Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ВВЕДЕНИЕ

Многогранная проблема исследований гидрогеологических условий формирования и пространственного размещения месторождений УВ наиболее сложная в нефтегазогидрогеологической науке.

Целью данного дипломного проекта является исследование гидрогеологических методов поиска нефтяных и газовых месторождений, объяснение различных показателей нефтеносности и методов гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах, обосновать виды работ и методы, применяемые при гидрогеологических исследованиях.

Тема дипломного проекта актуальна и представляет большой интерес. Ведь нефть и газ играют и будут играть важную роль в жизни человека. Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов переработки нефти и газа. Гидрогеологические методы имеют громадное значение для формирования месторождений нефти и газа. В настоящее время известно и используется большое число гидрогеологических показателей, в той или иной мере способствующих поискам месторождений и залежей нефти и газа.

Данные гидрогеологических исследований имеют важное значение при проектировании разработки месторождений полезных ископаемых, а также для ведения мониторинга процесса разработки.

Дипломный проект включает выполнение следующих задач:

1. Осветить современное состояние вопроса о гидрогеологических критериях нефтегазоносности и основ гидрогеологического прогноза;

2. Выявить нефтепоисковое значение различных гидрогеологических показателей в свете новых данных;

3. Выявить роль гидрогеологических методов в формировании и размещении углеводородных скоплений и их оценку для поисков нефти и газа на новых территориях;

4. Выработать комплекс гидрогеологических нефтепоисковых критериев для различных геологических условий.

Не все задачи рассматриваются с одинаковой степенью детальности. Некоторые из них из-за ограниченного количества данных только ставятся, так как могут иметь нефтепоисковое значение при дальнейшем накоплении фактических данных.

Гидрогеологические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений основаны на определении солевого состава вод. Как солевой состав вод, так и некоторые отдельные компоненты его — соли и ионы — могут использоваться как показатели нефтеносности. Особенности солевого состава вод в ряде случаев могут также помогать выяснению геологического строения. Гидрохимические показатели нефтеносности разделяются на прямые и косвенные.

Изучение особенностей вод нефтеносных отложений началось ещё в 70 80-х годах 19 столетия. Так, ещё в те годы А. Потылицын установил, что бессульфатность является характерной чертой вод нефтеносных пластов. Позже К. В. Харичков исследовал такую важную особенность этих вод, как содержание в них битумов (нафтенат — ионов). На первом этапе использование гидрохимических показателей при поисках нефти было ещё в значительной мере случайным; ещё нельзя было говорить о гидрохимических методах поисков.

Учение о гидрохимических показателях нефтеносности и методика прогноза нефтеносности на основе комплексного учёта гидрохимических показателей разработаны главным образом В. А. Сулиным и его сотрудниками в 1932 — 1942гг.

В США, начиная с 1937 г., стали применяться косвенные гидрохимические методы поисков нефти (в виде съёмок и других видов работ), направленные в первую очередь на выяснение геологического строения. Однако для американских работ характерно отсутствие комплексного подхода к оценке солевого состава воды: обычно американцами используется какой-либо один показатель. В России структурные гидрохимические съёмки и другие подобные работы выгодно отличаются значительно большей разработанностью и разнообразием методики (работы школы В. А. Сулина, В. А. Ковды и др.).

Гидрогеологические методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений применяются в самых разнообразных условиях, на разных этапах работ и с различными целями. При рекогносцировочных исследованиях гидрохимические методы направлены главным образом на решение такой задачи, как общий прогноз наличия залежей нефти в данной области. При разведке роль гидрогеологических методов заключается в первую очередь в оценке нефтеносности отдельных горизонтов и участков, а также в выяснении некоторых деталей геологического строения. Наконец, гидрогеологические исследования имеют значение и при разработке месторождения для решения ряда технических задач.

При написании дипломного проекта использованы фондовые материалы, научно-техническая и специальная литература.

ГЛАВА 1. ПРЯМЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Прямыми гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах вещества (соли, ионы и т. п.), которые попадают в воду из самой нефти, т. е. растворённые в водах нефтяные дериваты. К числу прямых гидрохимических показателей нефтеносности относятся:

1) растворённые битумы;

2) йод;

3) аммоний.

Все эти вещества не являются показателями газоносности. Наибольшее значение имеют битумы.

1.1. Растворённые битумы (мыла)

Растворённые в водах битумы могут рассматриваться одновременно как гидрохимические и как битумные показатели. Однако, поскольку они входят в солевой состав воды, представляющий собой определённое целое, удобнее рассматривать их как гидрохимический показатель.

Битумы, растворённые в природных водах, представлены солями органических кислот (мылами), главным образом нафтеновых кислот. Нафтенаты, т. е. нафтеновые мыла, в основном натриевые, составляют их подавляющую часть. Обычно все эти вещества называют «нафтеновыми кислотами». Натриевые нафтеновые мыла входят в состав первой щёлочности воды; кальциевые и магниевые нафтенаты — в состав второй щёлочности. Свободные нафтеновые кислоты вообще тоже могут быть растворены в водах, входя в состав третьей щелочности, но существенного значения они иметь не могут.

Мыла могут образоваться уже в самой нефти, могут образоваться и в воде за счет кислот, перешедших из нефти в воду. Сами кислоты могут либо первично присутствовать в нефти, либо образоваться в результате окисления углеводородов нефти. Попадая в воду, нафтеновые кислоты реагируют с такими солями, как гидрокарбонаты, карбонаты, гидросульфиды и т. п., образуя мыла.

Характер мыл, растворенных в природных водах, изучен слабо. По имеющимся данным соответствующие им нафтеновые кислоты имеют кислотные числа, обычно от 250 до 330, что указывает на наличие в них 10−15 атомов углерода. Эти нафтеновые кислоты характеризуются формулами

(общая формула)

Такие кислоты в нефтях находятся в керосиновых фракциях.

