Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

3

Содержание

Введение

1. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

2. Собственно гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Актуальность выбранной темы обусловлено тем, что двадцатое столетие характеризовалось бурным развитием геохимии нефти и газа. Особенно широко геохимические исследования нефти и газа, рассеянного органического вещества (ОВ) современных и ископаемых осадков нефтегазоносных бассейнов внедрялись в практику нефтегазопоисковых работ, начиная, с сороковых-пятидесятых годов.

Геохимические методы позволяют более достоверно прогнозировать перспективы нефтегазоносности крупных территорий, разработать количественные методы прогноза нефтегазоносности, давать раздельную оценку перспектив нефте- и/или газоносности нефтегазоносных бассейнов. Комплекс геологических и геофизических методов поисков нефти и газа на базе «антиклинальной» теории решает задачу поисков нефтегазоносных структур.

Следует подчеркнуть, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И далеко не все подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны.

Это вынуждает совершенствовать методику, изыскивать более эффективные модификации методов, повышающие результативность поисков. Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Как отметил А.В. Сидоренко «решение проблемы прямых поисков полезных ископаемых через толщи перекрывающих пород равносильно технической революции в геологоразведочном деле».

Цель нашего исследования – изучение гидрогеохимических показателей нефтегазоносности.

При написании работы были использованы методы: литературный обзор, метод анализа, синтеза, сопоставления, метод сравнения.

1. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

В 30-е годы в целях улучшения прогнозов нефтегазоносности были выделены гидрохимические, газовые и микробиологические критерии региональной и локальной оценки перспективности территорий на нефть и газ [4, с. 85].

В 1946 г. основоположник нефтяной гидрогеологии В. А. Сулин гидрохимические и газовые показатели разделил на три группы — прямые, косвенные и косвенные несамостоятельного значения.

В первую группу вошли нафтеновые кислоты, йод и тяжелые углеводороды; во вторую— хлор-кальциевый и гидрокарбонатно-натриевый (щелочной) типы вод и бессульфатность; в третью — повышенное содержание Br, В, Ba, Sr, Ra.

В 50-е годы А. А. Карцев уточнил и расширил первые две группы показателей: в первую группу он включил метан, тяжелые углеводороды, битум, нафтеновые кислоты, а во- вторую— бессульфатность, I1 Br, NH4+, H2S, CO2, N (биогенный), U, Ra, Cl-Ca и HCO3-Na типы вод (по А. В. Сулину) и угле-водородокислящие бактерии. В 1967 г. М. Е. Альтовский гидрогеохимические показатели разделил на химико-неорганические и химико-органические.

Таким образом, в настоящее время из гидрогеохимических показателей для использования в качестве критериев нефтегазоносности общепризнаны газовые показатели (состав и упругость растворенных газов), химико-органические (содержание и состав растворенных органических веществ), химико-неорганические (содержание макро- и микрокомпонентов) и микробиологические (количественный и качественный состав микрофлоры).

Научно-методической основой использования гидрогеохимических показателей нефтегазоносности является тесная связь формирования геохимического облика подземных вод с общим процессом образования горных пород, с процессом образования и миграции углеводородов и формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа.
Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности обычно подразделяются на региональные и локальные. Первые характеризуют общие перспективы нефтегазоносности крупных территорий, а вторые дают возможность оценивать продуктивность отдельных локальных структур, включая состав залежи (нефть, газ, конденсат) [8, с. 56].

2. Собственно гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

Коротко рассмотрим отдельные группы гидрогеохимических показателей нефтегазоносности.

Состав и упругость растворенных газов. В настоящее время выяснено, что фазовое равновесие в системе «растворенный газ ± газовая залежь» не является общим случаем, так как для большинства нефтегазоносных бассейнов установлено существование залежей углеводородов в условиях нарушенного фазового равновесия, когда подземные воды недонасыщеня углеводородными газами [8, с. 97].

