CC BY
100
АСТРАХАНСКИЙ ВЕСТНИК ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ОБРАЗОВАНИЯ
№ 3 (25) 2013. с. 115-123. Научные сообщения
УДК 550.84
ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ Валентина Сергеевна Мерчева, к.т.н.
Татьяна Сергеевна Смирнова, к.г.-м.н.
ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный университет»
Прикаспийский регион, синеклиза, гидрохимия, критерий, анионы, катионы, нефтегазоносность.
Длительное и детальное исследование ведущими гидрогеологами взаимосвязи подземной гидросферы, условий формирования и поиска нефтегазоконденсатных залежей позволили установить возможность прогнозной оценки нефтегазоносности, как целых регионов, так и отдельных локальных структур, используя в практической геологии гидрохимические показатели.
CRITERIA FOR PETROLEUM HYDROCHEMICAL CASPIAN SINECLISE Valentina Sergeevna Mercheva Cand. Sc. (Tech.), assistant professor Tatyana Sergeevna Smirnova Cand. Sc. (Geol.& miner.), assistant professor Federal State Budget Educational Institution «Astrakhan State University» [email protected]
The Caspian region, syneclise, hydrochemistry, criterion, anions, cations, oil and gas
A long and detailed study of the relationship leading hydrogeologists underground hydrosphere, the conditions for the formation and retrieval of oil and gas deposits have established the possibility offorecast evaluation of oil and gas, as whole regions and individual local structures, using practical geology hydrochemical indicators.
Геологическая история нефтегазовых месторождений тесно связана с геохимической историей подземных вод. Вследствие этого подземные воды несут важнейшую информацию о наличии и размещении залежей нефти и газа. Бурное развитие во второй половине ХХ века нефтегазодобычи, сопровождающейся неизменными процессами изменения подземной гидросферы, повлекло за собой формирование гидрохимических нефтегазовых технологий.
В результате изучения состава подземных вод становится доступной информация, позволяющая решать следующие задачи:
- прогноз нефтегазоносности исследуемой территории, особенно в условиях существенного нарастания глубин поиска;
- контроль за разработкой месторождения;
- прогноз обводнения залежи на ближайшую перспективу;
- охрана недр при взаимодействии процессов мощного отбора из недр полезных компонентов и не менее мощного нагнетания в продуктивные пласты используемых на
всех стадиях освоения месторождений несвойственных природной среде техногенных компонентов.
К достоинствам гидрохимических технологий можно отнести широкую доступность методов исследования объектов воды и сравнительно низкие финансовые затраты. Особое значение гидрохимические исследования приобретают в условиях нарастания глубин поиска нефтегазовых залежей, когда интерпретация результатов других методов недостаточно корректна. Кроме того, используемые методы исследования являются неразрушающими, а показатели качества объектов исследования кроме целевого назначения можно использовать в ходе экологического мониторинга рассматриваемой территории [5, 8].
Вследствие вышесказанного, первым и основным общегидрогеологическим признаком нефтегазоносности той или иной территории является наличие в ее пределах артезианского бассейна первого порядка (мегабассейна) или нескольких артезианских бассейнов второго и третьего порядков. Северо-восточное Предкавказье относится к Средне-Каспийскому артезианскому бассейну (мегабассейну) [4, 7].
Наиболее общим условием, влияющим на особенности сохранения залежей углеводородов, является геологическая закрытость недр. Скопления углеводородов приурочиваются преимущественно к закрытым гидрогеологическим районам или структурам. Под термином «гидрогеологическая закрытость», как известно, понимается совокупность условий, определяющих невозможность проникновения поверхностных вод в рассматриваемые участки пород. Г еологическая закрытость недр, как и многие другие геологические явления, является функцией многих природных процессов, и поэтому не поддается точному количественному учету. Однако условия геологической закрытости характеризуются типом вод, степенью минерализации, содержанием некоторых компонентов и метаморфизации этих вод. Следовательно, можно конкретизировать гидрохимические показатели геологической закрытости [9, 13].
