Размещено на http://allbest.ru

Содержание

Введение

1. Поиск и разведка углеводородов

2. Особенности гидрогеохимических методов

3. Органические и газовые показатели гидрогеохимических методов

Заключение

Список используемых источников

Введение

Гидрогеохимический метод поисков месторождений полезных ископаемых основан на изучении процессов взаимодействия подземных вод с вмещающими горными породами и особенностей миграции химических элементов в подземной гидросфере, которая в этом случае является объектом исследований.

В результате систематического гидрохимического опробования подземных и связанных сними поверхностных вод на изучаемой площади выявляются водные ореолы и потоки рассеяния (аномалии), характеризующиеся повышенным по сравнению с фоновым содержанием отдельных микрокомпонентов либо определенных их комплексов.

Проверка и всесторонняя оценка выявленных аномалий дают возможность устанавливать их связь с месторождениями полезных ископаемых или их проявлениями, даже если последние залегают на значительных глубинах (до 500 м [10]).

Опыт показал возможность применения данных методов для поисков различных видов полезных ископаемых (особенно углеводородов) во всех ландшафтных зонах.

Особенно эффективным гидрогеохимический метод оказывается в горных, предгорных и равнинных (полузакрытых) районах с неглубоким залеганием четвертичных пород, где вследствие значительной расчлененности рельефа и наличия многочисленных естественных водопроявлений (родники, болота, ручьи, реки и т.д.) легко устанавливаются водные ореолы рассеяния скрытых рудных тел и залежей.

В слаборасчлененных районах с ограниченным развитием естественных водопроявлений для более полного гидрохимического опробования необходимо заложить некоторое количество различных горных выработок (скважин).

Даже в неблагоприятных гидрогеологических условиях нередко гидрогеохимические поиски месторождений оказываются более эффективными, чем все другие методы.

Данный метод является весьма эффективным, об этом свидетельствует открытие с его помощью порядка 30 месторождений, в том числе Октябрьского месторождения (зона многолетней мерзлоты).

1. Поиск и разведка углеводородов

При стандартном гидрогеохимическом опробовании исследования направлены на анализ углеводородных газов (С₂-С₄) и/или легких углеводородов (С₅-С₈). Но определение этих соединений в образцах грунтов, воды и воздуха представляет значительную сложность: их концентрации не стабильны, затруднен отбор и хранение проб.

В настоящее время практически не рассматриваются в качестве гидрогеохимических показателей нефтегазоносности тяжелые углеводороды (С₁₀-С₄₀), хотя принимаемые физико-химические модели образования приповерхностных геохимических полей не исключают возможность диффузионного перемещения тяжелых УВ в отложения.

Битуминологические исследования образцов пород прямо указывают на наличие повышенных концентраций тяжелых УВ на нефтегазоносных территориях [9].

На сегодняшний день достижения сейсморазведки при поисках ловушек и залежей углеводородов (УВ) большого размера не вызывают сомнений. Но при поисках залежей относительно небольших размеров возникают трудности, связанные с тем, что влияние таких залежей на волновую картину соизмеримо с влиянием других геологических факторов [4]. Значительно увеличить достоверность прогноза ловушек на нефть и газ позволяет проведение поисковых гидрогеохимических исследований.

Привлечение методов органической геохимии доставляет дополнительную информацию «прямого» характера о возможной локализации углеводородов в виде залежей нефти и газа [5].

2. Особенности гидрогеохимических методов

Для геохимических поисков залежей нефти и газа большое значение имеет процесс растворения жидких УВ в подземных водах. Пластовые воды нефтегазоносных отложений регионально насыщены углеводородных газов (УВГ), основным источником которых, как предполагают, является органическое вещество осадочных пород.

В зависимости от общих гидрогеохимических условий и особенностей газонасыщения подземных вод выделяют различные обстановки формирования, сохранения и разрушения залежей, обусловливающие определенные соотношения в системе залежь - пластовые воды.

С позиции геохимических поисков весьма важны случаи, когда источником насыщения подземных вод УВГ являются сами залежи, при этом первостепенное значение имеют воды приповерхностных горизонтов зоны поискового геохимического зондирования.

Проникновение УВГ в эти воды может происходить в результате субвертикальной миграции из залежей нефти и газа посредством фильтрации и диффузии. С другой стороны, УВГ могут мигрировать из продуктивных отложений вместе с водами по зонам нарушений.

Характер насыщения УВГ вод приповерхностных горизонтов зависит при прочих равных условиях от их растворимости, которая определяется температурой, давлением, минерализацией вод, наличием органических примесей. С ростом температуры растворимость УВГ уменьшается, с ростом давления повышается, но до определенной температуры. Например, выше 100^оС с повышением давления растворимость метана в воде уменьшается. Увеличение минерализации вод приводит к уменьшению растворимости метана. месторождение подземный гидрохимический

Присутствие солей органических кислот увеличивает растворимость УВ в воде («мицеллярная растворимость»), однако в подземных водах их концентрация обычно низкая. Хорошо растворяются в воде бензол, толуол, что способствует их рассеиванию и позволяет использовать в качестве поисковых показателей.