По-видимому, среди кислот с числом атомов углерода 14 и 15 есть и бициклические нафтеновые кислоты (с общей формулой). Было установлено наличие в водах мыл также и более низкомолекулярных нафтеновых кислот, характеризующихся кислотными числами 340−430. Такие кислоты имеют формулы от до и в нефтях находятся в бензинолигроиновых фракциях. Эти мыла встречаются в водах, по-видимому, значительно реже.

Помимо нафтеновых мыл в водах встречаются также и мыла жирных кислот. Они встречаются гораздо реже; это объясняется незначительным содержанием жирных кислот в самих нефтях, незначительным по сравнению с содержанием там нафтеновых кислот. О жирных мылах в природных водах известно очень мало. О сравнительно значительных количествах их в водах нефтяных месторождений Туркмении сообщал Ф. Ф. Герман.

Наличие и количество мыл в водах связаны как с характером нефтей, так и с характером воды. Обычно, чем больше нафтеновых кислот в нефти (точнее, в её светлых фракциях), тем больше и мыл в воде данного нефтеносного горизонта при прочих равных условиях. Значительное же содержание нафтеновых кислот характерно для нефтей, особо богатых нафтеновыми углеводородами. В пределах же этого класса нефтей наблюдается прямая связь между содержанием (нафтеновых) кислот, смолистостью и удельным весом нефтей. Эта связь объясняется, вероятнее всего, общим происхождение и кислот и смол (частично) при окислении углеводородов.

Содержание мыл в воде зависит также от общего характера солевого состава воды. В жёстких водах могут содержаться только кальциевые и иногда магниевые нафтенаты. Кальциевые мыла мало растворимы и поэтому в значительном количестве в воде содержаться не могут. Они выпадают из раствора и поступают в состав пород, в основном, в виде связанных битумов. В результате в жёстких водах можно встретить очень редко.

Совершенно другое положение наблюдается в щёлочных водах. Там возможно существование хорошо растворимых нафтенатов натрия. Поэтому в щёлочных водах иногда накапливаются очень большие количества мыл (до 5 г/л); в исключительных случаях они даже преобладают над всеми другими солями или представляют интерес для промышленного использования.

Наибольшие количества мыл в водах наблюдаются там, где имеются и нафтеновые нефти и щёлочные воды, т. е. где имеется сочетание двух главных благоприятных условий. Такое положение характерно, например, для Апшеронского полуострова (полуостровов на западном берегу Каспийского моря, на территории государства Азербайджан. Представляет собой юго-восточное окончание Большого Кавказского хребта), западного Азербайджана, Грузии, отчасти Северного Кавказа и т. п. Нефтеносные районы Урало-Поволжья отличаются противоположными условиями: ароматическо — метановым характером нефтей и жёсткостью вод. Мыла в водах Второго Баку (В 1932 году в Башкирии было открыто Ишимбайское нефтяное месторождение, которое положило начало разработке крупнейших месторождений между Волгой и Уралом, получивших название «Второе Баку») являются редкостью, и содержание их там совершенно незначительно. Главным препятствием накопления мыл в водах является жёсткость последних. Это видно из следующего. В Эмбенской нефтеносной провинции, несмотря на богатство нефтей (особенно неокомских) нафтенатами, благодаря отсутствию щёлочных вод мыл в водах практически нет. В то же время в грозненских месторождениях, даже в пластах с типичными парафинистыми нефтями, мыла присутствуют, так как воды там щёлочные. Возможно, что в таких случаях значительная часть мыл является жирными.

Значение растворённых битумов как показателей нефтеносности определяется тем, что единственным источником поступления этих веществ в воды является нефть. Других битумов нефтяного происхождения в водах не встречается (Помимо растворённых нефтяных битумов могут встречаться также нефтяные эмульсии, система нефть-вода). Это сильно повышает значение битумов, содержащихся в водах, по сравнению с битумами, находящимися в породах. Правда, помимо битумов в природных водах встречаются другие растворённые органические вещества, главным образом гуматы-соли гуминовых кислот (органические вещества, извлекаемые из природных продуктов (торф, бурый уголь, каменный уголь) водными растворами щелочей). Особенно много их бывает в болотных водах. В подземных водах содержание гуматов ничтожно. К тому же их наличие нисколько не мешает определению битумов; гуматы не растворяются в нейтральных органических жидкостях, а битумы в этих жидкостях растворяются.

Наличие битумов и, в частности, нафтенатов в водах является прямым и однозначным (бесспорным) показателем нефтеносности. Величина содержания битумов в воде не имеет особого значения: для положительного прогноза достаточно уже ничтожного содержания их (особенно при жёсткости вод). Более того, очень высокое содержание битумов в воде (и особенно наличие нефтяных эмульсий) указывает скорее на значительное разрушение залежей путём окисления (или даже размыва), иногда вплоть до потери залежами промышленного значения (например, в некоторых районах Грузии и западного Азербайджана). Таким образом, наличие битумов в водах ещё ничего не говорит о промышленном масштабе нефтеносности. Отсутствие битумов в водах в общем случае нельзя расценивать как признак отсутствия нефти. Отсутствие мыл в жёстких водах не позволяет сделать какие-либо выводы. Отсутствие мыл в щёлочных водах несколько более показательно. В этом случае важно иметь данные о возможном характере нефти в исследуемом районе и горизонте. Например, на Русской платформе, в палеозое, известны лишь ароматическо-метановые нефти содержащие очень мало кислот. Поэтому отсутствие битумов в водах палеозоя не является показателем. В неогене складчатых областей преобладают нефти, богатые кислотами. Поэтому отсутствие мыл, например в щёлочных водах майкопских отложений Закавказья, можно расценивать как некоторый отрицательный признак, имеющий, однако, лишь очень относительное и ограниченное значение.

Таким образом, отсутствие мыл в водах имеет гораздо меньшее значение для прогноза нефтеносности, чем их наличие. Схема оценки наличия и отсутствия нафтенатов в водах при различных условиях приведена в таблице.