Поэтому при региональной оценке нефтегазоносности учитывают длительность, направленность (стадийность) в развитии нефтегазоносных -бассейнов.

Так, молодые отложения, в которых продолжаются процессы газообразования, характеризуются большей газонасыщенностью подземных вод по сравнению с древними породами. Однако в них, даже при предельной газонасыщенности вод, промышленные скопления углеводородных газов могут отсутствовать, так как процессы перераспределения углеводородов между водами и ловушками находятся еще в начальной стадии, (бассейны Канто и Ниигата в Японии).

В то же время, при низких содержаниях растворенных углеводородных газов в древних (палеозойских и допалеозойских); отложениях последние могут быть перспективны на нефть.

Таким образом, уверенную оценку перспектив нефтегазоносности по растворенным газам можно давать при условии установления характера фазового равновесия между уже известными газовыми залежами и растворенными газами подземных вод, контактирующих с этими залежами. При этом следует учитывать также геологическое развитие района [12, с. 34].

При оценке перспектив локальных структур, зная стадию геохимического развития бассейна (молодость, зрелость, старость) можно прогнозировать наличие и характер залежей. В тех- случаях, когда давление в залежи превышает давление насыщения растворенных газов, показателем продуктивности структуры является увеличение упругости и изменение состава растворенных газов по мере приближения к разведуемой залежи. Что касается состава газов, то, по мнению В. Н. Корценштейна, еще не было случая, чтобы в сильноминерализованных пластовых водах, контактирующих с залежами углеводородов или даже на значительном удалении от них (5-^-10 км), среди растворенных газов не преобладали бы углеводороды. Характер залежи (газ, нефть) определяется по содержанию ТУ —при увеличении их содержания до 8% следует ожидать нефтяную залежь (таблица 1) [6, с. 48].

Таблица 1

Ресурсы растворенных газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов

Продолжение таблицы 1

* Рассчитано только для продуктивной толщи.

При заметных скоростях движения подземных вод наблюдаются смещения ореола залежи в направлении движения вод (лобовой и тыловой эффекты).

Среди газовых показателей в настоящее время в подземных водах изучают общую газонасыщенность подземных вод, упру
гость водорастворенных газов и их содержание (абсолютное и относительное) [4, с. 87]

Под общей газонасыщенностью подземных вод понимается количество растворенного газа в единице объема воды. Определяется при отборе проб воды специальными глубинными пробоотборниками при последующей дегазации в поверхностных условиях. Газонасыщенность вод изменяется от п до п-103 см3/л. В зоне нефтегазоносности газонасыщенность подземных вод возрастает в несколько десятков раз по отношению к фону [2, с. 74].

Для примера приведем данные газонасыщенности подземных вод ряда нефтегазоносных бассейнов, см3/л; Волго-Ураль-ский 100—1300, Западно-Сибирский 2000—3000, Средне-Каспийский 4000—6500, Предкавказский до 9000. Газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов обычно растет с глубиной. Особенно высокая газонасыщенность вод наблюдается в зонах аномально высоких пластовых давлений (АВПД) — до 100 м3/м3 и более.

Общее количество водорастворенных газов в осадочной оболочке Земли очень велико и оценивается цифрой от п-1010 до 1,5•1O17 м3. Только в подземных водах нефтегазоносных бассейнов растворено более 4000 трлн м3 углеводородных газов (таблица 2) [8, с. 26].

Таблица 2

Плотность запасов водорастворенного газа некоторых нефтегазоносных бассейнов

Второй важной характеристикой водорастворенных газои является их упругость, под которой понимается величина парциального давления растворенных газов (А-). Для определения упругости нужно знать газонасыщенность вод, состав растворенного газа, пластовую температуру и минерализацию воды. Если давление в пласте Рпл выше упругости растворенных газов, то весь газ будет находиться в растворенном состоянии. В насыщенных системах Рг равно Рпл. При предельной газонасыщенности -малейшее снижение пластового давления приведет к выделению газа из подземных вод, т. е. к их дегазации и тем самым к формированию залежей свободного газа. Отсюда очень важно знать коэффициент насыщения воды газом Рг1Ръ- В зонах взаимодействия газовых залежей с подземными водами PvIРъ приближается к единице.

