CC BY
98
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2007 Геология Вып. 4 (9)
Особенности распространения аммония в подземных водах палеозойских отложений Прикамья
И.Н.Шестов, В.М. Шувалов, И.М. Тюрина
Пермский государственный университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15. E-mail: igeon@psu.ru
Активное участие в формировании, сохранении и разрушении нефтяных и газовых месторождений принимают подземные воды. Они обогащены хлором, сульфатным и гидрокарбонатным ионами, содержат йод, бром, бор, аммоний, калий, магний, насыщены газом. Аммоний в водах палеозойских отложений Прикамья и других нефтегазоносных районов изучается с целью использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимического критерия. Необходимо учитывать основные источники обогащения вод аммонием. Использование его в качестве показателя нефтеносности возможно в комплексе с такими признаками, как содержание йода, органического вещества, состав растворенных газов, газонасыщенность.
Подземные воды принимают активное участие в формировании, сохранении и разрушении нефтяных и газовых месторождений. В разрезе осадочных пород Прикамья отчетливо выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного водообмена и застойного водного режима. В этих зонах идут своеобразные геохимические процессы: эпигидрогенеза, гидрогенеза и гидрогалогене-за. Границы этих зон в вертикальном разрезе расплывчаты и зависят от раскрытости тектонических структур. Подземные воды как по площади, так и по разрезу, в разной степени обогащены хлором, сульфатным и гидрокарбонатным ионами, а также такими микрокомпонентами, как йод, бром, бор, аммоний, калий, магний, насыщены газами. Накопление в водах микро- и макрокомпонентов связано с характером изменения различных геологогидрогеологических условий во времени и формированием углеводородных залежей. Вокруг углеводородных залежей образуются ореолы влияния углеводородов на газовый и микрокомпонентный состав вод. Этот процесс в дальнейшем наиболее активно происходит в зоне контакта пластовой воды с нефтью или газом (ВНК, ВГК). Вокруг залежей нефти формируются первичные и вторичные ореолы рассеяния гидрогеохимических нефтепоисковых критериев, таких как газовый состав и содержание ВРОВ, газонасыщенность вод,
изменение содержания в водах йода, брома, аммония, сульфатного иона, радиоактивности воды и др.
Аммоний в подземных водах палеозойских отложений Прикамья и других нефтегазоносных районов привлекал внимание многих гидрогеологов с целью использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимического показателя [1-3], [9-16]. В Пермском Прикамье определение аммония, наряду с йодом, бромом и бором, входит в состав анализов пластовых вод нефтяных месторождений. За весь период исследования вод накопилась огромная информация по содержанию этого компонента, которая требует анализа, обобщения и использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимического критерия.
В 1966 г. эта информация частично была обобщена Н.С. Соболевой, которая установила, что наиболее высокие содержания аммония (> 500 мг/дм3) свойственны водам нефтяных месторождений Предуральского прогиба. Современные исследования аммония в водах нефтяных месторождений подтверждают эту закономерность, но в отдельных случаях и здесь отмечаются его заниженные (до 30-50 мг/дм3) концентрации (Всеволодо-Вильва - 61 мг/дм3), что, вероятно, связано с особенностями накопления этого компонента и наличием неблагоприятных условий для жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий.
© И.Н. Шестов, В.М. Шувалов, И.М. Тюрина, 2007
148
По мнению А.А. Карцева [5], почти весь аммоний в природных водах сингенетически связан с органическим веществом водовмещающих пород и особенно с содержанием в ОВ белков. В водах нефтяных месторождений он частично образуется за счет азотсодержащих компонентов нефтей и накапливается в анаэробных условиях в зоне контакта воды с нефтяной залежью. Так, в западных районах (Удмуртия и Кировская область) наряду с низкими содержаниями аммония (до 20-30 мг/дм3) встречаются воды с содержанием аммония 150-200 мг/дм3. Это, вероятно, связано с накоплением его в зонах разрушения азотсодержащих нефтей.