Растворением углеводородов в подземных водах их воздействие на последние не ограничивается. Под влиянием анаэробных бактерий происходит десульфатизация вод, обогащение их СО₂ и гидрокарбонатами. Все это говорит о принципиальной возможности использования гидрогеохимического метода.

При оценке гидрогеологических показателей перспектив нефтегазоносности намечаются три тенденции. Согласно первой все показатели разделяются на прямые и косвенные. При этом принимается, что прямые однозначно (прямо) указывают на связь этих показателей с залежами нефти и газа, а косвенные характеризуют благоприятные условия для сохранения этих залежей.

Согласно второй тенденции показатели группируются в зависимости от рода гидрогеологического материала, лежащего в основе используемых показателей. Например, различаются общегидрогеологические, палеогидрогеологические, гидрогеохимические, газовые, геотермические и др. Третья тенденция предусматривает выделение специфических показателей условий для:

1) залегания нефти и газа

2) формирования

3) сохранения залежей

4) наличия ловушек и др.

Для этих групп подбираются соответствующие показатели среди ионно-солевого, газового состава подземных вод и т. д.

Большинство исследователей обоснованно считают, что для всех гидрогеологических бассейнов не существует общих гидрогеологических показателей. Бассейны, различаясь по особенностям геологического строения, характеризуются своим комплексом гидрогеологических показателей.

В результате многочисленных исследований, проведенных в различных бассейнах, а также анализа существующих классификаций, определилась следующая совокупность гидрогеологических показателей оценки перспектив нефтегазоносности:

1) обще- и палеогидрогеологические,

2) гидродинамические,

3) гидрогеохимические (сюда включается и изучение ОВ),

4) газовые

5) геотермические

6) микробиологические.

3. Органические и газовые показатели гидрогеохимических методов

В подземных водах содержится значительное количество соединений, отмечаемых в сумме как органических веществ (ОВ). Многие из них изучены слабо или даже не определяются современными методами анализа.

Основная часть компонентов водорастворенного ОВ связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами УВ газа, в которых имеются какие-то примеси нефтяных компонентов и других ОВ. Вокруг залежей в подземных водах образуются ореолы рассеяния ОВ.

Фоновые же содержания ОВ, встречаемые практически во всех водах, образуются в результате превращения веществ, извлекаемых водой непосредственно из водовмещающих и водоупорных толщ. Для нефтегазопоисковых целей - наиболее интересной является та часть ОВ, которая является продуктом взаимодействия УВ залежей и окружающих их вод.

Органический углерод (С_орг) ориентировочно отражает величину общего содержания ОВ в водах. Принято считать, что содержание ОВ в среднем в 2 раза больше общего С_орг. Общее количество ОВ оценивается по сумме С_орг трех основных классов органических соединений:

1) нелетучих,

2) летучих нейтральных и основных,

3) летучих кислых.

С позиции такой методики изучения общей суммы водорастворенного ОВ видно, что при определении лишь нелетучих компонентов С_орг учитывается незначительная доля (7-22%) всех ОВ вод, тогда как основную их часть составляют летучие соединения (жирные кислоты, эфиры, спирты, ароматические УВ, амины и др.). общее количество С_орг в подземных водах 5-километровой толщи осадочной оболочки Земли при среднем его содержании 50 мг/л составляет 2,5-Ю¹² т, что соизмеримо с С_орг Мирового океана, почв, торфов и углей и уступает лишь содержанию С_орг в осадочных породах.

Различают общее содержание углерода, содержание углерода ОВ, летучих из щелочной среды, в том числе летучих органических соединений и, наконец, отдельно входящих в состав последних нелетучих битумных.

Общее содержание С_орг в подземных водах колеблется от нескольких миллиграммов до нескольких граммов в литре. Исследованиями установлено, что по мере приближения к залежи газа, газоконденсата, легкой нефти его содержания обычно возрастают, главным образом за счет летучих компонентов.

Отмечается связь между содержанием С_орг нелетучих битумных веществ, извлекаемых из вод хлороформом, и нефтегазоносностью.

Наибольшее его количество обнаружено в водах нефтяных залежей, в водах газовых залежей его меньше, но все же больше, чем в водах непродуктивных зон.

Аналогичный характер в распределении общего С_орг установлен в водах и вмещающих породах, что позволяет оценивать нефтепроизводящие свойства последних [1].