Широкомасштабное освоение ускоренными темпами природных углеводородных ресурсов Прикаспийского региона вызвало острую необходимость уточнения региональной гидрохимической обстановки. В результате выполненных исследовательских работ, в частности выяснено, что гидрохимические условия закрытости недр для территории вала Карпинского могут быть охарактеризованы
гЫа гС1-гКа гС1 г804
значениями коэффициентов -------, ----------- , ----100 и ------— . Установлено, что
гС1 тЫ% гВг гС1
динамика изменения указанных критериев исследуемой территории отражает распределение структурных элементов, различающиеся по гидрогеологическому режиму
[4].
Доказано, что гидрогеологически закрытым недрам присущи воды хлоркальциевого типа. Воды этого типа формируются не на поверхности, а в гидрогеологически изолированной среде, аналогичной среде формирования и сохранения нефтегазоконденсатных залежей. Этот тип вод характеризуется наличием в солевом составе хлоридов кальция при доминирующем содержании хлоридов натрия. Наиболее четко на территории исследования процессы метаморфизации вод проявляются при минерализации свыше 100 г/дм3. Воды хлоркальциевого типа обычно приурочены к различным глубинным горизонтам независимо от нефтегазосодержания.
Самым характерным признаком подземных вод, сопутствующих углеводородным месторождениям, является их повышенная минерализация. Минерализация вод является результатом сложных физико-химических процессов, происходящих в течение всей гидрогеологической истории. При общих равных условиях минерализация вод отражает степень гидрогеологической закрытости недр, и как следствие наличие условий для
сохранения углеводородов. Зоны нефтегазоскопления повсеместно выделяются повышенными значениями минерализации воды.
К примеру, апт-неокомские воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления южного склона вала Карпинского характеризуются повышенной минерализацией (до 120^130 г/дм3) при фоновых значениях - 100 г/дм3. Подобные зависимости отмечаются и по другим зонам нефтегазонакопления. Это объясняется тем, что зоны нефтегазонакопления отличаются более застойными гидрогеологическими условиями, которые характеризуются некоторым своеобразием водообмена. Характер этих вод проявляется как суммарный эффект локальных застойных участков. Ловушки для углеводородов являются также ловушками для воды, поэтому воды в ловушках более метаморфизованы и отличаются большей минерализацией по сравнению с фоновыми значениями. Общеустановлено, что рост величины значения минерализации, а соответственно и растворенных компонентов вод, наблюдается по мере приближения к залежи и может составить более 30% (рис. 1, 2).
Кроме застойного фактора в залежах причинами описанной гидрохимической зональности являются гидродинамическая обстановка и особенности фазового поведения воды в системе «вода - природный газ» при высоких давлениях и температурах. Процессы концентрирования растворенных компонентов в пластовых водах вблизи залежей являются следствием испарения части пластовой воды и перехода ее в газовую фазу [10].
Условные ооозначення:
----------------------► площади:
Расстояние от контл ра -|1^-—I Минерализация, (Т)Каспийская @ Восточно-Камышанск^я
,IP0Л'K'II,BIЯWCI,,* Л| ----1 ЛМ : и,' > и»н-\о.1ьс’кия 0 Крзсно-Кммышанская
21/"—I Плот ноет к», Хр >< ■
К I р кг/мз (гп,| Ермолинская евсро-Кахышанская
Рисунок 1 Г рафики зависимости величин минерализации и плотности вод апт-неокомского комплекса от удаленности контура нефтегазоносности продуктивных площадей (Смирнова Т.С., 2009г.)
Рисунок 2 Г рафики зависимости содержания натрий- и хлор-ионов вод апт-неокомского комплекса от удаленности контура нефтегазоносности продуктивных площадей (Смирнова Т.С., 2009г.)
