Гидрохимия - Крайнов С.Р.
ISBN 5-247-01293-3
Скачать (прямая ссылка):
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. Ниже приведен пример изменения параметров водорастворенных газов в зависимости от расстояния до нефтегазовой залежи.
Расстояние от контура залежи, км 0 8 10 19 Общая газонасыщенность пластовых
вод, см'/л........ 1390 970 383 279
Общая упругость, 10* Па . . . 265 180 54 42 Коэффициент газонасыщенностн Рг/Рш 1 0,68 0,2 0,15 Относительная концентрация углеводородов СУгл/Скисл...... 1 0,98 0,33 0,20
Содержание компонентов, %:
CH4 ......... 78,46 73,21 58,00 63,40
2ТУ......... 14,26 14,77 14.00 4,17
N2.......... 6,55 6.21 21,72 29,05
Коэффициент жирности2ТУ/СH4. . 0,18 0,20 0,19 0,16 Коэффициент степени обогащения
углеводородами CAnWN2 . . . 14,1 12,7 3,3 2,3
Содержание и состав растворенных органических веществ.
Органические вещества, растворенные в подземных водах, мо-
359
Таблица 13.5. Изменение содержания растворенных органических веществ в пласте одного из месторождений Западно-Сибирского бассейна
Содержание, мг/л Расстояние от водо нефтяного контакта, м •
бензола летучих фенолов нелетучих фенолов йод °йод'°перм На контакте Несколько метров 450 850 2,30 0,16 0,08 0,05
I 1.10 0,97 0,37 0.35 0,86 1 0,71 I Hc обн. 11,42 8,74 1,97 73 13 4 гут с одной стороны, сами быть источником для образования нефти и газа, а с другой — переходить из нефтяной залежи в воду в результате конвективного и молекулярного диффузионных процессов. В первом случае региональная насыщенность подземных вод органическим веществом может свидетельствовать о принципиальной перспективности территории на нефть и газ. Во втором случае органические вещества могут служить прямыми показателями наличия нефтяных залежей при детальном прогнозе. Наиболее информативными нефтепоисковыми показателями являются следующие: общее содержание органического вещества (Сорг.общ), углерод хлороформенного экстракта (Схл), окисляемость (ОИОд, Оперм и др.), бензол, толуол, фенолы, жирные кислоты, карбонильные соединения (спирты, сложные эфиры) и др. Иногда применяются различные соотношения показателей органического вещества (0Яод: Олевм». Схл: Сорг.общ и др.). Пример изменения содержания органического вещества в водах по мере удаления от нефтяной залежи приведен в табл. 13.5.
Содержание макро- и микрокомпонентов. Эти компоненты обычно генетически не связаны с процессами нефтегазообра> зования, 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
* (BrZH)-IOO или z-ГТГ'ЮО (гДе Я —глубина залегания водонос-
2. солеи-//
ного горизонта).
360 -
Рис. 13.3. Изменение значений бромного коэффициента (Вг/Нх XlOO) в подземных водах венд-ско-кембрийского комплекса Южной Прибалтики:
/ — <40; 2 — 30—40; 3 — 20—30; 4 — <20
лишь констатировать, что высокий бромный показатель, низкий хлор-бромный, натрий-хлорный и сульфат-хлорный свидетельствуют о благоприятных условиях сохранения нефтяной и газовой залежи (рис. 13.3).
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. 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, развиваю-, щихся на высших гомологах метана, бактерий, окисляющих нафтеновые кислоты и др. При использовании микробиологических показателей следует учитывать экологические условия развития микрофлоры, о чем говорилось выше.