По данным исследований В.А. Кротовой [7], законтурные воды нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции всегда содержат более низкие концентрации аммония, чем воды, отобранные с отстоя нефти, и внутриконтурные воды. Этому явлению не противоречат и данные исследования зон развития нитрифицирующих бактерий. Известно, что для жизнедеятельности любых бактерий жизненно необходимым условием является постоянное поступление в район обитания бактерий питательного вещества. Этим и объясняется наличие повышенных содержаний КИ4 в районах ВНК и в зонах наличия неотектонических трещин. В этом случае анаэробная обстановка наиболее благоприятна для жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий. Высокое содержания аммония в подземных водах свидетельствуют об активных контактах воды с азотными соединениями ОВ водовмещающих пород и нефтей.
Азот является наиболее распространенным водорастворенным газом, который в зоне активного водообмена поступает в основном из воздуха, а в более глубоких горизонтах он накапливается в воде за счет разложения, в основном белковых соединений.
Азот атмосферного происхождения опре-
./4 У
деляется по соотношению-------100.
Это соотношение в воздухе равно 1.18. В подземных водах глубоких горизонтов оно значительно выше за счет обогащения биогенным азотом.
В Прикамье основным водорастворенным газом является азот и только в непосредственном контакте воды с нефтью происходит повышение газонасыщенности вод и воды
насыщены углеводородными газами, где содержание метана достигает 80% и более (Ярино-Каменноложское, Кыласовское месторождения и др.). В западных районах Прикамья (Удмуртия и Кировская область) водорастворенные газы преимущественно азотного состава, а газонасыщенность вод находится в пределах 200-250 см3/л. Нефтяные месторождения имеют газовые азотные шапки, которые на 90% представлены биогенным азотом. Содержание в водах аммония пониженное (50-100 мг/дм3), но и здесь в водах зоны ВНК достигает 100-200 мг/дм3. Такие явления прослеживаются по всем основным водонефтегазоносным толщам, начиная от нижней перми, среднего и нижнего карбона и девона. В каждом водонефтегазоносном комплексе отчетливо прослеживается тенденция увеличения содержания аммония в водах нефтяных месторождений с запада на восток к Предураль-скому прогибу и Передовым складкам Урала. В вертикальном разрезе наиболее высокие концентрации аммония (> 500-1000 мг/дм3) тяготеют к водам нижнепермских водонефтегазоносных толщ. Это можно объяснить наличием в закрытых гидродинамических условиях наиболее благоприятных зон для жизни нитрофицирующих бактерий. В основных тектонических структурах наиболее характерные концентрации аммония находятся в пределах от 50 до 300 мг/дм3 и наиболее высокие концентрации характерны для нефтенасыщенных структур и битуминозных пластов.
В региональном плане содержание аммония в нижнепермских отложениях увеличивается с запада на восток. Так, в водах нижнепермских отложений в Кировской области при газовом выбросе воды из сакмарских отложений содержание аммония определено в 62 мг/дм3 (скв. 36 - Шестаковская площадь), а в детском санатории “Вятские увалы” (с. Бурмакино) содержание аммония уже достигает 97 мг/дм3 (таблица). Наиболее ярко эта тенденция прослеживается в Пермском крае, где содержание аммония в водах Старцевской скважины достигало 197 мг/дм3, на Тиховской площади - 496 мг/дм3 и Копальнинской (Чусовской) - 290-1960 мг/дм3.
В вертикальном разрезе палеозойских отложений Прикамья прослеживается тенденция увеличения содержания аммония в водах карбонатных отложений верхнего карбона и нижней перми и его постепенное медленное уменьшение с глубиной. Одновременно наи-
более резкие изменения в его содержании наблюдаются в структурах, где установлены нефтенасыщенные породы. В скважинах, удаленных от ВНК по разрезу и площади, уменьшение аммония и газонасыщенности вод наиболее резко наблюдается с увеличением глубины залегания вод от ВНК. Такие явления можно объяснить влиянием нефтяной залежи на условия жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий в зоне разрушения нефтяной залежи.