На месторождениях вала Карпинского, несмотря на повышение минерализации вод с приближением к залежи, в непосредственной близи контура залежи отмечается снижение ее значения, которое фиксируется на расстоянии не более 100^200м. Так, на Улан-Хольском месторождении при локальных фоновых значениях минерализации вод свыше 120 г/дм3 у контура залежи происходит падение содержания солей до 70^85 г/дм3. Аналогичная зависимость значений минерализации наблюдается и на других месторождениях (рис. 1, 2) [14].
Причиной этого явления является взаимодействие конденсационных вод с окружающими пластовыми водами и, как следствие формирование зон воды с пониженной минерализаций в непосредственной близости от залежи. Как показали экспериментальные исследования Т.П. Жузе растворимость вод в метане при условиях, близких к пластовым условиям газоконденсатных месторождений (138 °С, 40,0 МПа), может достигать 3 кг воды на 1 м газа. Однако, при некотором повышении температуры (204 °С) эта растворимость может достичь 13 кг на 1 м3 метана. Следует учитывать также обогащенность газов газоконденсатных месторождений высшими гомологами метана, обладающими повышенной растворимостью [3, 11].
В результате исследований установлено, что воды глубинных комплексов территории исследования относятся к хлоркальциевому типу. Для этих вод коэффициент
метаморфизации
г Ыа ~гЄІ
соответствует значению ниже 0,9, тогда как для вод регионально
продуктивных пластов значение коэффициента метаморфизации обычно входит в диапазон 0,8^0,87 (рис. 3).
Рисунок 3 Г рафики зависимости генетических коэффициентов и содержания микрокомпонентов вод апт-неокомского комплекса от удаленности контура нефтегазоносности продуктивных площадей
(Смирнова Т.С., 2009г.)
С приближением к поверхностным зонам активного водообмена коэффициенты метаморфизации имеют значения более 0,9 и приближаются к 1. Для глубинных вод значение коэффициента (К<0,9) обычно свидетельствует о застойности вод, седиментационном морском генезисе этих вод и метаморфизованном процессе катионного обмена. Подобные весьма благоприятные для сохранения залежей углеводородов тип, генезис и условия существования подземных вод, отмечаются для меловых и юрских комплексов Промысловского блока, а так же для юрского комплекса Бузгинского блока. Аналогичным образом условия недр могут быть охарактеризованы генетическим
коэффициентом —1 . Значения коэффициента (более 2), характерные для вод
rMg
территории исследования, соответствуют значениям критериев зон нефтегазонакопления,
что может свидетельствовать о высокой степени закрытости недр, достаточной для
сохранения залежей. В зоне активного водообмена, влияния палеопромыва или
, гСЛ-гНа _ _
инфильтрации вод значение -----------обычно меньше 2 и нередко снижается настолько,
rMg
что необходимо применять коэффициент
гЫа-гСЛ
гЮл
т.к. меняется тип воды, что может
свидетельствовать о гипергенных процессах разрушения [1].
Характерной чертой состава пластовых вод северо-восточного Предкавказья является низкое содержание сульфатов или их практическое отсутствие (рис. 4). Исчезновение сульфатов из состава вод нельзя объяснить их простым выпадением из раствора в осадок, которое обычно наблюдается в поверхностных водоемах при достижении концентрации насыщения солей, так как содержание в пластовых водах, например, южного склона вала Карпинского не достигает уровня степени насыщения, необходимого для осаждения сульфатов. В южном направлении сульфатность вод становится еще ниже. При существующих термодинамических условиях воды территории вала Карпинского недонасыщены сульфатами в 10 раз [14].
Влияние типа воды на содержание в ней сульфатов заключается в том, что растворимость сульфатов в различных типах вод неодинакова. В водах хлоркальциевого
Содержание 80, и НСО,, мг/дм
типа сульфаты могут быть, в основном, в форме соли кальция, растворимость которого вообще невелика. Известно, что наличие в водах хлоридов кальция и солей магния снижают растворимость сульфата кальция. В то же время хлористый натрий повышает растворимость сульфатов, поэтому при повышении содержания хлоридов натрия растворимость сульфатов кальция вначале увеличивается и достигает максимума при 10% растворе №С1 [2].
