DOI 10.31554/978-5-7925-0584-1-2020-41-45
ИЗОТОПНЫЙ СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ВОД РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ
Новиков Д. А., Черных А. В., Рыжкова С. В., Вакуленко Л. Г., Дульцев Ф. Ф.
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия, E-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru.
Пыряев А. Н.
Институт геологии и минералогии им. В.С. Соболева СО РАН, Новосибирск, Россия, E-mail: pyrayev@igm.nsc.ru.
Приводятся первые результаты комплексного изучения изотопного состава пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений Новосибирской области. Установлено, что пластовые воды нефтяных залежей нейтральные (pH = 6,9-7,4), характеризуются Cl-Na составом с величиной общей минерализации от 21,7 до 71,1 г/дм3 и содержанием кремния 13,0-22,4 мг/дм3. Выявлена широкая вариация изотопных отношений δD (от -77,9 ‰ до -61,7 ‰) и δ18О (от -9,0 ‰ до -5,1 ‰) вод, которые расположены значительно ниже GMWL. Изотопные отношения δ13CDIC исследованных вод варьируют в диапазоне от -21,6 ‰ до -1,4 ‰ и позволяют разделить их на две группы. Первые формировались преимущественно в континентальных обстановках (δ13CDIC = -10,5 – -1,4 ‰). Для второй группы вод с более легкими изотопными отношениями (δ13CDIC = -21,6 – -11,8 ‰) наиболее вероятным источником изотопов углерода служило ОВ различного происхождения. Отношение Sr87/Sr86 всех изученных проб находится значительно ниже современных морских вод и составляет у вод меловых отложений – 0,70539-0,70707, юрских – 0,70609-0,70763 и палеозойских – 0,70613. За счет процессов смешения все воды разрабатываемых залежей схожи по изотопным отношениям δD – δ18О, δ13C – δ18О, 87Rb/86Sr – δ18О, 87Sr/86Sr – δ18О и 87Sr86/Sr – 87Rb/86Sr. Они находятся в одной области с водами апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, которые изначально выступали в качестве агента заводнения и поступали в систему поддержания пластового давления.
ISOTOPIC COMPOSITION OF FORMATION WATERS OF THE DEVELOPED OIL FIELDS OF THE NOVOSIBIRSK REGION
Novikov D. A., Chernykh A. V., Ryzhkova S. V., Vakulenko L. G., Dultsev F. F.
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Novosibirsk, Russia, E-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru.
Pyryaev A. N.
Sobolev Institute of Geology and Mineralogy SB RAS, Novosibirsk, Russia, E-mail: pyrayev@igm.nsc.ru.
A results of a comprehensive study of the isotopic composition of formation waters of the developed oil fields of the Novosibirsk region are presented for the first time. It was established that the formation water is neutral (pH = 6.9-7.4), characterized by a Cl-Na composition with a total mineralization from 21.7 to 71.1 g/dm3. Silicon content ranged from 13.0 to 22.4 mg dm3. It was revealed that the isotopic ratios δD (from -77.9 ‰ to -61.7 ‰) and δ18О (from -9.0 ‰ to -5.1 ‰) of water vary over a wide range and are located significantly below GMWL. The isotopic ratios δ13CDIC of the studied waters vary from -21.6 ‰ to -1.4 ‰ and allow to divide them into two groups. The former were formed mainly under continental conditions (δ13CDIC = -10.5 — -1.4 ‰). For the second group with lighter isotope ratios (δ13CDIC = -21.6 — -11.8 ‰), the most probable source of carbon isotopes was organic matter of various origins. The Sr87/Sr86 ratio of all studied samples of Cretaceous deposits (0.70539-0.70707), Jurassic (0.70609-0.700763) and Paleozoic (0.70613) is significantly lower than in modern sea waters. All the waters of the developed oil fields are similar in the isotopic ratios δD – δ18О, δ13C – δ18О, 87Rb/86Sr – δ18О, 87Sr/86Sr – δ18О and 87Sr86/Sr – 87Rb/86Sr due to mix-ing processes. They are located in the same area as the waters of the Apt-Alb-Cenomanian aquifer complex, which initially acted as a source of water flooding and entered the reservoir pressure maintenance system.