По данным о количестве общего С_орг в водах делать заключение о перспективах нефтегазоносности локальных структур затруднительно. Этот показатель следует отнести в разряд региональных критериев нефтегазоносности отдельных литолого-стратиграфических комплексов. Для оценки перспективности локальных участков можно рекомендовать летучую часть С_орг и его битумные вещества.

Органические кислоты в водах подразделяются на нафтеновые, гуминовые и жирные.

Нафтеновые кислоты - условная группа, состоящая из смеси различных карбоновых кислот - нелетучие ОВ, растворимые в щелочи и хлороформе.

Гуминовые кислоты представляют собой смесь высокомолекулярных органических кислот сложного и непостоянного состава кислой природы, не растворимую в хлороформе.

В водах Восточной Туркмении повышенные концентрации их наблюдаются в воде вблизи газоконденсатных залежей, но не характерны для газоносных горизонтов.

Содержание гуминовых кислот изменяется, как правило, параллельно изменению нафтеновых. Установлена зависимость содержания нафтеновых кислот от характера нефти: наибольшее количество их поступает из нефти, обогащенной нафтеновыми УВ. [1, 2, 3]

Содержания нафтеновых и гуминовых кислот изменяются в водах от единиц до сотен миллиграммов на литр с тенденцией избирательного накопления в водах гидрокарбонатно-натриевого типа пониженной минерализации. Поэтому наиболее представительны они в районах с развитием гидрокарбонатно-натриевых вод (Азербайджан, Сахалин, Западная Сибирь и др.).

При рассмотрении гидрогеохимических показателей обычно различают химико-неорганические или собственно гидрогеохимические (показатели солевого состава) и химико-органические или показатели ОВ.

Растворенные в подземных водах газы представляют сложные газовые смеси, состоящие из углеводородных, кислых, инертных, редких и других газовых компонентов.

Наибольшее значение при нефтегазопоисковых работах имеют углеводородные газы. При оценке нефтегазоносности обычно применяют следующие показатели газовой группы.

Общая газонасыщенность подземных вод определяется количеством растворенного газа в единице объема воды. Определяется при отборах глубинных проб воды и при последующей дегазации проб в поверхностных условиях с внесением поправок при расчете ее. Газонасыщенность вод изменяется от единиц до сотен и нескольких тысяч кубических сантиметров в литре.

В зоне взаимодействия залежей значения газовых факторов воды часто возрастают в несколько десятков раз по отношению к фоновым участкам.

Общая упругость водорастворенного газа характеризуется величиной давления растворенного газа в водонасыщенной системе. Рассчитывается по величине газонасыщенности вод.

Упругость растворенного газа можно также определить с помощью визуального метода, когда при постепенном снижении давления в пробоотборнике фиксируется появление первых пузырьков свободного газа, выделяющегося из пробы.

В недонасыщенных системах упругость растворенного газа меньше величины пластового давления, в насыщенных равна величине пластового давления. В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения общей и парциальной (упругости отдельных газовых компонентов) упругости могут возрастать в десятки раз. [1]

Коэффициент насыщения воды газом определяется отношением величины упругости водорастворенного газа к величине пластового (или гидростатического) давления р_г/р_в.

Этот коэффициент является одним из важнейших показателей, характеризующих фазовое равновесие пластовой системы. В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения его могут достигать единицы.

Содержание в водорастворенном газе метана, ТУ (предельные и непредельные УВ), азота, двуокиси углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона определяется как в относительном (объемные или весовые проценты), так и в абсолютном (в кубических сантиметрах на литр) выражениях.

Содержания в водах углекислоты и сероводорода устанавливаются путем химического связывания их растворами на глубине отбора в специальных пробоотборниках.

Парциальная упругость метана, ТУ, азота, двуокиси углерода, сероводорода, водорода, кислорода, гелия и аргона характеризуется долей давления названных компонентов в общей упругости растворенного газа.

Определяется обычно делением абсолютного содержания индивидуальных газов в литре воды на растворимость этих компонентов в воде данной минерализации при существующей пластовой температуре. Общая упругость растворенного газа равна сумме парциальных упругостей составляющих его компонентов.

Закономерности изменения газовых показателей в зоне влияния залежей различны для разных гидрогеохимических обстановок, что определяет специфику использования этих показателей при оценке локальных участков.

В условиях гидрогеохимической (газогеохимической) обстановки смещенного фазового равновесия и ее отсутствия, характеризующейся преобладанием миграции УВ из залежей, существование залежей нефти и газа можно представить в виде «полюсов» максимального газонасыщения, «растворяющихся» в водонасыщенной системе.

С приближением к залежам в составе растворенных газов возрастают концентрации УВ, при уменьшении содержания азота увеличиваются газонасыщенность вод, упругость газов и p_г/p_в. [2, 3]

Указанное можно проследить на примере нефтяных и газовых залежей южной половины Урало-Волжского нефтегазового бассейна (НГБ) [6] (рис. 1).

