Особенности состава подземных вод нефтегазоносных бассейнов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Атырауский институт нефти и газа

Особенности состава подземных вод нефтегазоносных бассейнов

Бакирова С.Ф., Хайреденова Г.

Особенностям состава вод нефтяных месторождений и нефтепоисковым гидрохимическим критериям посвящены многочисленные работы. Основополагающими являются труды К. Л. Малярова и В. А. Сулина. К крупным обобщениям в этой области относятся монографии А. С. Зингера, Л. М. Зорькина, А.А. Карцева, В. В. Колоди, В. А. Кротовой, В. М. Швеца, Г. П. Якобсона.

Формирование состава вод нефтяных и газовых месторождений определяется теми же условиями, что и любых других подземных вод, находящихся в аналогичной гидрогеологической обстановке. Минерализация вод меняется в широких пределах - от почти пресных до крепких рассолов в зависимости от происхождения (седиментогенные, инфильтрогенные, конденсационные, «возрожденные» и др.), от фациально-литологических особенностей водовмещающих отложений (морских, континентальных, терригенных, карбонатных, соленосных) и от степени гидрогеологической закрытости водоносных комплексов и нефтегазосодержащих структур.

На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже - водонасыщенная.

Геологи-нефтяники постоянно изучают подземные воды нефтяных и газовых месторождений, их динамический режим и химический состав. Подземные воды нефтяных месторождений, характеризуются повышенной минерализацией. По составу эти воды обычно относятся к типу хлоридных кальциевых (хлоркальциевых), реже - гидрокарбонатных натриевых. Они отличаются повышенным содержанием ионов йода, брома, часто в них присутствует сероводород. К характерным особенностям вод нефтяных месторождений относятся отсутствие или весьма малое содержание сульфатов и наличие солей нафтеновых кислот. Присутствие углерода органического происхождения создает восстановительную химическую обстановку, приводящую к восстановлению сульфатов.

При восстановлении сульфата кальция образуется нерастворимый в воде кальцит СаСО₃ выпадающий в осадок и ухудшающий коллекторские свойства пород в приконтурной зоне. Однако в любом случае выделяется сероводород, который впоследствии реагирует с различными оксидами, образуя пирит, халькопирит и другие минералы группы сульфидов.

CaSO₄, + 2С + Н₂О = СаСО₃ + Н₂S + СО₂

нефтяной месторождение химический сульфат

Процессу восстановления сульфатов - десульфатизации способствуют микроорганизмы - особые бактерии-десульфатизаторы, живущие в нефти.

Для установления общей минерализации пластовых вод определяют количество солей, растворенных в 1 л, т.е. массу сухого остатка, которая выражается в процентах по отношению к массе 1 л воды. Многочисленные анализы вод нефтяных и газовых месторождений показали, что их общая минерализация колеблется в довольно больших пределах. Например, в Грозненском районе она составляет 6,3 %, в районе Баку достигает 17 %.

Изучение подземных вод нефтяных и газовых месторождений имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Результаты этого изучения используются для правильной оценки перспектив нефтегазоносности территорий. Благоприятными гидрохимическими показателями при этом служат низкое содержание в водах сульфатов и повышенное - карбонатов, а также повышенная концентрация йода, брома, сероводорода в, водах хлоркальциевого типа.

Для подземных вод НГБ наблюдается общая гидрогеологическая закономерность:

1. с глубиной наблюдается увеличение минерализации и концентрации почти всех микрокомпонентов;

2. с глубиной химический тип подземных вод меняется от гидрокарбонатно-натриевого до хлоридно-кальциевого или магниевого;

3. отмечается рост температуры и газонасыщенности подземных вод с глубиной;

4. происходит смена компонентов газов воздушного происхождения на биогенное происхождение;

5. с глубиной происходит уменьшение динамической активности подземных вод из-за роста давления.

