Характеристика вод нефтяных и газовых месторождений реферат

Обновлено: 03.07.2024

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным
относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды - один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними - воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой
относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 12.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Пластовые воды – обычные спутники нефтяных и газовых месторождений. Воды встречаются либо в тех же пластах-коллекторах, которыми контролируются нефтяные и газовые залежи, либо образуют самостоятельные чисто водоносные пласты. В первом случае вода занимает пониженные части пластов – коллекторов, подстилая залежи нефти и газа. Во втором случае водоносные пласты не имеют связи с залежами и располагаются выше и ниже продуктивных.

Классификация пластовых вод по способу образования

По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм:

Остаточные или молекулярно связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта.
Седиментационныеводы– это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы.
Инфильтрационныеводы, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т.ч. и проникновению поверхностных вод в пласты – коллекторы.
Элизионныеводы– это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений.
Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой.

Классификация пластовых вод по месту нахождения

В промысловом деле воды нефтяных и газовых месторождений делятся на пластовые напорные и технические. Среди подземных вод особое место занимают ненапорные грунтовые воды, которые в отличие от пластовых являются пресными или слабо минерализованными. Они имеют распространение лишь в приповерхностных слоях земной коры выше первого водоупорного горизонта.

Пластовые напорные воды по отношению к нефтеносному пласту делятся на краевые, подошвенные, промежуточные, верхние и нижние, а также воды тектонических трещин.

Пластовые воды (по М.А.Жданову). Вода: 1 – со свободной поверхностью (ненапорная), 2 – верхняя относительно нефтеносного горизонта, 3 – краевая приконтурной зоны (нижняя краевая напорная), 4 – нижняя относительно нефтеносного горизонта (нижняя напорная), 5 – подошвенная, 6 – глубинная, восходящая по сбросу, 7 – промежуточная (Э.О. – эксплуатационный объект), 8 – верхняя краевая, 9 – нефть, 10 – глины, 11 – глубина уровня, h – напор.

Краевые пластовые воды занимают пониженные части пласта и подпирают нефтяную залежь по внутреннему и внешнему контурам, образующим в плане кольцеобразную форму.

Подошвенные воды подпирают залежь по всей её площади, включая и сводовую часть, образуя сплошное зеркало ВНК или ГВК.

Промежуточные воды залегают внутри нефтеносного пласта или между пластами, объединенными в один эксплуатационный объект.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, не зависимым от продуктивных и залегающим выше или ниже последних.

Воды тектонических трещин циркулируют по плоскостям разломов из высоконапорных (как правило, более глубоко залегающих) в низконапорные. Они способны обводнять головные участки нефтеносных пластов, оттесняя нефть со сводовых частей залежи к крыльевым периферическим зонам.

При наличии краевых вод, подпирающих нефтяную или газовую залежь, различают внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры. В пределах внутреннего контура нефтеносности пласт содержит нефть по всей его толщине от кровли до подошвы. В плане это части залежи отвечает нефтяная зона, где скважинами пластовая вода не вскрывается.

Между внешним и внутренним контурами ВНК располагается приконтурная зона залежи, где нефть является водоплавающей, т.е. скважинами вскрываются вверху – нефть, а внизу – вода. За пределами внешнего контура пласт полностью водонасыщен, нефть отсутствует. Таким образом, граница залежи проводится по внешнему контуру нефтеносности.

Схема строения пластовой нефтегазовой залежи. 1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – внешний контур нефтеносности; 5 –внутренний контур нефтеносности; 6 – внешний контур газоносности; 7 –внутренний контургазоносности. А – газовая зона; Б –нефтегазовая зона; В – нефтяная зона; Г – водонефтяная зона; В – законтурная зона.

В процессе добычи нефти, по мере истощения запасов в залежи, происходит продвижение контуров от ее периферии к центру. Задачей рациональной разработки залежи является обеспечение равномерного их продвижения по всей площади. При неравномерном продвижении контуров образуются языки обводнения, что грозит появлением отшнуровавшихся разрозненных целиков нефти, дальнейшая добыча из которых практически невозможна.

Схема расположения языков обводнения и целиков нефти. 1 – языки обводнения; 2 – целики нефти.

При наличии подошвенных вод, т.е. в том случае, когда пластовая вода подпирает залежь нефти по всей ее площади становится необходимым завершать бурение скважин до вскрытия ими водоносной части пласта, т.е. выше ВНК. Это необходимо для предотвращения появления конусов обводнения, борьба с которыми весьма затруднена. В таких случаях нефть оттесняется от забоев скважин пластовой водой, что также может привести к появлению целиков нефти.