Схема оценки различных случаев наличия и отсутствия нафтенатов в водах отложений, предполагаемых нефтеносными Таблица 1. 1

Нафтенаты

Вода

Ожидаемый характер нефти

Заключение

Есть

?

Нефть есть

Отсутствуют

Жесткая

Парафинистый

?

«

«

Нефтеновый

?

«

Щелочная

Парафинистый

?

«

«

Нефтеновый

Нефти нет

Схема интерпретации имеет только самый приблизительны характер. Особо следует остановиться на радиусе действия даваемых прогнозов. В общем случае прогноз дается лишь для того водоносного горизонта (резервуара), в котором обнаружены растворенные битумы. Но если вообще нефтеносность данного района или даже области до этого не была установлена, наличие битумов в водах, хотя бы одного горизонта, решает вопрос о нефтеносности (но не о промышленной нефтеносности) района и области в целом. Далее не всегда очевидна связь растворенных битумов с нефтью именно того горизонта, где они обнаружены. Этот вопрос решается лишь при учете тектонических условий — при наличии разрывов возможно «вторичное» происхождение растворенных битумов за счет притока вод из нижних горизонтов.

Весьма малым должен быть радиус действия отрицательного прогноза в пределах данного горизонта. Он не должен превышать несколько километров и выходить за пределы площади данного тектонического поднятия (если таковое имеется) или блока, ограниченного разрывами. Судить о состоянии от точки наблюдения до залежи по величине содержания в воде растворенных битумов в общем случае, конечно, невозможно. Не исключено, однако, что при детальной изученности района и его особенностей в некоторых случаях такие задачи (в пределах отдельных площадей) все же могут ставиться.

1.2. Фенолы и их производные

Фенолы -- органические соединения ароматического ряда, в молекулах которых гидроксильные группы связаны с атомами углерода ароматического кольца. Фенолы в воды могут попадать только из нефти. Поэтому их поисковое значение подобно поисковому значению нафтенатов. Различие заключается в основном в том, что количество фенолов и в нефтях и в водах намного меньше количества нафтенатов.

Большинство одноатомных фенолов при нормальных условиях представляют собой бесцветные кристаллические вещества с невысокой температурой плавления и характерным запахом. Хорошо растворяются в органических растворителях, токсичны, при хранении на воздухе постепенно темнеют в результате окисления. Фенол OH (карболовая кислота) -- бесцветное кристаллическое вещество на воздухе окисляется и становится розовым, при обычной температуре ограниченно растворим в воде, выше 66 °C смешивается с водой в любых соотношениях. Фенол -- токсичное вещество, вызывает ожоги кожи, является антисептиком.

Фенолы в водах могут существовать как в свободной форме, так и в виде соединений с металлами (главным образом с натрием) — фенолятов. Многие фенолы и особенно феноляты хорошо растворимы в воде (например, фенолят натрия на 24%).

Свободные фенолы могут существовать как в щелочных, так и в жёстких водах. Последнее обстоятельство сильно увеличивает возможность использования фенолов как показателей нефтеносности. Существующая методика определения фенолов в водах обладает весьма высокой, вполне достаточной для поисковых целей чувствительностью. Исследование распространения фенолов и их производных в водах нефтеносных отложений с целью использования этих веществ в поисковой практике является весьма нужным делом.

1.3. Йод

Йод содержится в водах в виде иодидов, вероятно, главным образом в виде иодида натрия (и, следовательно, входит в состав первой солёности). Йод в водах является важным и давно известным показателем нефтеносности. В отличие от битумов йод в водах не является веществом исключительно нефтяного происхождения: в том или ином количестве он обнаружен почти во всех природных водах. Но решающие значение имеют количественные различия: в большинстве природных вод содержание йода ничтожно. Большая часть йода находится в природных объектах в рассеянном состоянии. Вследствие высокой растворимости, йод редко накапливается, при повышении температуры его растворимость увеличивается, йод широко распространен в природе; встречается в атмосферных осадках; содержится в водах океанов, озер, морей, рек, в подземных водах, разнообразных породах, растениях, организмах. Содержание йода в поверхностных и пресных подземных водах, а также в водах морей и океанов редко превышает десятые доли мг/л. В соленых пластовых подземных водах содержание йода достигает несколько десятков мг/л. Некоторые нефтяные месторождения являются и промышленными месторождениями йода.

Рис. 1. Модель йода

Таким образом, в водах нефтеносных отложений имеет место концентрация йода по отношению к пресным водам в -раз, по отношению к солёным водам и рассолам в -раз. Показателем нефтеносности является не вообще наличие йода в воде, но значительное его содержание, превышающее 1−5 мг/л; этот нижний предел аномальной концентрации не является строго определённым и должен считаться различным в разных условиях.

В водах нефтеносных отложений большая часть йода имеет нефтяное происхождение. Йод, находящийся в нефти, несомненно, имеет своим источником водоросли, концентрирующие этот элемент в своём веществе. В нефти йод находится в составе сложных комплексных органических соединений, являясь комплексо-образователем.

Содержание йода, по-видимому, повышено не только в нефтях, но и в других природных органических веществах. Накоплению йода способствует гидрогеологическая закрытость нефтяных залежей, препятствующая улетучиванию йода. Чёткой связи между содержанием йода и общей минерализацией и метаморфизацией для вод нефтеносных пластов, не обнаруживается, но всё же максимальные концентрации йода известны только в самых метаморфизованных рассолах, отвечающих наибольшей закрытости.

В настоящее время следует считать, что содержание йода в воде, превышающее 5 мг/л, в любых случаях является положительным признаком нефтеносности. Поэтому, например, можно говорить о нефтеносности палеоцена и эоцена (Палеоцен -- геологическая эпоха палеогенового периода. Это первая эпоха палеогена за которой следует эоцен) в районе Ессентуки, где наблюдаются соответствующие величины. Если же воды мало минерализованы, то в ряде случаев и содержание йода меньше 1мг/л следует рассматривать как признак нефтеносности. Вопрос о связи между минимумом содержания йода, ещё являющимся показателем нефтеносности, и минерализацией воды должен явиться предметом особого исследования.