В подземных водах обычно определяются следующие газы: CH4, ТУ, N, CO2, H2S, Не, Ar в относительных единицах (процентах) и абсолютном выражении (обычно в кубических сантиметрах на литр). Как показатели нефтегазоносности используются также коэффициенты: бутан/изобутан — для оценки типа залежи (<0,8 — нефть, >0,9 —газ); СН4/ТУ — коэффициент сухости газов; ТУ/СН4— коэффициент жирности газов; СН4/С2Нб и CH4/C3Hs — для определения типа залежи; Не/Ar — коэффициент закрытости недр; 12С/13С — изотопное отношение углерода, для определения типа залежи — в водах нефтяных и газоконденсатных залежей наблюдается утяжеление изотопного состава углерода.
Иногда используется также парциальная упругость отдельных газов (CH4, ТУ и др.), определяющая долю давления каждого газа в упругости растворенных газов [9, с. 47].

Содержание макро- и микрокомпонентов. Эти компоненты обычно генетически не связаны с процессами нефтегазообразования, а характеризуют в основном общий процесс концентрирования подземных вод.

Учитывая, что каждая гидрогеохимическая обстановка характеризует определенную стадию гидрогеологического развития нефтегазоносного бассейна, ей соответствует свой специфический набор гидрогеохимических показателей, основанных на ионно-солевом составе вод. Среди них выделяют показатели закрытости структур, такие, как бромный* или хлор-бромный, показатели метаморфизации вод (aNa/aCl), сульфатности (9SO4/9CI) •10O и др. В настоящее время нельзя привести стандартные цифры этих показателей, свидетельствующих о наличии или отсутствии нефтегазоносности, так как.в каждом районе они будут разными.

Можно лишь констатировать, что высокий бромный показатель, низкий хлор-бромный, натрий-хлорный и сульфат-хлорный свидетельствуют о благоприятных условиях сохранения нефтяной и газовой залежи.

Интересны такие показатели, как содержание NH*+ и йода в подземных водах. Содержание первого в водах нефтегазовых месторождений достигает нескольких сотен миллиграммов на литр. Иод не является прямым показателем нефтегазоносности, но его органофильный характер может свидетельствовать о связи процессов нефте- и йодообразования при метаморфизме рассеянного органического вещества пород.
Бессульфатность вод нефтегазовых месторождений связана с биохимическим восстановлением сульфатов в условиях обогащения вод органическим веществом.

В. М. Матусевич считает, что иногда перспективно изучение микрокомпонентов в подземных водах, связанных с нефтегазовыми залежами —V, Со, Ni, Mn, Zn, Ti, Cu, Hg, Р.

Количественный и качественный состав микрофлоры. Данные микробиологических исследований для нефтепоисковых целей могут использоваться в нескольких направлениях. Главное из них — это указание на наличие углеводородов, потребляемых бактериями в процессе их жизнедеятельности. На этом свойстве бактерий основана так называемая водно-бактериальная съемка [9 , с. 75].

Наличие и активное развитие углеводо-родокисляющих бактерий, таких как окисляющие метан, этан, бутан, пропан, ксилолы, толуолы, нафтолы и др., свидетельствуют о присутствии в данном районе углеводородов (и возможно их залежей). К положительным микробиологическим показателям можно отнести также превышение интенсивности развития метанообразующих бактерий над метанокисляющими, активное развитие сульфатредуцирующих бактерий, развивающихся на высших гомологах метана, бактерий, окисляющих нафтеновые кислоты и др.

При использовании микробиологических показателей следует учитывать экологические условия развития микрофлоры, о чем говорилось выше.