Схема расположения конусов обводнения при наличии подошвенных вод (по Жданову М.А.). 1 – нефть, 2 – вода, 3 – глинистый прослой, 4 – цементная пробка, К.о. – конусы обводнения.

Классификация вод по химическому составу В.А. Сулина

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солей различных кислот:

В составе вод всегда растворены значительные объемы газообразных составляющих, среди которых главная роль принадлежит азоту (N₂), углекислому газу (CO₂) и сероводороду (H₂S).

Воды нефтяных месторождений отличаются высокой минерализацией, преимущественно хлоридно–натриевым, хлоридно–кальциевым или гидрокарбонатно–натриевым составом, отсутствием сульфатных соединений, высоким содержанием J, Br, NH₄, H₂S, наличием солей нафтеновых кислот и растворенных углеводородных газов.

Минерализация или насыщение подземных вод различными солями и элементами происходит в процессе их взаимодействия с горными породами, нефтью и газом при воздействии также высоких температур, каталитических свойств пород и микробиологических процессов.

Химический состав и физические свойства пластовых вод имеют большое значение при разработке залежей нефти и газа, т.к. от них зависит течение многих процессов в пласте.

В нефтяной геологии признание получила классификация подземных вод В.А.Сулина, в которой по трем основным коэффициентам в процент–эквивалентной форме выделены 4 генетических типа подземных вод .

Классификация пластовых вод по В.А. Сулину

Физические свойства пластовых вод

Минерализация воды – это общее содержание в воде растворенных солей. В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений минерализация изменяется в достаточно широких пределах: от 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). От минерализации и химического состава вод напрямую зависят их основные физические свойства.

Минерализованные воды имеют очень высокую моющую способность, поэтому они являются основным рабочим агентом для закачки обратно в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления для достижения максимального КИН. В то же время у воды с повышенной минерализацией имеются и отрицательные стороны – выпадению солей в призабойной зоне пласта, что способствует понижению проницаемости и появлению положительного скин-фактора.

Плотность воды тесно связана с минерализацией, а в пластовых условиях еще с давлением и температурой. Плотность пластовых вод на поверхности всегда более 1 г/см 3 , а в рассолах достигает более 1,3 г/см 3 . В пластовых условиях плотность воды обычно ниже на примерно на 20%, в связи с повышенной температурой внутри продуктивного пласта.

Вязкость воды в пластовых условиях резко понижается и обычно ниже вязкости нефти. Главным образом она зависит от пластовой температуры, в меньшей степени от минерализации и химического состава. Благодаря низкой вязкости в сравнении с нефтью, вода обладает большей подвижностью и нередко оттесняет нефть от забоя. Отсюда возникают языки и конусы обводнения.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. С повышением минерализации вод растворимость газа в них снижается. Газосодержание в воде незначительно: 0,2 –2 м 3 /м 3 .

Электропроводность. Пресные воды обладают высоким электрическим сопротивлением и являются диэлектриками. Минерализованные воды имеют низкие удельные сопротивления токам и являются отличными проводниками. Сведения об удельном электрическом сопротивлении пород, насыщенных пластовой водой или нефтью применяются при интерпретации материалов, полученных с помощью электрических методов ГИС.

Поверхностное натяжение – важное свойство пластовой воды, также зависящее от химического состава. С данным свойством связана вымывающая способность воды, которую необходимо учитывать и возможно регулировать при заводнении месторождений. При малом поверхностном натяжении вода обладает высокой способностью промывать пласты и выталкивать из них нефть. Поэтому при использовании для обратной закачки в пласт пластовая вода подвергается специально обрабатывается химическими реагентами на УПН (УПСВ) для понижения ее поверхностного натяжения.

Сжимаемость воды мала, но по мере насыщения воды газом сжимаемость ее растет.

Температура воды практически всегда сопоставима с геотермической ступенью, присущей для данной местности. Бывает, что температура пластовой воды сильно расходится с температурой, местной геотермической ступени. Это свидетельствует либо о появлении тектонических вод по зоне разлома, либо о возможных межпластовых перетоках из-за разницы в пластовых давлениях. Замеры температур в скважинах имеют огромное значение для контроля разработки месторождений и технического состояния скважин.

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. Всоответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.
Формы залегания воды в породах.
В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных исверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 6 ).
В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Этавода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основноймассы сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду.
В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил ипередает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.
Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результатепоследующего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные и элизионные воды).
Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.
Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносныепласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке (см. главу VII).
При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).
К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).
Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Ониподразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.
Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.
Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).
К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.
К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые.