1.4. Аммоний

Аммоний в водах присутствует, по-видимому, главным образом в виде хлорида и входит в состав первой солёности. Во многих отношениях он сходен с йодом. Почти весь аммоний в природных водах имеет органическое происхождение. В водах земной поверхности и в грунтовых водах содержание аммония либо не превышает нескольких мг/л (обычно же оно гораздо меньше), либо аммоний полностью отсутствует. Наличие аммония в этих водах вызывается биохимическими почвенными процессами, а также искусственными загрязнением. Есть основания считать, что с увеличением глубины залегания, закрытости и метаморфизма вод содержание аммония растёт. Источником аммония в водах ненефтеносных отложений является в основном рассеянное органическое вещество пород; сохранению же аммония в водах благоприятствует застойность и восстановительные условия.

Содержание аммония в водах нефтеносных отложений часто превышает 100 мг/л (например, в девонских водах месторождений Второго Баку оно не падает ниже этой величины), иногда достигая 500 мг/л и даже более. Такие большие величины вне нефтяных месторождений нигде не наблюдались.

Рис. 2. Модель катиона аммония

Основная часть аммония в водах нефтеносных отложений имеет нефтяное происхождение. Аммоний попадает в воду при разложении и последующем растворении азотистых веществ нефтей.

Таким образом, так же как и для йода, в водах нефтеносных отложений наблюдается большая концентрация аммония. Поэтому повышенное содержание аммония в воде является признаком нефтеносности.

Так же как и для йода, минимальный предел такого аномального содержания в разных условиях различен. По видимому, он зависит главным образом от степени метаморфизма солевого состава воды. Для глубоко залегающих метаморфизованных девонских расколов Русской платформы аномальным содержанием аммония, указывающим на нефтеносность данного участка, следует считать, по видимому, величину около 100 мг/л. В других случаях подобная минимальная величина может быть значительно меньше. Итак, аномально повышенное содержание в воде аммония является прямым признаком нефтеносности. Вопрос об определении местонахождения залежи нефти на основе содержания аммония в воде решается так же, как и в случае йода.

ГЛАВА 2. КОСВЕННЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Косвенными гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах соли и ионы (или определённые сочетания солей и ионов), которые хотя и не представляют собой в общем случае дериватов нефтяного вещества (как нафтенаты, йод, аммоний), но так или иначе связаны с нефтью или с наличием условий, благоприятных для существования нефтяных залежей.

Косвенные гидрохимические показатели нефтеносности разнообразны и разнородны. Их можно разделить на две главные группы. В первую группу косвенных гидрохимических показателей нефтеносности входят продукты и результаты химических реакций между нефтью и растворёнными в водах солями. Сюда относятся:

1) гидросульфиды и другие восстановительные соединения серы;

2) сода.

К этой же группе относится и такой показатель, как бессульфатность воды. Хотя бессульфатность воды тесно связана с наличием в воде сульфидов и других восстановительных соединений серы, являясь обратной стороной этого наличия, рассматривать эти показатели по ряду причин следует отдельно. Общей особенностью указанных показателей является их неоднозначность. В отличие от рассмотренных выше прямых показателей они могут иметь и ненефтяное происхождение.

Вторая группа косвенных гидрохимических показателей представлена такими веществами, которые обычно сопутствуют нефтяным залежам, хотя образуются совершенно независимо от нефти. Они могут указывать только на наличие благоприятных для залежей нефти условий.

2.1. Гидросульфиды и другие восстановленные соединения серы

Восстановленные формы серы являются важными и давно известными показателями нефтеносности. К восстановленным формам серы относят все её соединения, кроме сульфатов. В природных водах встречается несколько восстановленных форм серы. Это будут:

1) гидросульфидный ион (HS?);

2) тиосульфатный ион (?);

3) сульфитный ион (?);

4) молекулярно растворённый сероводород ().

Основное значение имеют гидросульфиды и сероводород. Между этими веществами существует равновесие, связанное с величиной pH воды:

В щёлочных водах может присутствовать гидросульфид натрия, входящий в первую щёлочность, в жёстких — только гидросульфид кальция (иногда магния), входящий во вторую щёлочность. При величине pH6 гидросульфидов в воде быть не может, восстановленные формы серы представлены молекулярно растворённым сероводородом.

Обычно в воде определяется лишь «общий сероводород», т. е. сумма восстановленных форм серы как ионов, так и растворённых газов. Почти все подземные воды со значительным содержанием гидросульфидов (и сероводорода) известны из нефтеносных районов, из нефтеносных отложений. В ряде мест, где издавна были известны только сернистые воды, впоследствии были открыты и нефтяные месторождения («Горячий Ключ», Сергиевск). В Мацесте, например, по мнению некоторых исследователей, залежи нефти существовали раньше, но были разрушены за счёт окисления сульфатами. Наконец, речь идёт не обязательно о промышленной нефтеносности: достаточно наличия даже рассеянной нефти или чисто газовых скоплений.

Образование основной части гидросульфидов и других восстановленных форм серы в подземных водах происходит за счёт реакций между нефтяными углеводородами и растворёнными сульфатами при участии бактерий. Кроме того, эти вещества могут частично образоваться и при разложении сернистых компонентов нефтей.

Образование восстановленных соединений серы в подземных водах за счёт процессов, в которых участвуют нефти и углеводородные газы, и позволяют считать эти вещества показателями нефтеносности и газоносности.

Однако есть гидросульфидные и сероводородные подземные воды, никак не связанные с нефтью. Сюда относятся, во-первых, источники, связанные с магматическими процессами. Типичным примером их являются источники пиренейских курортов Франции. Эти источники, находящиеся в зонах разломов среди метаморфических и магматических пород, характеризуются очень высокими температурами, незначительной минерализацией и совершенно исключительным составом воды — преобладанием кремнезёма при наличии тяжёлых металлов. Такие воды не имеют ничего общего с водами нефтеносных отложений.