Наиболее распространенный тип воды НГБ - гидрокарбонатно-натриевый и хлоридно-кальциевый. Главная роль в составе вод нефтяных месторождений принадлежит Cl, Na, Са.

Из вышесказанного следует: минерализация и тип воды, состав водорастворенных газов не является главной закономерностью; они лишь определяют степень гидрогеологической закрытости залежи и условия её сохранности.

Для вод НГБ характерна низкая их сульфатность т.е. для вод НГБ характерны безсульфатные пластовые воды. Поскольку H₂S появляется в воде при восстановлении сульфат-ионов, сульфатных вод с помощью микроорганизмов нефти, поэтому если вблизи от водоносных пластов имеется нефтяная залежь, значит, в результате взаимодействия сульфатов воды и микроорганизмов нефти пластовая вода будет бессульфатной, что используется как важнейший признак нефтегазоносности.

Главная характерная особенность вод нефтяных месторождений - это присутствие в них органических соединений: органический углерод, битумоиды, фенолы, толуолы, их гомологи, жирные и нафтеновые кислоты, их соли.

Наличие в водах УВ является прямым доказательством нефтегазоносности. Их очень мало в водах с повышенной минерализацией (от 0,001 до 5мг/л).

Изучение газового состава пластовых вод -- важная информация при решении многих геологических, гидрогеологических и инженерных задач.

Азот - бывает атмосферного и вулканического происхождения. В гидрогеологии используется аргон-азотный коэффициент. Для воздуха он равен 1,18.

Кислород - участвует в фотосинтезе, играет большое геохимическое и биогенное значение. Ниже 1 км О₂ отсутствует. Обычно его в воде до 10 мг/л.

Аргон - постоянно присутствует в воде. В реакции с горными породами он не вступает. Его содержание используют как показатель части атмосферного газа в составе водорастворенных газов подземных вод. Изменение соотношения изотопов аргона в воде используют для прогноза землетрясений.

Xлop - его источники - моря, океаны, лагуны. В океане его содержание 20г/кг. При упаривании воды до сухого остатка его концентрация достигает 300г/кг. Накапливается в недрах земли в виде рассолов, соленой воды. При трансгрессиях моря эта вода насыщает осадочную толщу, поэтому формируется вертикальная зональность вод определенного состава. Второй источник хлор-иона - это растворение галита и калийно-магнезиальных солей (сильвин, бишофит). Соли поступают в водоносные горизонты в результате диффузии. При засушливом климате хлоридные соли накапливаются в подземных водах из-за испарения. Для районов с гумидным климатом содержание хлор- иона 20 мг/кг. Для аридного - 300 мг/кг.

Состав воды по содержанию ОВ: С - 40 - 80%, Н₂ - 6 - 12%, О₂ - 10 - 50%, N - до 50%, S - до 2,5%

Микроэлементы: I, В, Br, Li, Rb, Ni, Cr, Pb, Sr, Ag, Au, V - находятся в низких концентрациях в воде.

На содержание микроэлементов в воде оказывает влияние размер залежи: с уменьшением ее размера концентрация микроэлементов увеличивается.

Все эти данные о составе подземных вод имеют важное значение при геохимических исследованиях для поиска и разведки нефти и газа, при оценке и прогнозе нефтегазоносности.

Литература

1. Бакирова С.Ф. Гидрогеохимия надсолевого комплекса Прикаспийской впадины. - «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии, № 3(12), 2005г. Изд. дом «Астраханский университет».

2. Конторович А.Е., Садиков М.А. и др. Распространение некоторых химических элементов в поверхностных и грунтовых водах Северо-запада Сибирской платформы. Доклады АН СССР, №1, 1963.

3. Карцев А.А., Вагин С.Б., Шугрин В.П. Нефтегазовая гидрогеология. М.Недра, 1992.

4. Якуцени В.П. Гидрогеология юго-востока Прикаспийской впадины. Гостоптехиздат, 1961.

Размещено на Allbest.ru