Чтобы читать весь документ, зарегистрируйся.

Связанные рефераты

Подземные воды нефтяных и газовых месторождений

. Подземные воды нефтяных и газовых месторождений по.

8 Стр. 36 Просмотры

Разработка нефтяных и газовых месторождений

. Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра разработки нефтяных.

8 Стр. 199 Просмотры

Разработка нефтяных и газовых месторождений.

. ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ.

Разработка нефтяных и газовых месторождений

. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА.

26 Стр. 2 Просмотры

бурение нефтяных и газовых месторождении

Присутствие органических компонентов в водах нефтяных месторождений является их наиболее характерным отличием от других природных вод. В нефтяных водах существенно повышена концентрация битумоидов, извлекаемых органическими растворителями (в основном хлороформом) при разных значениях pH — в кислой, нейтральной и щелочной средах. Содержание водорастворенных битумоидов оценивается обычно по содержанию углерода битумоидной фракции С_бит. Водам нефтяных месторождений свойственны относительно повышенные битумоидные коэффициенты, т.е. отношения содержания углерода битумной фракции к содержанию углерода нелетучих компонентов ОВ. Воды газовых залежей характеризуются повышенным отношением углерода веществ, летучих с водяным паром, к общему углероду всех органических веществ.

Битумы, растворенные в природных водах, представлены солями органических кислот (мылами), главным образом нафтеновых. Нафтенаты (нафтеновые мыла), в основном натриевые, составляют их подавляющую часть.

Мыла могут образоваться как в самой нефти, так и в воде за счет кислот, перешедших из нефти в воду. 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.

Нафтеновые кислоты имеют кислотные числа обычно от 250 до 330, что указывает на наличие в них 10—15 атомов углерода и характеризуются формулами С₉Н₁₇СООН-С₁₄Н₂₇СООН (общая формула С_nН₂_n-1 СООН). Такие кислоты в нефтях находятся в керосиновых фракциях.

Мыла жирных кислот в водах встречаются гораздо реже, чем нафтеновых; что объясняется значительно меньшим содержанием жирных кислот в самих нефтях по сравнению с содержанием нафтеновых кислот. Наличие и количество мыл в водах связаны с характером как нефтей, так и вод. Обычно, чем больше нафтеновых кислот в нефти (точнее, в ее светлых фракциях), тем больше мыл в воде данного нефтеносного горизонта при прочих равных условиях. Значительное содержание нафтеновых кислот характерно для нефтей, особо богатых нафтеновыми углеводородами. Наблюдается обратная зависимость между содержанием в нефтях парафина и нафтеновых кислот (рисунок ниже, а). Этому полностью соответствуют закономерности содержания нафтеновых кислот в пластовых водах. Содержание их невелико — среднее значение концентраций в пластовых водах составляет 1—3 мг/дм 3 , установлено, что количественное изменение их содержания происходит лишь вблизи контура нефтяных месторождений на расстоянии 1-2 км. Между содержанием нафтеновых кислот в нефтях и водах существует прямая зависимость, причем в водах концентрация нафтеновых кислот обычно в несколько раз меньше, чем в нефтях (рисунок ниже, б). Следовательно, наиболее вероятным источником поступления этих кислот в воды является нефть, что позволяет использовать нафтеновые кислоты в качестве поискового признака. Эта возможность подтверждается и прямой зависимостью между содержанием нафтеновых кислот в водах и их газонасыщенностью (рисунок ниже, в). Характерно снижение содержания нафтеновых кислот в пластовых водах по мере удаления от залежи нефти (рисунок ниже, г), особенно интенсивно на расстоянии первых сотен метров. На расстоянии 1000 м от контура нефтеносности содержание нафтеновых кислот приближается к их фоновым значениям. Подобная закономерность наблюдается в минерализации пластовых вод и по содержанию в них HCO₃ - . Однако по отношению к S0₄ 2- отмечается обратная зависимость.

С глубиной по разрезу содержание нафтеновых кислот уменьшается вследствие не только увеличения минерализации пластовых вод с глубиной, но и зависимости от степени метаморфизации нефтей.