Остаётся неясным, может ли восстановление сульфатов в значительных масштабах идти не только за счёт нефтяных углеводородов, но и за счёт других видов природных органических веществ — углей и т. п.

Экспериментальные данные показывают, что не происходит восстановления сульфатов за счёт растворённых гуматов. Однако не следует забывать, что в угольных месторождениях имеется метан, иногда в огромных количествах. Не исключено, что в глубоко залегающих угленосных отложениях восстановление сульфатов может идти за счёт метана.

Таким образом, если исключить области проявления магматических процессов и зоны поверхностных биохимических процессов, значительное содержание в воде гидросульфидов и других восстановленных форм серы можно расценивать как положительный признак нефтегазоносности (в том числе и газа угольного происхождения). Однако следует отметить, что особо большие содержания восстановленных форм серы в водах (200 мг/л) наблюдаются там, где залежи в основном разрушены и уже не имеют большого значения (чокрак, камский кунгур).

Отсутствие гидросульфидов и тому подобных соединений в водах не является признаком отсутствия нефти и газа. Гидросульфиды не могут существовать в водах, имеющих величину pH6, а такими водами являются многие воды нефтеносных пластов. Главная же причина невозможности отрицательных прогнозов заключается в том, что далеко не во всякой нефтяной залежи в заметном масштабе протекает восстановление сульфатов (а также и разложение серосодержащих частей нефти). Следовательно, отнюдь не всегда воды нефтеносных отложений должны содержать восстановленные формы серы.

2.2. Бессульфатность

Отсутствие или очень малое содержание в воде сульфатов является оборотной стороной наличия там гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Сульфаты восстанавливаются нефтью, давая гидросульфиды и подобные им вещества. Поэтому бессульфатность вод также может быть положительным признаком нефтеносности. Этот показатель известен очень давно.

Бессульфатность вод не является однозначным показателем нефтегазоносности. Бессульфатность вод может быть обусловлена и причинами, не связанными с влиянием нефти и вообще с процессами восстановления сульфатов. Такой причиной может быть выпадение сульфатов из раствора, когда их концентрация превышает предел растворимости. В этом случае сульфаты не разлагаются, а только удаляются из воды, переходя в состав пород.

Растворимость сульфатов зависит от характера самих сульфатов и от характера и сочетания других растворённых солей (общего характера солевого состава воды).

Наименее растворимым является сульфат кальция; растворимость его особенно мала при наличии в воде хлорида кальция (т.е. в водах хлоридно-кальциевого типа). Часто такие воды являются практически бессульфатными: сульфаты выпали в осадок. Растворимость сульфатов магния и особенно натрия гораздо больше, чем сульфата кальция.

Таким образом, бессульфатность вод может и не иметь никакой связи с нефтью. Особенно это возможно в случае глубинных рассолов хлоридно-кальциевого типа. Воды земной поверхности и верхних горизонтов земной коры, как правило, имеют значительные содержания сульфатов. Исключение составляют пресные воды в областях развития магматических и совершенно промытых осадочных пород.

Таким образом, бессульфатность вод не всегда можно расценивать как признак нефтегазоносности. В рассолах хлоридно-кальциевого типа этот показатель сам по себе ещё очень мало даёт. То же относится и к пресным водам, дренирующим практически лишённые солей породы, по-видимому, отчасти и к надмерзлотным водам зоны вечной мерзлоты. В остальных случаях данный показатель имеет важное значение.

Наличие сульфатов в водах в общем случае является признаком отсутствия нефти в данных отложениях. Однако отрицательный прогноз допустим далеко не всегда.

Таким образом, сульфатность воды можно считать признаком отсутствия нефти и газа только, если породы не содержат значительных масс сульфатов и нет условий, препятствующих бактериальной деятельности, в первую очередь повышенных температур.

2.3. Сода

Сода (гидрокарбонат натрия) может образовываться при окислении углеводородов сульфатами. Поэтому наличие в воде соды (и, следовательно, принадлежность воды к щелочному, гидрокарбонатно-натриевому типу) может при некоторых условиях рассматриваться как признак нефтеносности. Щелочные воды характерны для многих нефтеносных толщ. По-видимому, основная масса соды в водах нефтеносных отложении образовалась при окислении нефтяного вещества.

Однако сода может появляться в природных водах и другими путями, не имеющими к нефти никакого отношения. Во-первых, щелочные воды характерны тоже для районов развития богатых натрием магматических, метаморфических и некоторых осадочных (аркозовые песчаники) пород. Во-вторых, они встречаются также и в зонах развития солонцов. Наконец, в-третьих, щелочные воды могут быть связаны с вулканическими областями, где сода образуется при участи углекислого газа, поступающего с глубины. Отличить щелочные воды коры выветривания, дренирующие, лишенные солей породы, от щелочных вод нефтеносных толщ сравнительно просто. Первые являются пресными, в их солевом составе преобладает чаще всего гидрокарбонат кальция. Вторые являются солевыми, в их солевом составе преобладает обычно хлорид натрия.

Щелочные воды солонцов обычно можно отличить по условиям их залегания: они могут быть только поверхностными и грунтовыми. Однако возможны и неясные случаи. Это особенно относится к водам вулканических или предположительно вулканических областей (например, Боржоми).

Не вполне ясен также вопрос о возможности образования соды при окислении углей и тому подобных каустобиолитов. В верхних зонах угольных месторождений щелочные воды, по видимому, не встречаются, а если и встречаются, то их щелочность имеет неорганическое происхождение. Однако щелочные воды известны в глубоко залегающих угленосных отложениях, например, в Донбассе. Там сода образуется, по видимому, при восстановлении сульфата натрия за счет метана.

