Уточнение условий формирования сероводородных вод Ферганской впадины по результатам геофизических исследований

В практике здравоохранения роль минеральных вод как важного средства лечебного и профилактического воздействия на организм человека неуклонно возрастает. Одно из ведущих мест среди минеральных вод занимают сероводородные.

Проблема происхождения сероводорода в подземной гидро- и литосфере привлекала внимание многих исследователей. В конце прошлого века ей занимались учёные-гидрогеологи А.М. Овчинников, В.В. Иванов, Г.Н. Плотникова, А.И. Рив-ман, которые изучали и анализировали условия образования месторождений сероводородных вод в странах СНГ (быв- ший СССР). Д.С.Ибрагимов изучал гидрогеологию месторождений сероводородных вод южной части Ферганского артезианского бассейна (1964) и обосновал геохимические и литолого-фациальные факторы их формирования.

В 1950-1960 гг. были проведены геологоразведочные работы с целью поиска нефтяных месторождений в палеогеновых толщах южной части Ферганской впадины. Попутно были обнаружены сероводородные воды в некоторых скважинах на антиклинальных структурах Чонгара, Чи-мион, Северный Сох, Андижан, Палван-таш, Ходжаабад и Южный Аламышик [3,4,5,6,7,8,9,10,11,14,15]. Анализ и обобщение данных геолого-геофизических ра-

бот дают возможность изучить формирование сероводородных вод (рис. 1, 2).

Условия образования  сероводорода .

Области распространения сероводородных вод обычно приурочены к нефтегазоносным (или перспективным на нефть) бассейнам платформенных и складчатых областей, в разрезе которых развиты эвапоритовые отложения. Наибольшее количество сероводородов наблюдается в водах открытых и разрушающихся нефтяных месторождений, т.е. там, где имеется связь с поверхностными водами [10].

Рис. 1. Обзорная карта

Соотношение и устойчивость различных серосодержащих соединений в подземных водах определяются совместным воздействием Eh и рН. Основной формой миграции серы в водной среде является сульфатная сера, в кислой восстановительной среде устойчивым серосодержащим компонентом будет H 2 S, который при повышении рН сменится на HS^- (pH ~ 7) и S² " (pH ~ 14) [10].

Формирование сероводородов в подземных водах, их концентрирование и рассеивание определяются гидродинамическими и тесно связанными с ними гидрохимическими условиями.

Распространение сероводорода в подземных водах, как правило, зависит от развития в них сульфатредуцирующих бактерий, но в некоторых гидрогеологических закрытых структурах с высоким содержанием сероводорода они не обнаружены. Это дало основание микробиологам утверждать, что процесс сульфатредукции развивается только при наличии водообмена. В процессе жизнедеятельности суль-фатвосстанавливающие бактерии используют сульфаты различных минералов (гипса, барита, целестина и др.) и органические соединения[10]. Реакция идет по схеме

SO 4 ^2-+2C+2H 2 O=H 2 S+2HCO 3 ^-.

Поисковые критерии площади формирования сероводородных вод. Закономерная связь распространения сероводородных вод с сульфатсодержащими и нефтегазоносными осадочными комплексами определяет главнейшие поисковые критерии для сероводородных вод и выделение перспективных областей. Среди природных факторов и условий решающее значение в процессе формирования сероводородных вод имеют следующие: 1) литолого-фациальный состав водовмещающих пород (прежде всего наличие сульфатсодержащих отложений) и нефтегазоносность осадочной толщи; 2) гео- структурные условия; 3) гидрогеохимиче-ская обстановка; 4) гидродинамические и геотермические условия [10,11,14,15].

Ниже рассмотрены и проанализированы геоструктурные и гидродинамические факторы, связанные с формированием сероводородных вод, выявленные на основе результатов геофизических исследований на южном борту Ферганской впадины.

Исходные материалы

Ферганская впадина ограничена с юга Туркестанским хребтом, с юго-востока – Алайским и с востока – Ферганским.

