В данной статье описана Западно-Сибирская артезианская область, к которой относятся Тюменская область Ханты-Мансийского АО и непосредственно Приобское месторождение. Приведена краткая характеристика как всей артезианской области, так и непосредственно Приобского нефтяного месторождения. Описана геологическая приуроченность Западно-Сибирского артезианского бассейна.
Ключевые слова: артезианская область, пластовые воды, отложения, гидрогеологический комплекс, водоносный горизонт.
Рис. 1. Схематическая карта гидрогеологического районирования России, стран СНГ и Балтии
В геологическом отношении Западно-Сибирский артезианский бассейн приурочен к Западно-Сибирской плите. С запада он ограничен Уральской складчатой областью, с юга — водоразделом систем стока Карского и Аральского морей и склонами Казахской и Алтае-Саянской складчатых областей, с востока — восточносибирской платформой, на севере открыт к впадине Карского моря. Западно-Сибирская гидрогеологическая область занимает площадь равную 2,5 млн. км2, и является одним из крупнейших артезианских бассейнов мира, в котором аккумулируются огромные ресурсы подземных вод. Особенности геологического строения и физико-географической зональности области обусловили приуроченность основных ресурсов пресных и солоноватых вод к водоносным горизонтам и комплексам мезо-кайнозоских отложений. Эти же особенности предопределили и неравномерное распределение на рассматриваемой территории ресурсов подземных вод [2].
Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе в 98 км к востоку от г. Ханты-Мансийск и входит в состав Фроловской нефтегазоносной области. В тектоническом отношении месторождение расположено в Тундринской впадине. Территория месторождения представляет собой по отражающему горизонту «Б» моноклиналь, погружающуюся с запада на восток с а. о. -2720 м до а. о. -2920 м и осложненную локальными поднятиями [1].
Район месторождения располагается в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе Западно-Сибирского бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов. Каждый комплекс состоит из нескольких водоупорных и водоносных горизонтов, которые находятся между собой в определенных взаимоотношениях, что определяет гидрогеологический вид комплекса.
Верхний гидрогеологический этаж образуют первый и второй комплексы. Который в верхней части характеризуется свободным водообменом, а в нижней — затрудненным. В его пределах чаще встречаются пресные и слабосолоноватые воды, реже — солоноватые и соленые воды. Геоморфологические и климатические факторы оказывают большое влияние на режим, питание и циркуляцию вод верхнего гидрогеологического этажа [2].
Первый гидрогеологический комплекс совмещает песчано-алевритистые и глинистые отложения антропогенового и неоген-олигоценового возраста, которые представлены глинами, алевролитами и аргиллитами с подчиненными водоносными горизонтами, слоями песков, песчаников и опок.
Нижний этаж сложен отложениями третьего, четвертого и пятого комплексов. Заключенные в нем подземные воды находятся в обстановке затрудненного, а местами почти застойного режима. Для них характерна высокая минерализация (до рассолов). Гидродинамические и геолого-фациальные факторы оказывают влияние на формирование вод нижнего этажа.
Третий гидрогеологический комплекс сложен осадками мелового возраста. Для него характерны песчаные отложения, наиболее выдержанные и мощные водоносные горизонты с высоким напором вод.
Четвертый гидрогеологический комплекс представляет собой отложения нижнемелового возраста и характеризуется чередованием водоносных горизонтов и толщ с водонапорными глинистыми слоями.
Пятый гидрогеологический комплекс объединяет осадки юрского возраста, а также обводненные породы верхней части доюрского фундамента. Отложения, как правило, имеют низкую пористость и невысокую проницаемость, что обуславливает незначительные дебиты скважин.
Особенностью Приобского нефтяного месторождения является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750 м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологический этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой [3].
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
– водоносный горизонт четвертичных отложений;
– водоносный горизонт новомихайловских отложений;
– водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса [3].
На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98–15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС10к АС12с 2,05 моль/м3до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3.
Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС12.
В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м3/т. Свойства пластовой воды приведены в таблице 1.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
Таблица 1
Свойства пластовой воды
Участки поисков и разведки пресных подземных вод в основном приурочены к населенным пунктам округа, реже расположены в пределах месторождений углеводородного сырья. Для целей водоснабжения региона месторождения используются водозаборы подземных вод, работающие на утвержденных ГКЗ и ТКЗ запасах, групповые водозаборы работающие на неутвержденных запасах, многочисленные одиночные скважины.
Литература:
- Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа». Атлас составлен и подготовлен к изданию ГП ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им В. И. Шпильмана». Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.
- Быстриченко М. Г. и Деулина У. В. «Геохимия подземных вод Сургутского района» сборника статей и тезисов «Проблемы геологии и освоения недр» статья.
- Гидрогеология СССР. Том XVI. Западно-Сибирская равнина (Тюменская область, Омская область, Новосибирская область, Томская область). Москва, 1970 г. 368 стр.