Итак, наличие соды в водах может считаться показателем нефтегазоносности (в том числе газоносности угольных пластов) при условии, если эти воды не являются водами коры выветривания, солонцов или вулканических районов. Отсутствие соды в водах для оценки нефтеносности не имеет никакого значения. Во-первых, если речь идет об источниках, в коре выветривания сода может вытесняться сульфатами. Так, по данным исследовании А. А. Карцева нефтеносные майкопские отложения Закавказья на глубине содержат исключительно щелочные воды; в то же время в вытекающих из них на поверхность источниках воды не содержат соды. Во-вторых, для нефтеносных пластов характерны отнюдь не только щелочные воды, но и воды хлоридно-кальциевого типа.

2.4. Комплексная оценка гидрохимических показателей

Наличие прямых показателей — мыл, йода — и при некоторых условиях таких косвенных показателей, как гидросульфиды и т. п. прямо говорит о нефтеносности. Однако в этом случае нет указаний на благоприятные условия сохранения залежей; нефтеносность может быть непромышленной, залежи могут быть разрушены. Наличие таких косвенных показателей, как в первую очередь хлорид кальция, бром, хлоридная группа и т. п., говорит о благоприятной гидрогеологической и геохимической обстановке. Но нефти (и газа) в данном случае может и не быть совсем.

Только одновременное наличие прямых показателей и косвенных показателей второй группы, например, одновременное наличие в воде хлорида кальция и большого количества йода или наличие нафтенатов в воде хлоридной группы, позволяет утверждать, что наличие промышленных залежей нефти является вероятным.

Схема оценки различных случаев отсутствия и наличия сульфатов в водах Таблица 2. 1

п/п

Мыла, иод, гидросульфиды и т. п.

Хлорид кальция, бром, хлоридная группа и т. д.

Заключение

1

Есть

Есть

Нефть есть и вероятно наличие промышленных залежей.

2

«

Нет

Нефть есть, но маловероятно наличие промышленных залежей.

3

Нет

Есть

Благоприятные условия для промышленных залежей нефти и газа, о наличие нефти неясно.

4

«

Нет

Нефтеносность неизвестна, перспективы неблагоприятны.

В данной схеме, все выводы относятся только к тем отложениям, в которых залегают исследованные воды. Весьма важно привлечение данных также и по составу растворённых в воде газов. Это особенно важно при поисках чисто газовых залежей, так как прямых гидрохимических показателей газоносности нет.

ГЛАВА 3. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Гидрохимические методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений могут применяться для решения различных задач и в различных формах. Прежде всего следует выделить две главные ветви гидрохимических методов. С одной стороны, следует поставить те виды работ, непосредственными целями которых является следующее: а) прогноз наличия нефти в пределах данной области, района, толщи пород, участка или горизонта; б) прогноз наличия благоприятных условий для существования промышленных залежей нефти и газа в пределах данной толщи или горизонта; в) сразу оба вида прогноза. Такие работы заключаются в исследовании преимущественно вод непосредственно тех отложений, в которых и предполагается наличие нефти и газа. Это будут гидрохимические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в узком смысле слова.

С другой стороны, надо поставить такие гидрохимические работы, которые непосредственно направлены лишь на выяснение геологического строения, в первую очередь тектоники, структуры района. При этом могут использоваться и такие гидрохимические показатели, которые совсем не являются показателями нефтеносности. Подобные работы могут проводиться и не только при поисках нефти, но и при поисках других полезных ископаемых, а также при геологическом картировании для различных целей. Так как главная задача таких работ есть выяснение геологической структуры, то их называют структурными гидрохимическим съёмками.

На практике возможны и такие случаи, когда проводятся гидрохимические работы, совмещающие в себе признаки обеих указанных ветвей гидрохимических исследований.

Среди гидрохимических исследований, ставящих своей непосредственной целью прогноз нефтеносности, практике известны следующие виды:

1) маршрутные съёмки;

2) тематические исследования с поисковыми целями, в том числе составление пластовых гидрохимических карт;

3) изучение вод с разведочными целями.

Кроме всего сказанного, гидрохимические исследования применяются также со вспомогательными целями при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, в том числе для ряда технических задач.

3.1. Маршрутные съёмки

Маршрутные гидрохимические съёмки ставятся при рекогносцировочных нефтепоисковых исследованиях в областях, нефтеносность которых неизвестна или почти неизвестна. Основной задачей этого вида работ являются выявление признаков нефтеносности, прогноз наличия нефти в пределах данной области вообще или в пределах некоторой толщи пород. Главное внимание здесь следует уделять прямым гидрохимическим показателям нефтеносности (растворённые битумы, йод) и косвенным гидрохимическим показателям 1 группы (формы серы, сода), оцениваемым с учётом всего солевого состава воды, гидрогеологических и геологических условий.

Основным объектом должны быть воды тех отложений, которые предполагаются возможно нефтеносными. Однако не всегда удаётся получить достаточное число точек наблюдений этих вод. Поэтому исследуют отчасти также грунтовые и поверхностные воды, особенно там, где предполагается примесь к ним глубинных вод из возможно нефтеносных отложений.

Полевые работы состоят в отборе проб вод имеющихся водопроявлений, расположенных по выбранным маршрутам. Маршруты протягиваются по долинам рек или иным удобным направлениям, захватывающим максимальное число водопроявлений. Основной интерес, как указано выше, представляют глубинные напорные источники. Помимо отбора воды следует производить замеры температуры источников и давать характеристику условий их выхода. Последнее необходимо для определения стратиграфической принадлежности источника. Стратиграфическая привязка источника удаётся далеко не всегда; она затрудняется чаще всего плохой обнажённостью либо трещинной, жильной природой источника.

Рис. 3. Гидрохимическая карта по напорным источникам: 1-акчагыл; 2-ширахская свита; 3-сармат; 4-средний миоцен; 5-майкоп.