Фенол — простейший представитель ряда фенолов — впервые был выделен из каменноугольной смолы и из-за растворимости в щелочах был назван карболовой кислотой. Фенолами называют производные ароматических соединений, имеющие в своем кольце гидроксильную группу. Благодаря наличию рядом с гидроксильной группой двойной связи ядра фенолы имеют слабокислый характер. Как и спирты, фенолы делятся по числу гидроксильных групп в кольце на одноатомные, двухатомные и трехатомные. Вследствие своей летучести с водяным паром к группе летучих фенолов относятся простейшие одноатомные фенолы, собственно фенолы С₆Н₅ОН, орто-, мета- и па- ракрезолы, ксиленолы. Помимо летучих фенолов в подземных водах могут присутствовать нелетучие фенолы, которые не отгоняются с водяным паром, — резорцин, гидрохинон, нафтол и их гомологи.

В подземных водах нефтяных месторождений фенол впервые был обнаружен В.В. Порфирьевым и И.В. Гринбергом в 1947 г.

Содержание нафтеновых кислот в пластовых флюидах

Фенолы могут попадать в воды только из нефти. Поэтому их поисковое значение подобно поисковому значению нафтенатов. Различие заключается в основном в том, что содержание фенолов и в нефтях, и в водах намного меньше, чем нафтенатов. В этом заключается главная причина того, что на фенолы до сих пор не обращалось внимания.

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

В нефтях северо-восточного Предкавказья содержание фенолов колеблется в пределах 0,005—0,017% (рисунок ниже, а).

Исследования поведения фенолов нефтей в зависимости от количества ароматических углеводородов в нефтях свидетельствуют, что содержание фенолов и изменение содержания ароматических углеводородов находятся в прямой зависимости (рисунок ниже, б).

Содержание фенолов в пластовых водах закономерно возрастает по мере приближения к контуру продуктивности (рисунок ниже, г). Резкое обогащение нефтей фенолами, происходящее одновременно с увеличением содержания в нефтях ароматических углеводородов и содержания смол, объясняет повышение содержания фенолов с увеличением удельной массы нефтей (рисунок ниже, а).

Содержание фенолов в воде зависит от ее минерализации и химического состава, в связи с чем отмечаются резкие колебания в фактических данных. Однако при этом прослеживается четкая генетическая зависимость между содержанием фенолов в нефтях и содержанием фенолов в водах (рисунок ниже, б). Отмечается также прямая зависимость между содержанием фенолов в водах и газонасыщенностью вод (рисунок ниже, в).

Содержание фенолов в пластовых флюидах

Бензол является одним из важнейших компонентов органического вещества подземных вод нефтяных и газовых месторождений. К ароматическим углеводородам относятся бензол, толуол, этилбензол, ксилолы, нафталин и их производные, приуроченные в основном к светлым фракциям нефтей, выкипающим до 250 °С. Концентрация бензола в пластовых водах нефтеносных и газоносных горизонтов изменяется в широких пределах — до 1-2,5 мг/дм 3 (рисунок ниже, а), причем максимальные значения отмечаются в водах контактной зоны залежи. При этом содержание бензола в водах определяется характером залежи: в водах газоконденсатных залежей с высоким конденсатным фактором содержание бензола значительно выше (до 1,4-1,8 мг/дм 3 и более), чем в водах нефтяных залежей (до 0,3—5 мг/дм 3 ) (Т.С. Смирнова, 2008).

Отмечается прямая зависимость между газонасыщенностью пластовых вод и содержанием бензола в пластовых водах (рисунок ниже, б) с изменением расстояния скважины от залежи. На рисунок ниже, в, приведен характер изменения содержания бензола с приближением к залежи в водах Камышанского — Уланхольской зоны газоконденсате - накопления.

Содержание бензола в пластовых флюидах

Ореол влияния залежи наблюдается не более 2000 м, однако особенно интенсивное возрастание содержания бензола происходит с расстояния не более 1000 м, следовательно, диаметр ореола влияния зависит от состава углеводородов.

Исключительные физико-химические свойства бензола и его генетическое родство с углеводородами позволяют считать бензол поисковым критерием на нефть и газ в пределах территории исследования.

Восстановленные формы серы являются важными и давно известными показателями нефтеносности. К восстановленным формам серы относят все ее соединения, кроме сульфатов. В природных водах встречается несколько восстановленных форм серы: гидросульфидный ион HS - , тиосульфатный ион S₂O₃ 2- , сульфитный ион SO₃ 2- , молекулярно растворенный сероводород H₂S. Основное значение имеют гидросульфиды и сероводород. Между этими веществами существует равновесие, связанное с pH воды: H₂S → HS - + Н + .

Образование основной части гидросульфидов и других восстановленных форм серы в подземных водах происходит за счет реакций между нефтяными углеводородами и растворенными сульфатами при участии бактерий, а частично — за счет образования разложения сернистых компонентов нефтей. Поэтому данные вещества могут служить показателями нефтеносности и газоносности.