При этом растворимость сульфатов может достигать 4300 мг/дм3. При дальнейшем насыщении воды хлористым натрием растворимость в ней сульфатов кальция начинает уменьшаться [12].
Пластовые воды южного склона вала Карпинского содержат при существующих термодинамических условиях в среднем около 10% №С1. Сульфатов в них содержится около 200^300 мг/дм3, т.е. дефицит насыщения пластовых вод сульфатами значительный (рис. 4) [14]. Исследования относительного насыщения вод сульфатами позволяют судить о масштабах окислительных процессов и адсорбции сульфатов породами. Для этих целей использованы кальциевые графики предельного насыщения пластовых вод сульфатами, разработанные Э.Е. Лондон (1964).
Рисунок 4 Графики изменения содержания сульфат- и гидрокарбонат-ионов вод апт-неокомского комплекса от удаленности контура нефтегазоносности продуктивных площадей (Смирнова Т.С., 2009г.)
Для конкретных гидрогеологических условий южного склона вала Карпинского предел относительного насыщения пластовых вод сульфатами составляет 1400^1500 мг/дм3, что почти в три раза меньше абсолютного предела насыщенности, но в 5 раз выше фактического содержания сульфатов в пластовых водах [13]. Исследованиями на примере месторождений вала Карпинского установлено, что по мере приближения к залежи углеводородов содержание в водах ионов Б04 - уменьшается. Влияние скопления углеводородов на содержание Б042- в водах сказывается на расстоянии не более 1500 м (рис. 3). Так, на Улан-Хольской площади фоновое содержание сульфат-ионов в пластовых водах составляет не менее 400^500 мг/дм3. На расстоянии около 1500 м от залежи содержание 8042" начинает снижаться, что происходит весьма интенсивно на расстоянии менее 800 м, а уже у контура залежи их количество в водах составляет не более 150^200 мг/дм3. На Ермолинской площади снижение сульфатности вод происходит от 250^300
мг/дм3, характерных для фоновых значений, до 100 мг/дм3 у контура залежи, причем интенсивное снижение количества сульфатов происходит на расстоянии менее 1000 м от контура залежи. Такие же закономерности в содержании сульфат-ионов в водах по мере приближения к углеводородной залежи отмечаются и на других месторождениях: Каспийском, Восточно-Камышанском, Красно-Камышанском, Северо-Камышанском и др. (рис. 4) [14].
В пластовых водах наряду со значительным уменьшением сульфат-ионов отмечается и постоянное содержание гидрокарбонат-иона. На Улан-Хольском месторождении увеличение количества НС03" в водах отмечается на расстоянии 1300^1500 м от залежи. Особенно интенсивное увеличение НС03" происходит на расстоянии менее 800 м от залежи и уже в подошвенных водах содержание гидрокарбонат -иона составляет 400^450 мг/дм3 при фоновом его содержании 250^300 мг/дм3. На Ермолинском месторождении фоновое содержание НС03" составляет 150^200 мг/дм3. По мере приближения к залежи количество НС03" в водах увеличивается, особенно интенсивно на расстоянии менее 1000 м от залежи, и уже в подошвенных водах количество гидрокарбонат-иона достигает 400^450 мг/дм3. Аналогичный характер закономерностей в содержании гидрокарбонат -иона по мере приближения к углеводородной залежи отмечается и на других месторождениях южного склона вала Карпинского (рис. 3) [13].