Источники: а-тип N2SO4, группа SO4; б-тип N2SO4, группа Cl; в-тип CaCl2, группа Cl; г-тип NaHCO3, группа Cl

Основная часть анализов вод при маршрутных гидрохимических съёмках выполняется обычно при помощи полевых лабораторий. Результаты анализов наносят на гидрохимические карты. Можно различать несколько вариантов таких карт. Во-первых, можно наносить на карту (желательно на геологическую карту) непосредственно анализы вод в виде графиков-кругов Толстихина в точках отбора проб; величинами радиусов кругов можно отражать минерализацию вод. Во-вторых, можно наносить на карты в виде условных знаков сразу такие показатели, как тип воды, группу воды и т. п., также помещая их в точках отбора проб. Совершенно необходимо отражать на любых гидрохимических картах такие показатели, как нафтенаты, йод, сероводород и т. п. Наконец, в некоторых случаях можно не ограничиваться нанесением на карты отдельных анализов, но выделять зоны однотипных вод.

При интерпретации результатов маршрутных гидрохимических съёмок могут иметь место самые разнообразные случаи. Если в районе, где ранее не было известно никаких нефтепроявлений, будут обнаружены прямые гидрохимические признаки нефтеносности, то это уже будет положительным результатом.

Другой случай будет тогда, когда удаётся привязать обнаруженные гидрохимические признаки нефтеносности к определённой толще пород. Как правило, такая привязка возможна лишь к толще значительного стратиграфического интервала, но не к отдельному пласту-резервуару. Таким путём определяется нефтеносная свита. Выявление нефтеносной свиты важно и тогда, когда для района или области в целом нефтепроявления вообще уже были известны, но не были привязаны к определённым породам. Определение направления движения воды в нефтеносной толще иногда может помочь уточнить прогноз: можно наметить направление, в котором следует искать залежи.

Если установлено наличие в районе (области) нефти и выявлена нефтеносная свита, то необходимо обратиться к изучению условий, существующих в этой свите. Здесь решающую роль играет общий характер солевого состава воды. При наличии достаточного числа точек с водами, характерными для застойных и полузастойных условий, можно высказать благоприятный прогноз промышленной нефтеносности.

Хотя основная непосредственная цель маршрутных гидрохимических съёмок заключается в прогнозе нефтеносности, эти съёмки могут способствовать и выяснению геологического строения. Эта их дополнительная задача особенно важна там, где не только неизвестна нефтеносность, но слабо изучено и геологическое строение.

3.2. Поисковые исследования

В областях, где имеется значительное количество глубоких буровых скважин, значительное количество напорных источников и где геологическое строение и состав подземных вод сравнительно хорошо изучены, ценные результаты дают систематические обобщения имеющихся гидрохимических материалов.

Гидрохимические исследования подобного рода проводятся в основном в областях, нефтеносность которых вообще уже известна. Цель их — наметить в пределах данной области наиболее перспективные районы. Обобщающие гидрохимические исследования опираются в основном на уже имеющиеся анализы вод, выполненные с различными целями. Основной материал составляют анализы вод из глубоких буровых скважин.

Кроме того, производятся дополнительные анализы. Обычно это главным образом определения нафтенатов и т. п. компонентов, данные по содержанию которых скудны или отсутствуют.

Классические работы подобного рода были проведены В. А. Сулиным и его сотрудниками (А. А. Варов, Л. А. Гуляева и др.) в Азербайджане, в районах Второго Баку, на Эмбе.

Так как эти исследования проводятся обычно в областях, общая нефтеносность которых уже известна, то главное внимание обращается на выявление условий, наиболее благоприятствующих промышленной нефтеносности. Поэтому решающую роль здесь играют такие показатели, как общий характер солевого состава вод и т. п. Проводится также тщательная увязка гидрохимических данных с геологическими.

Выбираются такие комбинации и градации показателей (тип, группа, класс, сульфатность и др.), которые наиболее правильно и чётко характеризуют различные условия в пределах данной геологической области.

По выбранным показателям составляются мелкомасштабные гидрохимические карты и на их основе — карты прогноза нефтеносности. На таких картах выделяются зоны с большими или меньшими перспективами промышленной нефтеносности. Главным критерием является степень застойности.

Рис. 4. Мелкомасштабная пластовая гидрохимическая карта

Особой разновидностью гидрохимических исследований является составление мелкомасштабных пластовых гидрохимических карт с нефтепоисковыми целями.

Исследуются воды каких-либо определённых стратиграфических горизонтов. Подобная работа возможна только при наличии очень большого числа скважин, вскрывающих данный горизонт. Цель составления пластовых гидрохимических карт — выделить в пределах распространения данного горизонта районы, более или менее перспективные в отношении промышленной нефтегазоносности. Карты составляются для крупных областей. Наносить на карты можно различные гидрохимические показатели, характеризующие общий характер вод.

3.3. Гидрохимические работы с разведочными целями

При разведочном бурении гидрохимические исследования могут решать ряд задач.

Здесь можно различать несколько случаев. Первый случай — разведочное бурение ведётся на площади, где промышленная нефтеносность ещё не установлена.

Если первые пробуренные скважины не вскроют залежь, это ещё не означает, что она вообще отсутствует в пределах данной площади, например в пределах данного поднятия. Определение некоторых гидрохимических показателей во вскрытой водоносной части пласта может иногда помочь решению вопроса о наличии или отсутствии залежи в пределах невскрытой части пласта на том же поднятии.

Другой случай имеет место там, где проводится доразведка горизонта, в котором залежь уже установлена: оконтуривание залежи, выяснение нефтеносности отдельных тектонических блоков и т. п. При этом могут использоваться различные гидрохимические показатели, выбираемые в зависимости от конкретных условий. Фиксация даже незначительных различий в величинах общей минерализации, хлоридности, сульфатности, коэффициентов метаморфизации воды и т. д. может в некоторых случаях способствовать выяснению нефтеносности отдельных участков площади и даже определению расстояния до контура залежи. Обязательным условием решения таких задач является детальное изучение особенностей распределения различных гидрохимических показателей по данной площади.

Гидрохимические исследования с целью до разведки непосредственно смыкаются со вспомогательными гидрохимическими исследованиями, имеющими целью не непосредственное выяснение нефтеносности, а выяснение и уточнение геологического строения месторождения. На практике эти два вида работ не отделимы один от другого.