Рис. 2. Схематическая карта тектоники южного борта Ферганской межгорной впадины и перспективные площади на сероводородные воды:1 – южный борт; 2 – центральный грабен; 3 – северный борт; 4 – выходы на поверхность домезозойских образований; 5 – границы барьерных гряд; 6 – границы антиклинальных зон, поднятий; 7 – оси прогибов; 8 – разрывы, выраженные на поверхности домезозойского фундамента и в покрове; 9 – флексуры; 10 – структуры третьего порядка; 11 – антиклинальные складки в палеогеновых и мезозойских отложениях; 12 – оси бескорневых антиклинальных складок только в кайнозойских молассах; 13 – перспективные площади на сероводородные воды (цифры на рисунке): 1 – Шорсуйская группа, 2 – Северный Сох, 3 – Чонгара, 4 – Гальча, 5 – Северный Риштан, 6 – Сары-Камыш, 7 – Чимион, 8 – Палванташ, 9 – Андижан, 10 – Ходжаабад, 11 – Южный Аламышик, 12 – Чангырташ

Геологическое строение района. Ферганская впадина – это крупная межгорная депрессия, выполненная мезозой-кайнозойскими отложениями, залегаю- щими на породах докембрия и палеозоя складчатого фундамента. Его породы, выходя на поверхность в краевых частях депрессии, слагают горные массивы ее об- рамления, а в центре депрессии фундамент, по данным сейсморазведки, на глубине 10–12 км.

Тектоника. Современное геотектоническое положение Ферганской впадины в пределах Западного Тянь-Шаня трактуется различно, однако многие исследователи называют ее альпийской межгорной депрессией. Ферганская межгорная впадина по структурно-тектоническому строению разделяется на три части: южный борт, северный борт и центральный грабен. Наибольшее количество нефтяных месторождений расположено в южной части Ферганской впадины. Южный борт впадины ограничивается Южно-Ферганским разломом с юга и Карачатыр-Сурентюбинской барьерной грядой с юго-востока. Южный борт и центральный грабен разделяют глубокий тектонический разлом и Андижанская флексура.

Гидрогеологические условия. В водоносном комплексе палеогеновых отложений на юге Ферганского артезианского бассейна выделяются следующие горизонты: бухарский (VIII пласт), алайский (VII пласт), туркестанский (V пласт), риштанский (IV пласт) и сумсарский (II пласт). Комплекс подстилается мощной толщей (40-50 м) водоупорных гипсов, изолирующих водоносные горизонты от нижележащих толщ мела. Отложения палеогена выходят местами на поверхность в осевых частях структур адырной зоны или перекрываются конгломерат-галечниковой толщей континентальных отложений сохско-бактрийского возраста (Чимион) или массагета. В глинисто-карбонатной толще бухарского яруса (пласты VIIIa, VIIIб) встречаются незначительные водопроявления высокоминерализованных и рассольных вод. На участках активной гидродинамической обстановки тектонически ослабленных и трещиноватых зон создаются условия для активизации в породах яруса биологической сульфатредукции. В результате воды бухарских отложений ряда структур Южной Ферганы обогащаются сероводоро- дом. Его максимальные концентрации отмечены в районе I антиклинали Шор-Су (~ 1 г/л), на более закрытых структурах, Чимион и Оби-Шифо, они несколько ниже (200-500 мг/л) [11, 15].

К отложениям алайского яруса приурочены два водоносных горизонта – карбонатный (пласт VIIa) и известковопесчанистый (пласт VIIб). Отложения алайского яруса вскрыты скважинами в Шор-Су, Риштане, Ханкызе, Кашкаркыре, Чимионе, Аувале, Палванташе и др., где получены преимущественно рассольные воды хлоридного кальциево-натриевого состава.

На отдельных структурах, где существуют благоприятные условия для формирования сероводорода, в этих отложениях может содержаться довольно значительный объем сероводородных вод. В породах алайского яруса они встречены также в Шор-Су, Палванташе, Андижане, Чимионе с концентрацией H 2 S от 100 до 300 г/л [11, 15].

Выделяемый в глинисто-карбонатных отложениях туркестанского яруса V пласт используется для добычи нефти на некоторых промыслах. В основном сероводородные воды обнаружены на северной стороне присводовой части в каждом нефтегазоносном месторождении южного борта Ферганского впадины.