Необходимо отметить, что воды зоны активного водообмена фактически не содержат аммония, его почти нет в водах верхнепермских отложений, а в водах нижней перми, которые залегают в анаэробных условиях, отмечены как наиболее высокие концентрации (Копальнинская и Комарихинская площади -1960 и 2050 мг/дм3), так и почти полное отсутствие (курорт "Ключи" и др.).
Исследования взаимосвязей аммония с другими микрокомпонентами, такими как бор, йод, бром, и макрокомпонентами 804, Са, Mg показали, что эти связи или отсутствуют (804, Са, Mg), или носят сложный характер. Зависимость содержания аммония от бора наблюдается только в водах верхнего карбона и нижней перми, где аммоний почти закономерно увеличивается с ростом содержания в воде НВО2. В водах других водоносных комплексов, где НВО2 изменяется в пределах 50200 мг/дм3, такой зависимости не прослеживается. Это, вероятно, связано с особенностями накопления седиментационных вод и отсутствием условий для обогащения водовмещающих пород борными соединениями.
По мнению многих гидрогеологов-нефтяников, нефтепоисковым показателем является содержание йода в подземных водах [4 - 8, 15]. Связь содержания йода и аммония для наиболее изученных водонефтегазоносных комплексов верейского горизонта и башкирского яруса не прослеживается. Наблюдается тенденция к пропорциональной зависимости, но в отдельных случаях идет независимое увеличение в водах содержания йода и аммония. Вероятно, это связано с наличием в отдельных случаях более активного накопления в водовмещающих породах йода (отдельные рифогенные толщи) и аммония (площади с активным развитием жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий).
Установлены два основных фактора взаимодействия углеводородных залежей: выде-
ление из водовмещающих пород йода и аммония при формировании и разрушении углеводородных залежей и активное обогащение вод йодом в рифогенных массивах девона и нижней перми при формировании и разрушении углеводородных месторождений.
Характер распределения содержания аммония в водах московского яруса среднего карбона на территории Прикамья наиболее сложен, здесь имеются как высокие (> 500 мг/дм3) так и пониженные значения, что, вероятней всего, связано с наличием в регионе и в разрезе слабопроницаемых гидродинамически изолированных пластов и линз, которые не имеют активных гидродинамических контактов с водонасыщенными пластами. Все это затрудняет жизнедеятельность нитрофици-рующих бактерий и информативность вод о нефтенасыщенности пород. Это подтверждается и запечатанностью залежей нефти на границе ВНК вторичными карбонатными и сульфидными солями.
Наиболее активные гидродинамические связи установлены в нефте- и водонасыщенных карбонатных отложениях башкирского и серпуховского ярусов. В западных районах Прикамья содержание аммония в водах не превышает 100 мг/дм3 (Дебесская, Зотовская, Ижевская и др.), а в восточных (Ножовская, Елкинская, Дубовогорская, Григорьевская и др.) достигает 300 мг/дм3 и более. Это указывает на более активную гидродинамическую связь водо- и нефтенасыщенной части пласта и обогащение вод аммонием в зоне ВНК нефтенасыщенных структур. Наиболее характерные содержания аммония в водах башкирских отложений основных тектонических структур находятся в пределах 100-200 мг/дм3. Концентрации аммония от 200 мг/дм3 и выше обнаружены в тех структурах, где интенсивны процессы жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий и, вероятно, наиболее активны процессы разрушения белковых соединений нефтей и ОВ пород.
В девонских терригенных отложениях Прикамья аммоний находится в основном в пределах 100-150 мг/дм3, но наиболее распространенной концентрацией является 40-50 мг/дм3. Максимальные концентрации его в водах терригенных отложений девона на территории Волго-Уральской нефтегазоносной области достигают 600 мг/дм3 [4], а в воде силурийских отложений Колвинской глубокой скважины (6890-6905 м) - 900 мг/дм3. Во-
донасыщенные породы имели избыточное давление и повышенную насыщенность углеводородными газами, а пластовая температура превышала 100оС, что, возможно, сказалось на обогащении вод аммонием.