Вспомогательные гидрохимические исследования при разведке нефтяных месторождений могут решать различные геологические задачи. Во-первых, детальное изучение распределения некоторых гидрохимических показателей по площади пластов иногда позволяет выявить наличие и местоположение тектонических разрывов. Во-вторых, подобные же гидрохимические исследования могут способствовать нахождению линий выклинивания пластов и линз. Эта задача ставится при разведке и разработке литологических залежей. В-третьих, в некоторых случаях гидрохимические показатели могут использоваться для корреляции разрезов отдельных скважин в пределах данного месторождения.

Важнейшим инструментом гидрохимических методов при разведочных работах являются гидрохимические карты отдельных пластов.

Рис. 5. Промысловая пластовая гидрохимическая карта: а-изогипсы пласта; б-линия выклинивания песков; в-контур водоносности; г-зона вод с содержанием Ca< 10%-экв.; д-зона вод с содержанием Ca? 10 — 20%-экв.; е-зона вод с содержанием Ca> 20%-экв

Крупномасштабные пластовые карты должны составляться по ряду важнейших гидрохимических показателей. Показатели наносятся на карты в виде изолиний или зон. Такие карты позволяют детально изучать характер изменения состава вод в пределах площади и выявить его зависимость от геологического строения, нефтегазоносности и разработки данной площади. Применение этих методов способствует решению не только чисто разведочных задач, но также задач разработки и ряду технических задач.

3.4. Прогноз нефтяных и газовых залежей по гидрогеологическим данным

Существует три уровня прогноза:

1) Уровень региональных исследований;

2) Уровень зональных исследований;

3) Уровень локальных исследований.

Разработаны различные схемы раздельного прогнозирования нефтегазоносности по данным изучения подземных флюидов. В основу раздельной оценки перспектив нефтегазоносности заложены методические различия между региональным и локальным прогнозированием.

Цель регионального прогнозирования — оценка перспектив нефтегазоносных комплексов в целом. Гидрогеологические показатели позволяют оценить потенциальные возможности формирования залежей УВ. В свою очередь, процессы формирования залежей зависят от условий генерации, миграции, аккумуляции, и консервации углеводородов. По гидрогеологическим показателям можно определять зоны генерации газообразных и жидких УВ, а также оценивать условия сохранности залежей нефти и газа. Важно помнить, что при региональном прогнозировании используют только показатели гидрогеологического фона, не искажённые влиянием скоплений УВ. При наличии залежей УВ важное значение приобретают геохимические показатели. Для расшифровки условий формирования залежей УВ имеет значение тип гидрогеологических аномалий вокруг залежей и особенности распределения гелия и аргона в системе вода — залежь. Первичная оценка даётся на этапе региональных геологоразведочных работ, когда выясняются основные закономерности изменения гидрогеологической обстановки. Затем, по мере накопления дополнительной информации, региональный раздельный прогноз уточняется.

Схема оценки различных случаев отсутствия и наличия нефти на территории Астраханской области Таблица 3. 1

Название месторождения

Мыла, Йод, гидросульфиды, Гидрокарбонаты и т. п.

Хлорид кальция, бром, хлоридная группа и т. д.

Характер Нефти, газа

Заключение

Леонидовское

Есть

Есть

-

Благоприятные условия для залежей нефти и газа

Астраханское

Есть

Есть

-

Благоприятные условия для промышленных залежей нефти и газа

Бешкульское

Есть

Есть

-

Нефть есть, перспективы неблагоприятны.

Маловероятно наличие промышленных залежей.

Верблюжье

Есть

Есть

Нефть плотная, вязкая

Благоприятные условия для промышленных залежей нефти

Алексеевское

Есть

-

-

Газоконденсатная залежь

Бугринское

Есть

Есть

Газ имеет метановый состав.

Благоприятные условия для промышленных залежей газа

Промысловское

Есть

Есть

-

Газ есть, но маловероятно наличие промышленных залежей.

Выявление признаков УВ позволяет существенно уточнить региональную оценку перспектив нефте- и газоносности и, что немаловажно, прогнозировать наличие сероводорода или его отсутствие.

Локальное раздельное прогнозирование осуществляется на поисковом и разведочном этапах. На поисковом этапе делается раздельная оценка перспектив локальных объектов по гидрогеологическим аномалиям. Естественно, выделение аномалий возможно лишь при условии, что известен гидрогеологический фон.

Несмотря на обширную литературу, до сих пор нет единого понимания значимости и использования гидрогеологических показателей нефтегазоносности. Это вызвано прежде всего тем, что показатели не увязывались с условиями формирования залежей нефти и газа. Кроме того, недостаточно исследовались причинно-следственные связи между залежами и подземными водами, на основе которых должны выявляться генетические гидрогеологические показатели. Всё это диктует необходимость глубокого обоснования генетической сущности гидрогеологических показателей в связи с направленными поисками залежей газа и конденсата.

Водорастворённые газы являются наиболее эффективными гидрогеологическими показателями нефтегазоносности. В зависимости от степени насыщенности подземных вод газами газогидрохимические параметры могут с успехом использоваться как региональные или как локальные показатели нефтегазоносности. Ряд исследователей, рассматривая совместно залежи УВ и водорастворённые газы, выделяют три газогидрохимические обстановки: фазового равновесия, смещённого фазового равновесия и отсутствия фазового равновесия между залежами и растворёнными газами.

Локальный прогноз основывается на локальном уровне исследований, на результатах скважинных гидрогеологических исследований.

Последние позволяют определить гидрогеологические параметры, которые отражают существующую гидродинамическую, гидрохимическую, газогидрохимическую и термобарическую обстановку недр. Залежи углеводородов влияют на окружающую гидрогеологическую обстановку. Вокруг них образуются ореолы рассеяния веществ, на основе которых и осуществляется локальное прогнозирование.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой