Изотопы кислорода и водорода природных вод СССР
Методическое пособие - Геодезия и Геология
Другие методички по предмету Геодезия и Геология
Интервал опробования,мМинерализация,г/лРасстояние до ВНК,км,‰,
‰Припятский НГБМетеоинфильтрогенныеQ6-5501,2-34--100-65-13,4-9,0Межсолевые карбонатные отложенияСосновская площадь, скв.362780-2804353,8+0,30-28+4,9То же,скв.262866-2604345,9-1,40-30+1,0То же,скв.192957-2973343,5-2,50-35-3,5Нормального фона1800-2400290-330-3 -4-83-40-12,4-4,0Подсолевые карбонатные отложенияДавыдовская площадь,скв.53110-3118379,0-0,15-18+0,5То же,скв.23474-3488420,8-0,50-32-1,8То же, скв.103213-3227383,7-1,20-36-3,8Мармовичская площадь, скв.153023-3028362,0+0,30-18+2,6То же,скв.83015-3020371,0-0,20-20+1,4То же,скв.133053-3227363,6-0,50-31-0,7Давыдовская площадь,скв.103213-3227383,7-4,80-36-3,8Нормального фона1850-2800270-330-3 -4-60-35-7,2-4,0Западно-Сибирский НГБМетеоинфильтрогенные6-2870,14-0,30--134-120-18,0-16,4Соснинская площадь,скв.3981665-168518,50,00-71-10,9То же,скв.3191729-173519,1Подошвенная-74-11,4Советская площадь,скв.811699-174018,7-0,10-77-13,5Соснинская площадь,скв.5102174-218926,4-0,60-67-10,2То же,скв.182159-216426,3Подошвенная-76-11,2То же,скв.32216-222226,7-3,00-78-13,1Нормального фона1300-150010,117,7-3 -4-100-87-15,4-14,6*Значок + означает внутри залежи
Нефтяные воды верхне- и нижнемеловых отложений Советского нефтяного месторождения по изотопному и химическому составам существенно отличаются от вод Припятского прогиба и представляют собой талассо- и седиментогенные воды, сильно разбавленные метеоинфильтрогенными [Назаров А. Д. и др., 1974 г.]. Величина в них изменяется от -78 до -67, - от -13,5 до -10,2‰, минерализация - от 18,50 до 26,73 г/л. Нижний предел и в пластовых водах исследуемых бассейнов близок к таковому вод нормального фона соответствующих водоносных комплексов, верхний обусловлен, видимо, палеоклиматическими и палеогидрогеологическими условиями, а также внутриконтурной геохимической обстановкой и несколько варьирует в зависимости от природы конкретного нефтяного месторождения.
Следует особо подчеркнуть, что именно повышенная концентрация тяжелых изотопов и водорода, и кислорода в контурных водах продуктивных структур по отношению к содержанию изотопов в водах нормального фона характеризует застойный режим вод и свидетельствует о благоприятных условиях для образования, накопления и сохранения природных углеводородов и связанных с ними основных месторождений йодо-бромных, йодных и других рассолов промышленного значения [12].В пластовых водах нефтяных структур (табл. 21) отмечается эффект увеличения концентрации дейтерия и кислорода-18, градиент концентрации которых направлен к ВНК. При этом область геохимического влияния залежи на изотопное поле достигает 1,5 - 2 км. Аналогичным распределением характеризуется и радий в водах зоны ВНК как нефтяных месторождений Припятского прогиба, так и других бассейнов [54], который в последнее время также используется в качестве одного из показателей нефтегазоносности .Характер распределения содержания дейтерия, кислорода-18, радия и аммония в водах продуктивных структур Припятского прогиба таков, что особенно интенсивное количественное возрастание их относительно ВНК происходит начиная примерно с 700 м. В целом для нефтяных месторождений Припятского прогиба, приуроченных к девонским подсолевым и межсолевым отложениям, между концентрацией дейтерия и кислорода-18 и расстоянием до ВНК. а также распределением тяжелых изотопов воды, радием и аммонием устанавливается криволинейная связь, описываемая системой квадратичных уравнений. Между величинами и и минерализацией вод, компонентами химического состава (натрий, калий, магний и т. д.), пластовыми - условиями корреляции отсутствуют, хотя в целом для обоих регионов наблюдается тенденция увеличения содержания тяжелых изотопов водорода и кислорода, а также компонентов химического и других составов с глубиной. Статистическая обработка материалов по Припятскому НГБ на ЭВМ Минск-32 [Альтшулер П. Г., Артемчук В. Г., Ветштейн В. Е., 1981 г.] позволила установить зависимость между значениями и и расстоянием L до ВНК, описываемую многочленом второй степени вида:
а)Для межсолевых отложений
(53)
б)для подсолевых отложений
(54)
где и - коэффициенты корреляции зависимостей - L и - L соответственно; - количество наблюдений; - граничные значения коэффициента корреляции при числе наблюдений п, взятые из таблиц распределения Стьюдента с доверительной вероятностью = 0,95. Использование формул (53) и (54) предполагает определение концентрации дейтерия и кислорода-18 в образце пластовой воды из данного горизонта меж- и подсолевых отложений, подстановку полученных значений в формулу и оценку, таким образом, расстояния до залежи. Следовательно, использование изотопно-гидрогеохимических показателей для определения перспектив нефтегазоносности основывается на установлении вышефоновых значений содержания изотопов обоих элементов пластовой воды, а повышение их концентрации указывает на вероятное местоположение залежи.
О механизме поведения изотопов в водах зоны ВНК. Причины наблюдаемых аномальных концентраций изотопов в водах зоны ВНК, рассмотренные в гл. II и III, а также материалы, полученные по Припятскому и Западно-Сибирскому ВГБ, позволяют высказать следующие представления о механизме формирования изотопного состава пластовых вод продуктивных структур, в том числе и зоны ВНК [12].
К ним прежде всего следует отнести особые условия, связанные с закрытостью залежи, и сопутствующие им повышенные значения гидротермодинамического потенциала, длительности пребывания воды в условиях динамического равновесия с вмещающими породами, газами, радиоэлементами и микрокомпонентами. Именно непрерывное взаимодействие природной системы вода - порода - газ - нефть- растворенное ?/p>