Рисунок 1 - Изменение характера газоносностив законтурных водах в южной части Урало-Волжского бассейна:

Месторождения: 1 - Никольское (С₂), II - Кулешовско-Благодаровское (С₂), III - Соколовая Гора (Д₂-Д₃), IV - Гуселкское (Д₂-Д₃), V - Абрамовское (C₁-C₂), VI - Жирновско-Бахметьевское (С₂), VII - Песчаный Умет (C₁), VIII - Голубннское (С₂), IX - Коробковское (C₁-С₂), X - Урицкое (С₁), XI - Степновское (Д₂-Д₃). Точкамипоказаны скважины.

Размеры ореолов влияния скважин следующие: залежи Пермского Прикамья и Среднего Поволжья 3000 м в лобовой части и более 3500 м в тыловой части. Уже в Нижнем Приволжье эти расстояния уменьшаются до 1000 м в лобовой части каменноугольных залежей.

Наблюдается характерная особенность в случаях смещенного фазового равновесия - парциальное давление УВ в залежах выше, чем в водах азота. Это распределение УВ говорит о современном разрушении в этих условиях залежей УВ. [7, 8].

В обстановке сильного насыщения вод газами (обстановке формирования залежей) в приконтурных частях залежей состав подземных вод остается неизменным. Отмечается лишь некоторое уменьшение газонасыщенности вод, упругости газов и p_г/p_в. Это объясняется дегазацией подземных вод в зоне влияния залежей. В условиях предельного насыщения вод газами парциальные давления растворенных в водах УВ, азота, гелия и аргона выше, чем в залежах.

Установленные особенности позволяют считать параметры газоносности подземных вод надежными показателями региональной и локальной оценки перспектив нефтегазоносности. В разряд прямых показателей относятся повышенные количества, по сравнению с фоновыми, метана и ТУ, газонасыщенность вод углеводородными газами, общая и парциальная (по углеводородным газам) упругость газов. Содержания ТУ, особенно бутана, пентана и гексана, а также другие показатели, кроме того, могут указывать и на характер залежи (нефтяная или газовая). [1]

Одним из лидеров по применению гидрогеохимических методов поиска и разведки углеводородов является фирма Exploration Technologies и ее месторождение Moore -Johnson в Канзасе. Три скважины пробуренные при геохимических аномалиях показали приток углеводородов.

Заключение

Гидрогеохимическим методом изучают химический состав подземных вод и содержание в них растворенных газов и органических веществ. Приближение к залежам свидетельствует о повышении концентрации данных компонентов. Большой вклад в развитие этого метода внесли советские гидрогеологи.

Использование гидрогеохимических методов расширяет возможности поиска, позволяет не только устанавливать нефтегазоносность антиклинальных складок, выявленных геологической съемкой или геофизическими методами, но и показать новые залежи нефти и газа в ловушках неструктурного типа, обнаружение которых пока еще связано с очень большими трудностями.

Несмотря на определенные возможности, гидрогеохимические методы имеют и ряд существенных недостатков, что сдерживает их широкое применение в практике. Ученые усиленно работают над совершенствованием этих методов, однако в силу различных причин данные гидрогеохимических методов до сих пор не имеют однозначной интерпретации, что снижает их достоверность. [11]

Список используемых источников

1. Серебренникова О.В. Геохимические методы при поиске и разведке нефти и газа: Учебное пособие. - Ханты-Мансийск, РИЦ ЮГУ, 2008. - 172 с.

2. Барташевич О.В., Зорькин Л.М., Зубайраев С.Л. и др. Геохим. методы поисков нефтяных и газовых месторождений.- М.: Недра, 1980.- 220 с.

3. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология М.: Недра, 1984. - 235 с.

4. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. 253 с.

5. Андреева Н.Н., Борковский А.А., Верес С.П. Перспективы применения прямых геохим. методов поиска залежей нефти и газа относит. небольших размеров в Зап. Сибири // Геология нефти и газа. 2001. № 4. С. 53-57.

6. Савинкова Л.Д. Оптимизация геолого-разведочных работ для поддержания уровней добычи нефти (на примере Оренбургской области). Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2013, № 1

7. Кожевникова Е.Е. Оценка перспектив нефтеносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, Пермь, 2014.

8. Балашова М.М., Ильиных А.П., Салай А.П. Анализ новых геологических данных и оценка перспектив нефтегазоносности додевонских и девонских терригенных отложений Пермской области: Отч. по теме №444, в 2 томах / КФ ВНИГНИ. - Пермь, 1970. - 154 с.

9. Справочник по геохимии нефти и газа / под ред. С.Г. Неручева. СПб. : Недра, 1998. 576 с.

10. Электронный ресурс [http://www.geochemistry.ru] История развития геохимических методов

Размещено на Allbest.ru