Геофизическая информация для изучения формирования сероводородных вод. По сейсмическим работам нефтяников составлена детальная структурная карта кровли известняков туркестанских слоев палеогена Ферганской впадины (рис. 3).

По проведенным электроразведочным работам методом ВЭЗ (вертикальное электрическое зондирование) с целью поисков залежей нефти в юго-восточной части Ферганской впадины был проведен анализ гидродинамической составляющей подземных вод, т. к. профили ВЭЗ расположены между областью питания и изучаемыми нефтяными месторождениями (рис. 4).

Рис. 3. Структурная карта кровли известняков туркестанских слоев палеогена Ферганской впадины (юго-восточная часть) с выделением перспективных участков на сероводородные воды (по материалам ОАО «Узбекгеофизика», 2006):1 – изогипсы по кровле V пласта; 2 – разрывные нарушения; 3 – номер локальных структур: 69 – Палванташ, 74 – Андижан, 75 – Ход-жаабад, 78 – Джаханабад, 79 – Хартум, 86 – Южный Аламышик; 4 – участки работ

Рис. 4. Карта фактического материала ВЭЗ в юго-восточной части Ферганской долины (по материалам объединения Узбекгеофизика, 1954):1 – профиль ВЭЗ; 2 – оси антиклинальных складок; 3 – населенные пункты; 4 – нефтяные скважины с сероводородной водой; 5 – тектонические нарушения; 6 – четвертичная система; 7 – четвертичная и неогеновая системы нерасчлененные; 8 – образования палеозойской группы; 9 – геологический профиль

Результаты

По методу сейсморазведки. На структурной карте видно, что нефтяные месторождения Палванташ, Андижан, Ходжаа-бад и Южный Аламышик, в которых обнаружены сероводородные воды, составляют асимметричную антиклинальную выдвинутую складчатую структуру. В каждой структуре проходит продольный тектонический разлом, благодаря которому происходят взбросо-надвиговые нарушения, т.е. наблюдается смещение слоя. Изучаемый продуктивный нефтеносный пласт, где обнаружены сероводородные воды, залегает на глубине от 800 до 1200 м. К северу глубина залегания понижается от 2500 до 4000 м (рис.3).

Область питания находится на юге Алайского хребта. Расстояние между областью питания и изучаемой антиклинальной структурой составляет 15-20 км с крутого склона.

По методу электроразведки. Первичные материалы интерпретированы и составлены разрезы: физико-геологические и кажущегося сопротивления. Составленные разрезы проанализированы по профилю VIа. Согласно теории электроразведки, кажущееся сопротивление в относительно водоупорных породах увеличивается, а в водопроницаемых породах или толщах, содержащих высокоминерализованные воды и рассолы, уменьшается до незначительных величин (рис. 5) [2, 12,13].

Рис. 5. Разрезы ВЭЗ-VIa: физико-геологический (а);кажущееся электрическое сопротивление (б): 1 – точки ВЭЗ; 2 – скважина глубокого бурения; 3 – удельное электрическое сопротивление; 4 – изолинии КС; 5 – четвертичная и неогеновая системы нерасчлененные; 6 – неогеновая и палеогеновая системы нерасчлененные; 7 – палеогеновая, меловая и юрская системы нерас-члененные; 8 – образования палеозойской группы; 9 – тектонические нарушения; 10 – конгломераты и галечниковые отложения в песчано-глинистом заполнителе; 11 – чередование глин с прослоями плотных песчаников и известняков; 12 – чередование глинистых песчаников, алевролитов с прослоями конгломератов и известняков; 13 – чередование глинистых сланцев с прослоями песчаников, глин; 14 – водонапорный интервал; 15 – направление пластовых вод

Кажущиеся сопротивления водовмещающих пород (нерасчлененные толщи палеогена и неогена, нерасчлененные толщи палеогена, мела, юры и толщи па- леозоя) в физико-геологическом разрезе и разрезе кажущегося сопротивления достигают больших величин (10-100 Ом·м) между областью питания и тектоническим нарушением антиклинальной структуры. От тектонического нарушения к северу кажущееся сопротивление уменьшается до незначительных величин (2-5 Ом·м). В интервале 10 км от тектонического нарушения до конца разреза (пк 454) наблюдаются пониженные кажущиеся сопротивления водовмещающей породы (рис. 5, 6). Вследствие тектонического нарушения район исследования разделен на два участка по степени водопроницаемости пород. В разрезе южная часть имеет сильную, а северная – слабую водопроницаемость. Выявленная обстановка повторяется в остальных разрезах кажущегося сопротивления (профили VIа, VIIIa, IX, XIV), пересекающих антиклинальные структуры Палванташ, Андижан, Ходжаа-бад и Южный Аламышик (рис. 6).