Отсутствие или очень малое содержание сульфатов в водах является оборотной стороной наличия гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Сульфаты восстанавливаются нефтью, давая гидросульфиды и подобные им вещества, поэтому бессульфатность вод также может быть положительным признаком нефтеносности.

Иногда залежи УВ, находящиеся во вторичном залегании, попадают в чуждую им обстановку, характеризующуюся инфильтрационным режимом, окислительными условиями, т.е. значительной гидрогеологической раскрытостью. В этих случаях пластовые воды приобретают состав, не свойственный водам нефтяных месторождений: малая минерализация при повышенной сульфатности и присутствие кислорода (и атмосферного азота) в составе растворенных газов, способствующего разрушению залежи. Можно сказать, что минерализация, ее градиент, тип вод, степень метаморфизации и состав газовой фазы (по преобладающему компоненту) не являются специфичными для вод, сопутствующих залежам нефти и газа, и определяют лишь степень гидрогеологической закрытости и условия сохранности залежей.

Так как присутствие залежей УВ, особенно жидких, т.е. залежей нефти и конденсата, стимулирует развитие процессов восстановления, то в первую очередь им подвергаются сульфат-ионы, которые могут полностью исчезнуть из вод, если не будут восполняться за счет сульфатных пород бассейна или притока свежих сульфатных инфильтрогенных вод. При наличии таких источников сульфат-ионов процессы редукции сульфат-ионов сопровождаются постоянным образованием и накоплением сероводорода. Если поступления и накопления новых порций сульфатов не происходит, образованный на первых этапах сероводород связывается реакционноспособным железом в форме пирита. Так образуются бессульфатные пластовые воды при отсутствии сероводорода (мезозой Западной Сибири, продуктивная толща Азербайджана).

Таким образом, в комплексе нефтепоисковых показателей должны учитываться бессульфатность вод или относительно пониженное содержание сульфатов и появление сероводорода. Недонасыщенность вод сульфат-ионами (названное отношение меньше 1) при наличии восстановленных форм серы служит показателем неф- тегазоносности.

Микрокомпоненты, т.е. элементы и их соединения (йода, брома, бора др.), присутствуют в водах нефтяных и газовых месторождений. Их содержание в воде незначительно по сравнению с основной массой содержащихся в ней минеральных веществ.

В настоящее время установлено, что повышенное содержание йода свойственно водам, контактирующим с ароматическими конденсатами, а также водами газовых залежей. В водах нефтяных месторождений поведение йода неоднозначно.

Бром накапливается в водах вместе с хлор-ионом, его больше всего в высокометаморфизованных рассолах (до нескольких граммов на дм 3 ). Однако в ряде районов бром обнаруживает связь с нефтяными залежами. В этих случаях хлор-бромный коэффициент rCl/rBr резко понижается, что при равной минерализации вод должно говорить о близости нефтяной залежи. По данным И.Д. Беркутовой, А.А. Карцева, К.И. Якубсона (1975), бром связан с масляной фракцией нефтей.

Бор в противоположность брому накапливается в щелочных водах гидрокарбонатно-натриевого типа, в которых растворимость боратов довольно велика. По данным JI.A. Гуляевой и В.Б. Каплун (1976), бор (по их мнению, связанный с кислыми омыляемыми компонентами смол нефтей) в этих водах может служить гидрохимическим показателем нефтеносности, для чего используется отношение rBr*10 -4 / rCl, значение которого резко повышается при приближении к нефтяной залежи.

Ион аммония, содержание которого может достигать нескольких сотен миллиграммов на 1 дм 3 , многие исследователи считают надежным поисковым показателем нефтегазоносности. Соединения азота типа нитритов и нитратов в водах глубокозалегающих горизонтов практически не встречаются. Они появляются в зоне свободного водообмена при окислении аммонийных солей, в том числе поступающих с глубины в зонах разгрузки подземных вод.

В настоящее время имеются сведения о повышенном содержании ртути в водах газовых залежей.

Сода (гидрокарбонат натрия) может образовываться при окислении углеводородов сульфатами. Поэтому наличие в воде соды может при некоторых условиях рассматриваться как признак нефтеносности. Щелочные воды характерны для многих нефтеносных толщ. Основная масса соды в водах нефтеносных отложений образовалась при окислении нефтяного вещества.

Наличие соды в водах может считаться показателем нефтегазоносности при условии, если эти воды не являются водами коры выветривания, солонцов или вулканических районов.

Читайте также: