при их опробовании оказались безводными, что свидетельствует об их экранирующем действии для воды и газа, а минерализация в различных крыльях практически не изменяется. Однако региональный Долинный сброс и его апофизы имеют повышенную водообильность и практически делит Южно-Донбасский угленосный район на два разные по гидрогеологическим условиям блока. Так, блок, заключенный между Криворожско-Павловским сбросом и Долинным сбросом, характеризуется наличием здесь вод зоны замедленного водообмена (высокая минерализация до 10-44 г/дм3, хлоридно-натриевый состав, наличие метана и гелия в водах).

        Северо-восточнее Долинного сброса гидрогеологическая обстановка существенно отличается от вышеприведенной. Воды здесь смешанного состава с минерализацией от 1,4 до 20,4 г/дм3. Это свидетельствует о существенном увеличении циркуляции подземных вод (вероятно через систему нарушений Долинного сброса и через выходы под покровные отложения водоносных горизонтов).

        В региональном плане отмечается также закономерное увеличение минерализации вод карбона на равных глубинах и одноименных горизонтах с юго-востока на северо-запад, что свидетельствует о лучшей закрытости структур в северо-западной части района и более благоприятных условиях для скопления свободного газа.

        Коллекторами воды и газа являются преимущественно песчаники. Эффективная пористость песчаников изменяется от 1,0 до 21%. Проницаемость изменяется от 0,001 до 689 миллидарси. Максимальные значения емкостных и фильтрационных характеристик имеют место в крупнозернистых отсортированных песчаниках с минимальным количеством глинистого заполнителя, с уменьшением зернистости и увеличением глинистости, емкостные и фильтрационные свойства уменьшаются. Отмечается постепенное уменьшение емкостных и фильтрационных характеристик пород с глубиной и естественно уменьшением водоносности песчаников. С увеличением степени метаморфизма фильтрационные свойства песчаников уменьшаются.

        Водоносные горизонты нижнекаменноугольных отложений высоконапорные. Величины напоров зависят, главным образом, от глубины залегания. Газоносные горизонты, заключенные в верхних частях (сводах) водоносных горизонтов, имеют пластовые давления равные давлению гидростатики.

        Количество в водах растворенного газа (газовый фактор) существенно меняется по площади. Однако отмечается закономерное увеличение газового фактора к сводовым частям купольных структур с газовой залежью, достигая в отдельных случаях 8 м33 и выше. Компонентный состав растворенных в воде газов изменяется в широких пределах, однако не превышает величин: метан – 96%, этан – 6%, пропан 2,5%, изобутан – 0,3%, бутан 0,5%, неопентан – 0,006%, изопентан – 0,14%, гелий – 0,35%.

        Жидкие углеводороды в водах не встречены.

        Исходя из вышеизложенного, водоносные горизонты являются местами транзита газа от областей его образования к местам разгрузки или скопления. Разгрузка (дегазация) водоносных горизонтов осуществляется при выходе их под покровные отложения или при контакте их с водопроводящими нарушениями. При наличии в верхних частях водоносных горизонтов надежных водо- и газоупоров возможно увеличение количества растворенных в воде газов, которые генерируются угольными пластами и рассеянной органикой вмещающих пород, и образование свободных залежей газа.

        Поисковыми гидрогеологическими признаками скоплений свободного газа в порядке их значимости являются:

1. Наличие растворенного метана в водах и особенно в случаях превышений фактического газового фактора над теоретическим.

2. Наличие растворенного в водах сероводорода, который образуется в результате разрушения метановых залежей.

3. Высокая минерализация вод (15-20 г/дм3 и выше), хлоридно-натриевый состав при падении содержания сульфатов.

4. Наличие гелия в водах, как свидетельство надежных покрышек.

        Таким образом, можно сделать вывод о необходимости проведения целенаправленного гидрогеохимического прогнозирования, результаты которого позволили бы не только реально оценить перспективы, но и определить конкретные направления геологических исследований с целью поисков месторождений нефти и газа в регионе.