Эти положения подтверждаются практическими исследованиями на примере месторождений вала Карпинского. В водах нефтяных или газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой, отделяющей газовую фазу от пластовых вод, десульфирование вод происходит с меньшей интенсивностью, однако накопление гидрокарбонат-ионов не уменьшается. На нефтяном Северо-Камышанском месторождении снижение сульфатности вод происходит от фоновых значений 100^75 мг/дм3 до 50 мг/дм3 у контура залежи. Накопление же гидрокарбонатов отмечается интенсивно с 350 мг/дм3 до 1000^-1150 мг/дм3. На Красно-Камышанском газоконденсатном месторождении с подстилающей нефтяной оторочкой снижение количества сульфат-ионов в водах происходит с 75^50 мг/дм3 до 25 мг/дм3, накопление гидрокарбонат-ионов происходит от 200 мг/дм3 до 550^600 мг/дм3. Эти изменения отмечаются на расстоянии не более 500^750 м от залежи, т.е. ореол влияния нефтяных углеводородов уменьшается. На газовых месторождениях с залежами «сухих» газов процессы десульфирования развиты настолько незначительно, что воды имеют тип сульфатнонатриевых. Содержание же гидрокарбонат-ионов в водах таких месторождений отличается от фоновых значений весьма незначительно (Ики-Бурульское месторождение).
Таким образом, в зоне контакта пластовых вод с углеводородными залежами концентрации сульфат-иона и гидрокарбонат-иона определяются общими геохимическими условиями, зависящими от состава углеводородов. Закономерности количественных взаимоотношений продуктов превращения органики характеризуют интенсивность
гО
подобных превращений, поэтому числовые значения ----------- возможно использовать для
г ИС03
характеристики конкретной геологической обстановки, в т.ч. для оценки перспектив нефтегазоносности (Зингер, 1959).
Таким образом, намечаются следующие критические значения коэффициента г804
-------для вод хлоркальциевого типа:
гИС03
- Воды непродуктивных отложений пермо-триаса характеризуются повышенным содержанием сульфатов при малой концентрации гидрокарбонатов.
^ Г804 \ с ТТ - Г804 /ч
Отношение----------) 5. Для вод перспективных площадей значения -------( 3.
г НСОъ г НСОъ
- Воды регионально продуктивных отложений байосса, апт-неокома и альба характеризуются незначительным содержанием сульфат -ионов и высокими концентрациями гидрокарбонат-ионов, причем по мере приближения к залежи содержание этих компонентов изменяется в обратной зависимости. Ореол влияния залежи
г $0
не более 1500 м. Коэффициент --------— (3 может свидетельствовать о перспективности
г НС03
площади, значения менее 1 свидетельствуют о высокой перспективности площади.
- Воды нефтеносных горизонтов преимущественно в байосских отложениях
также характеризуются низким содержанием сульфат-ионов и весьма высокими
концентрациями гидрокарбонат-ионов. Ореол влияния залежи 800^1000 м. Значения
г 80, ^ „ г$04
-------( 1 [14]. Возможность применения полученных числовых значении ------------ для
г НСОъ г НСОъ
оценки перспектив нефтегазоносности в каждом новом районе требует проведения исследований с целью определения их взаимоотношений, отвечающих конкретным геохимическим и гидрогеологическим условиям. Многочисленные материалы по северо -восточному Предкавказью, Нижнему Поволжью и сопредельным областям подтверждают принципиальную возможность их использования в качестве гидрохимического показателя нефтегазоносности.
Установленные выше закономерности изменения состава вод позволяют применять некоторые солевые компоненты для характеристики «глубинности» исследуемых вод.
^ , гБО. ^
Этим целям отвечают значения коэффициента сульфатности вод -------------. По мнению
гНСО3
В.А. Кротовой (1960), этот коэффициент может рассматриваться как наиболее надежный критерий, указывающий на присутствие или отсутствие углеводородных залежей.
Объединение полученной в ходе выполнения исследовательской работы гидрохимической информации в электронные базы данных, доступные для использования всеми заинтересованными специалистами, позволит использовать ее и для мониторинга всей биосферы Прикаспийской синеклизы [2, 6, 8].
Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение №14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.
Литература
1. Галкин В.И., Ванцева И.В., Прощенкова В.М. и др. О возможности прогнозирования нефтегазоносности поисковых площадей по комплексу геологических, геофизических и геохимических данных // Геология месторождений горючих полезных ископаемых, их поиски и разведка. Межвузов. сб. научных трудов. Пермский политехнический институт, 1986. С. 40-45.