В заключение следует отметить, что наибольший геологический эффект при поисках и разведке месторождений нефти и газа можно получить лишь при комплексном использовании различных нефтегазопоисковых показателей.

Заключение

Энергетический кризис, охвативший многие страны мира, с особой остротой выдвинул проблему поиска дополнительных источников энергетического сырья. Поэтому весьма важно оценить возможные дополнительные источники УВ, поскольку они могут быть не только энергетическим сырьем, но и сырьем для химической промышленности. Такими источниками могут стать растворенные углеводородные газы подземных вод.

Природные подземные воды в том или ином количестве содержат растворенные газы. Особенно много их (преимущественно метановых) находится в пластовых водах нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что установлено многочисленными исследованиями как в нашей стране, так и за рубежом.

Различные геолого-экономические условия использования ресурсов растворенных газов вызывают необходимость выполнить в ближайшие годы районирование территории РФ с целью выбора первоочередных объектов АВПД для проведения конкретных исследований в области прогноза ресурсов растворенных газов, представляющих практический интерес для народного хозяйства.

Список используемой литературы

1.            Алиев С.А., Рустамов Р.И. Геотермическая характеристика Азербайджанской части Куркинской впадины. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 2010. - № 4 .- С. 17-19.

2.            Бачурин Б.А. Оценка характера насыщения пласта по составу спонтанных газов // Геологическое строение и методика нефтепоисковых работ. – ППИ, 2008. – Деп. в ВИНИТИ 01.04.86, № 2246-В86.

3.            Бачурин Б.А., Шурубор О.А. Гидрогеохимические аномалии как критерии выявления пропущенных залежей  // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: ППИ, 2009. – С. 38-46.

4.            Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов.- М., Недра, 2007.

5.            Зорькин Л.М. Некоторые вопросы миграции и формирования залежей углеводородных газов. - Геология нефти и газа.- 2010.- № 9.- С. 31-34.

6.            Зорькин Л.М., Писарев Д.С. Первые данные о газах, растворенных в пластовых водах. - Труды ВНИИГаза.- М., 2007, вып. 33/41, С. 507-512.

7.            Корценштейн В.Н. Геопрессированные зоны (зоны АВПД) - резерв энергетики будущего? - Газовая промышленность.- 2009.- № 1.- С. 13-14.

8.            Корценштейн В.Н. К оценке глобальных ресурсов растворенных газов подземной гидросферы. - Докл. АН СССР, 2008, т. 235, № 2.- С. 458-459.

9.            Корценштейн В.Н. Новые данные о ресурсах растворенных газов пластовых вод крупнейших водонапорных систем и их значение для оценки прогнозных запасов газа. - Докл. АН СССР, 2007, т. 215, № 1,с. 178-180.

10.       Оценка нефтегазоносности локальных объектов по биогеохимическим критериям / А.А. Оборин, М.А. Шишкин, Б.А. Бачурин и др. – Свердловск: УрО АН СССР, 2008. – 123 с.

11.       Стадник Е.В. К вопросу о геотермической характеристике водонапорной системы. - Труды ВНИИГаза.- М , 2008, вып. 1, с. 55-58.

12.       Султанов Р.Г., Скрипка В.Г., Намиот А.Ю. Растворимость метана в воде при повышенных температурах и давлениях. - Газовая промышленность.- 2007.- № 5.- С. 6-7.

13.       Углеводородные газы пластовых вод нефтегазоносных бассейнов - возможный источник получения углеводородов / Л.М. Зорькин, В.Н. Корценштейн, Е.В. Стадник и др. - Докл., 2008, т. 252, № 3.- С. 681-683.

14.       Ходжон Б. Природный газ - поиски продолжаются. - Америка, 2007.- октябрь.- С. 27-35.

15.       Якубов А.А., Алиев Л.А. Грязевые вулканы. - М., Недра, 2008.