Рис. 6. Сопоставленные разрезы кажущегося электрического сопротивления в районе юговосточной части Ферганской впадины (усл. обозн. см. на рис. 5)

Обсуждение результатов

Уточнения геоструктурных факторов. Все элементы структур, обнаруженные методом сейсморазведки, создают возможность формирования сероводородных вод в этом регионе (см. на рис. 3). За счет выявленных продольных тектонических нарушений происходят гидродинамические процессы, и инфильтрационные воды просачиваются до нефтеносных горизонтов. Экспериментально установлено, что в процессе инфильтрационного водообмена в течение длительного геологиче- ского времени растворенный свободный кислород проникает на значительные глубины (до 2 км и более) и распространяется по проницаемым пластам на расстояния до десятков километров [1].

В нефтеносных месторождениях, где формируются сероводородные воды, продуктивный горизонт залегает близко к поверхности земли, что обеспечивает его кислородом и усиливает процесс суль-фатредукции за счет проникновения инфильтрационных вод через тектонические разломы. Однако из-за глубокого нахож- дения в нефтеносных месторождениях Джаханабад (78) и Хартум (79) продуктивные горизонты не обеспечиваются кислородом, в результате сульфатредук-ционные процессы не происходят, т.е. наблюдается отсутствие сероводородной воды (рис. 3).

Подтверждение происхождения гидродинамических процессов. Изучено происхождение гидродинамического процесса в южном борте Ферганской впадины по данным метода ВЭЗ. Гидравлическое давление в водоносной толще южной части формируется за счет крутого склона и близкорасположенной области питания. Палеозойские и мел-юрские пластовые воды разгружаются вверх, установлено замедление водообменного процесса в присводовой части северного крыла структуры. В результате возбуждаются микробы (органические вещества) в нефтяной толще, т.е. происходят суль-фатредуцирующие процессы, как следствие, формируются сероводородные воды палеогена.

Сопротивления водовмещающих пород на физико-геологическом разрезе и в разрезе кажущихся сопротивлений имеют незначительные величины (2-5 Ом·м) на отрезке между тектоническим нарушением и до конца разреза, что характерно для пород с повышенной глинистостью, это не способствует образованию гидравлического давления. В результате гидродинамический процесс не происходит и отсутствуют водообменные и сульфатредуци-рующие процессы. На нефтеносных месторождениях Хартум и Джаханабад сероводородные воды не формируются (рис. 3, 5).

Сопоставленные разрезы кажущегося сопротивления показывают, как экран (профили VIа, VIIIa, IX, XIV) влияет на развитие гидродинамических процессов в южном борту Ферганской впадины (рис.6).

Выводы

По результатам сейсморазведки уточнены нефтяные месторождения с разру- шенной антиклинальной структурой, на которых формируются сероводородные воды. По тектоническим нарушениям поверхностные воды проникают в нефтеносные толщи и усиливают сульфатреду-цирующие процессы.

Подтверждены    гидродинамические процессы в каждой антиклинальной структуре южного борта Ферганской впадины результатами электроразведки.

Водообменная обстановка в нефтеносной толще палеогена создается за счет разгрузки пластовых вод с толщи палеозоя, и, как следствие развивается окислительно-восстановительная реакция с микробами.

Из-за большой глубины продуктивного горизонта и недостаточного гидравлического давления в южной части продольного тектонического нарушения нефтеносных месторождений Хартум и Джахана-бад водообменные и сульфатредуцирую-щие процессы не происходят. В результате сероводородные подземные воды отсутствуют.

Возможности формирования сероводородных вод в нефтеносных месторождениях южного борта Ферганской впадины обоснованы с использованием методов сейсмо- и электроразведки.