2. Гидрохимические нефтегазовые технологии [Текст] / В. П. Ильченко, В.С. Мерчева и др. - М.: ОАО Издательство «Недра», 2002. - 382 с. - КВМ 5-8365-0096-7.
3. Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушакова Г.С. О фазовом состоянии и составе фазы системы нефть-газ на больших глубинах // Геохимия и гидрохимия нефтяных месторождений. - М.: Изд-во Академии наук СССР, 1963. С. 25-30.
4. Зорькин Л.М. Гидрохимические показатели нефтегазоносности Прикаспийской впадины // Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник, В.Г. Козлов. - Всесоюз. научно-исслед. ин-т ядерной геоф. и геохим. - М.: Недра, 1975. 113 с.
5. Ильченко В.П., Мерчева В.С. и др. Подземные воды разрабатываемых газоконденсатных месторождений - возможный источник загрязнения поверхностной гидросферы [Текст] / В.П. Ильченко,
В.С. Мерчева и др. // ЭКВАТЭК-2002. Вода: экология и технология // Сборник материалов 5 Международного конгресса: М. - июнь 2002г., - С.238-239.
6. Мерчева В.С. Исследование техногенного воздействия на окружающую среду объектов газоконденсатных месторождений в условиях строительства и эксплуатации: диссертация ... кандидата технических наук: 03.00.16 Волгоград, 2004 - 227 с.ил. - Библиогр.: с.123-141. РГБ ОД 61 06-5/976.
7. Мерчева В.С. Смирнова Т.С. и др. Особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины [Текст] / В.С. Мерчева, Т.С. Смирнова и др. // Геология, география и глобальная энергия», 2011. - № 3 (42) -
С. 105-112.
8. Мерчева В.С. и др. Формирование информационно-аналитического комплекса геохимических показателей в рамках производственно-экологического мониторинга - эффективный инструментарий для решения проблем, возникающих при освоении Астраханского КГМ [Текст] / В.С. Мерчева и др. // Геология, география и глобальная энергия. - 2009. - № 1 (32). - С. 13-17.
9. Петренко В. И., Мерчева В.С. и др. Коэффициенты обогащения химическими элементами парогазоконденсатной смеси газоконденсатного месторождения [Текст] / В. И. Петренко, В. С. Мерчева и др. // Геология, география и глобальная энергия. НТЖ № 3 (38), Астрахань, 2010. - С.235-240.
10. Петренко В. И., Мерчева В.С. и др. О геолого-физической и геохимической роли газоэвапоригенной влаги (водяного пара) природных парогазовых смесей [Текст] / В. И. Петренко, В. С. Мерчева и др. // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: сборник материалов Международной научно-практической конференции ВНИГНИ 30 июня - 3 июля 2008. - Санкт-Петербург, 2008. - С. 221 - 229.
11. Петренко В.И., Мерчева В.С. и др. Результаты моделирования геолого-геохимических проявлений газоэвапоригенной влаги природных парогазовых систем. В.И. Петренко, В.С. Мерчева и др. Геонформатика / ОеошЮгтаИка. 2011, № 2. С. 36-47.
12. Серебряков О.И. О гидрохимических критериях оценки перспектив нефтегазоносности // Сб.: Вопросы геологии и бурения нефтяных и газовых скважин. Вып. 11. Изд-во КНИИЯЛИ и Грозненского нефтяного института, Элиста, 1970. С. 54-60.
13. Смирнова Т.С. Гидрогеологические и геохимические особенности размещения углеводородов в пределах вала Карпинского: диссертация ... кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12 / Смирнова Татьяна Сергеевна; [Место защиты: Сарат. гос. ун-т им. Н.Г. Чернышевского] Саратов, 2009 - 156 с.ил. - Библиогр.: с. 143-156.РГБ ОД 61 09-4/149
14. Смирнова Т.С., Серебряков А.О. Ионно-солевые показатели нефтегазоносности северо-восточного Предкавказья // Т.С. Смирнова, А.О. Серебряков Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии - Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет», 2007. №4. С. 27-34.