При использовании аммония в качестве нефтепоискового критерия необходимо учитывать основные пути обогащения им вод. В качестве гидрогеохимического критерия его можно применять в комплексе с другими показателями, в том числе такими, как содержание йода, газонасыщенность вод и состав водорастворенного газа с учетом содержания
водорастворенного органического вещества и характера метаморфизма его в водовмещающих толщах.
В количественном отношении в ВолгоУральской нефтегазоносной провинции каждый нефтегазоносный район имеет свои максимальные и минимальные концентрации аммония. Необходимо учитывать также условия палеогидрогеологического развития района и возможные гидродинамические изменения в различные палеогидро-геологические эпохи.
Таблица. Опорная гидрогеохимическая информация о содержании аммония и других микрокомпонентов в подземных водах палеозойских отложений
№ п/п Район исследования (площадь) № скв. Интервал опробова- ния Возраст пород М, г/дм3 Содержание, мг/дм3
NH4 I Br HBO2
i Колвинская СГ-і 6890-6905 Sln 2І4 > 900 32 1114 2279
2 Северомыйская і 1667-1714 Vn 236 69 9 730 -
3 Батырбайская 7 2302-2309 Vn 285 107 9 1520 38
4 Киенгопская І 2399-2405 Rif 27І 288 10 610 -
5 Ижевская Іб4 2002-2006 Vn 253 101 9 751 74
б Дуринская 23 2673-2681 D2e 270 132 19 657 бб
7 Куединская І 1981-1983 Dsps 273 127 11 1530 7,0
8 Ножовская б 2164-2171 Dsps 266 82 10 1050 41
9 Оверятская 4 1920-2035 D2e 256 70 10 796 31
i0 Сырьяны І7 1588-1599 D3t 224 86 30 біб 29
ii Юмышская 73 2008-2028 D2tm 24І 400 Іб 1063 165
i2 Дороховская 2 2145-2165 D2tm 270 314 19 753 133
і3 Красновишерская б 2186-2168 D2tm 243 288 21 826 712
і4 Ординская І03 2216-2234 D2tm 245 317 Іб 829 Ібб
і5 Шуртанская 57 2200-2275 D2tm 265 367 15 903 135
Г ежская І5І 2094-2200 C:t 72 94 58 292 104
і7 Дороховская 2 1857-1890 C:t 263 269 15 691 139
і8 Елкинская 40 1698-1704 C:t 260 451 14 981 73
і9 Кизел, шахта скв. 62 ~ 1000 м C:t І24 40 211 409 37
20 Камайская 32 2048-2060 C:t 299 478 17 1029 44
2і Красновишерская б 1912-1925 C:t 268 317 29 948 671
22 Лызовская 52 1380-1432 C:t І95 302 54 818 50
23 Павловская 73 1417-1437 C:t 27І 460 17 783 109
24 Березовка - Лысьва 65-П 2035-2263 C1V 273 761 21 1497 490
25 Боровицкий проф. 9 2100-2162 C1V 256 529 44 1223 90
2б Вс. Вильва 35 1670-1680 C1V 232 60 13 1312 18
27 Дуринская 4 2550-2564 C1V 292 422 34 1805 421
28 Елкинская 40 1667-1687 260 479 12 1058 31
29 Камайская 32 2004-2008 C1V 27І 244 11 1334 Іб
30 Комарихинская 359 2067-2077 C1V 278 460 8 1258 39
3і Павловская 24 1401-1414 C1V 270 329 13 679 70
32 Мишкинская І83 1454-1457 C1V 279 169 13 793 369
33 Чутырская 284 1508-1515 C1V 261 36 9 653 59
34 Красновишерская 9 1667-1746 Cisr І82 363 23 902 887
35 Оверятская 20 1224-1039 Cisr 258 178 14 772 191
Окончание таблицы
№ п/п Район исследования (площадь) № скв. Интервал опробова- ния Геол. возраст М, г/дм3 Содержание, мг/дм3
NH4 I Br HBO2
36 Тиховская 5 с глуб. ^G Cisr 271 241 19 867 216
37 Урминская б 2860-2900 Cisr 270 500 16 1349 335
38 Яборовская 518 1714-1723 Cisr 180 356 23 811 1060
39 Баклановская 93 1728-1730 C2B 271 209 10 1019 154
40 Батырбайская 44 1158-1162 C2B 225 160 13 430 155
41 Белоевская 1 1355-1359 C2B 247 110 15 633 94
42 Бухаровская 133 2770-2886 C2B 249 299 12 991 28
43 Вартзи-Ятчи 4/77 752-1120 C2B 257 100 б 462 129
44 Г айвинская 142 І20І-І2І8 C2B 252 176 13 746 84
45 Г ремихинская 114 ІІІ7-ІІ2 C2B 270 79 10 535 36
46 Дебесская 605 1297-1302 C2B 261 82 8 521 139
47 Дуринская 60 1756-1764 C2B 263 461 33 1371 88
48 Злодаревская 193 ІІ38-ІІ53 C2B 228 88 9 490 103
49 Золотаревская 92 1448-1454 C2B 261 24 11 715 106
50 Игринская 476 1320-1328 C2B 264 208 13 532 59
51 Комарихинская 366 1757-1786 C2B 247 126 б 640 -
52 Красногорская 90 1272-1274 C2B 248 85 11 581 34
53 Лиственская 128 1226-1234 C2B 250 80 12 640 89
54 Очерская 10 1306-1314 C2B 259 160 17 682 126
55 Соколовская 50 1447-1469 C2B 271 36 4 832 50
56 Лызовская 38 ІІ35-ІІ54 C2mv 234 54 17 602 27
57 Касибская 11 1385-1397 C2mv 204 270 20 1004 102
58 Ниримская 84 1488-1405 C2mv 218 114 9 448 145
59 Золотаревская 95 1433-1445 C2mv 269 42 13 ббб 64
60 Соколовская 50 1426-1441 C2mv 254 58 15 960 55
61 Северомыйская 1 119-1125 C2mv 221 19 10 650 45
62 Краснокамская 161 І07І-ІІІ7 C2mv 258 116 15 691 81
63 Красногорская 96 12б2-12бб C2mv 258 102 11 579 74
64 Кезская 378 1316-1332 C2mv 262 85 13 746 49
65 Толошерская 49 893-952 C2mv 180 50 7 969 42
бб Ножовская 38 ІІ82-ІІ84 C2mv 261 112 13 688 58
67 Злодаревская 193 ІІІ8-ІІ20 C2mv 258 42 12 574 87
68 Вавожская 230 самоизл. С3 246 90 9 462 80
69 Бол. Гондырь 5 самоизл. С3 265 274 14 527 440
70 г. Ижевск, сан. “Металлург” 1/73 765-783 С3 263 120 14 598 328
71 Красновишерская 109 1083-1197 С3 164 237 13 466 787
72 Кизнер 1 310-490 С3 222 104 11 331 214
73 Шестаковская, Киров. обл. 36 650-934 С3 224 62 10 501 101
74 Сырьяны 18 605-655 С3 274 87 9 294 131
75 Таманская 5362 435-439 С3 290 464 36 1148 1824
Библиографический список
1. Богомолов В.Г. Гидрогеология ВолгоУральской нефтегазо-носной области./ В.Г. Богомолов и др. М.: Недра. 1967. 422с.
2. Валитов Н.В. К вопросу о происхождении азота в северо-западных районах ВолгоУральского края/ Н.Б. Валитов// Тр. Казан.
Геолог. ин-та. Казань, 1971. Вып. 30. С. 313 - 316.
3. Зайдельсон М.И. Аммоний в пластовых водах, как прямой нефтепоисковый показатель/ М.И. Зайдельсон// Тр. КНИИНП. Куйбышев, 1963. вып. 20.
4. Зайдельсон М.И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской
области/ М.И. Зайдельсон и др. М.: Недра, 1973. 280 с.
5. Зингер А.С. Газогидрохимические кри- те-рии нефтегазоносности локальных структур / А.С. Зингер / Саратов. ун-т. Саратов, 1966. 475 с.
6. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа // А.А. Карцев. М.: Недра, 1969, 270 с.
7. Кротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей / В.А Кротова. М.: Гостоптехиздат, 1957. 127 с.
8. Нефтепоисковые гидрогеологические критерии. Л.: Недра, 1969. 235 с.
9. Норицина Л.Е. Азотные соединения в подземных водах Зауралья/ Л.Е. Норицина// Химический состав и ресурсы подземных вод Предуралья и Зауралья. Свердловск, 1986. С. 101 - 106 .
10. Оборин А.А. Нефтегазопоисковая геомикробиология/ А.А. Оборин, Е.В. Стадник; УРО РАН. Екатеринбург, 1996. 408 с.
11. Пецюха Ю.А. О распределении аминного азота в водах продуктивных и непродуктивных горизонтов Волгоградского Поволжья / Ю.А. Пецюха, Д.Ф. Козлова // Органическое вещество подземных вод в нефтяной геологии/ ВНИИОЭНГ.М., 1967.
12. Тверье Ф.М. Содержание аммония в пластовых водах палеозойских отложений
Пермской области/ Ф.М. Тверье, И.Н. Шестов, Е.Л. Сухаревич// Геология нефти и газа. 1966. № 3.
13. Трубчанинов В.В. Нефтепоисковое значение отдельных компонентов химического состава подземных вод Удмуртской АССР и Кировской области/ В.В. Трубчанинов// Геологическое строение и нефтегазоносность северных и западных районов ВолгоУральской провинции. Пермь. 1991. С. 113 -
120.
14. Шестов И.Н. Нефтепоисковые гидрогеохимические критерии Прикамья/ И.Н. Шестов, Б.А. Бачурин // Тр. ВНИГНИ. М., 1982. Вып. 243. С. 69 - 75.
15. Шестов И.Н. Газогидрогеохимические критерии оценки нефтеносности локальных структур в условиях Прикамья / И.Н. Шестов, Б.А. Бачурин, И.Г. Калачникова, Н.Г. Гецен // Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. М., 1981. С. 123 - 128.
16. Шестов И.Н. Нефтепоисковое значение вертикальной гидрогеохимической зональности для северных районов Урало-Поволжья / И.Н. Шестов, Ю.Б. Баранов, З.А. Шиляева // Геологическое строение и нефте-газоносность северных и западных районов Волго-Уральской провинции. Пермь, 1991. С. 101 - 112.
Features of distribution of ammonium in underground waters of paleozoic depositions of Prikamye
I.N. Shestov, V.M. Shuvalov, I.М. Turina
Perm State University, 614990, Perm, Bukireva, 15. E-mail: igeon@psu.ru
Active participation in formation, preservation and destruction oil and gaseous deposits is accepted with underground waters. They are enriched with chlorine, sulphatic and hi-dro-carbon ions and microcomponents of iodine, bromine, a pine forest, ammonium, ka-lium, magnesium and saturated with gas. The maintenance of ammonium in waters of paleozoic depositions of Prikamye and other oil-and-gas-bearing areas interest many researchers with the purpose of their use as petrosearch hydrogeochemical criterion. These criteria can be used in a complex with other parameters in view of conditions of paleo-hydro-geological development of area and probable hydrodynamical changes during various paleo-hydro-geological epoch.
Рецензент кандидат геол.-мин. наук Г.К. Михайлов
