Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

3

Содержание

Введение

1. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

2. Собственно гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Актуальность выбранной темы обусловлено тем, что двадцатое столетие характеризовалось бурным развитием геохимии нефти и газа. Особенно широко геохимические исследования нефти и газа, рассеянного органического вещества (ОВ) современных и ископаемых осадков нефтегазоносных бассейнов внедрялись в практику нефтегазопоисковых работ, начиная, с сороковых-пятидесятых годов.

Геохимические методы позволяют более достоверно прогнозировать перспективы нефтегазоносности крупных территорий, разработать количественные методы прогноза нефтегазоносности, давать раздельную оценку перспектив нефте- и/или газоносности нефтегазоносных бассейнов. Комплекс геологических и геофизических методов поисков нефти и газа на базе «антиклинальной» теории решает задачу поисков нефтегазоносных структур.

Следует подчеркнуть, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И далеко не все подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны.

Это вынуждает совершенствовать методику, изыскивать более эффективные модификации методов, повышающие результативность поисков. Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Как отметил А.В. Сидоренко «решение проблемы прямых поисков полезных ископаемых через толщи перекрывающих пород равносильно технической революции в геологоразведочном деле».

Цель нашего исследования – изучение гидрогеохимических показателей нефтегазоносности.

При написании работы были использованы методы: литературный обзор, метод анализа, синтеза, сопоставления, метод сравнения.

1. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

В 30-е годы в целях улучшения прогнозов нефтегазоносности были выделены гидрохимические, газовые и микробиологические критерии региональной и локальной оценки перспективности территорий на нефть и газ [4, с. 85].

В 1946 г. основоположник нефтяной гидрогеологии В. А. Сулин гидрохимические и газовые показатели разделил на три группы — прямые, косвенные и косвенные несамостоятельного значения.

В первую группу вошли нафтеновые кислоты, йод и тяжелые углеводороды; во вторую— хлор-кальциевый и гидрокарбонатно-натриевый (щелочной) типы вод и бессульфатность; в третью — повышенное содержание Br, В, Ba, Sr, Ra.

В 50-е годы А. А. Карцев уточнил и расширил первые две группы показателей: в первую группу он включил метан, тяжелые углеводороды, битум, нафтеновые кислоты, а во- вторую— бессульфатность, I1 Br, NH4+, H2S, CO2, N (биогенный), U, Ra, Cl-Ca и HCO3-Na типы вод (по А. В. Сулину) и угле-водородокислящие бактерии. В 1967 г. М. Е. Альтовский гидрогеохимические показатели разделил на химико-неорганические и химико-органические.

Таким образом, в настоящее время из гидрогеохимических показателей для использования в качестве критериев нефтегазоносности общепризнаны газовые показатели (состав и упругость растворенных газов), химико-органические (содержание и состав растворенных органических веществ), химико-неорганические (содержание макро- и микрокомпонентов) и микробиологические (количественный и качественный состав микрофлоры).

Научно-методической основой использования гидрогеохимических показателей нефтегазоносности является тесная связь формирования геохимического облика подземных вод с общим процессом образования горных пород, с процессом образования и миграции углеводородов и формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа.
Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности обычно подразделяются на региональные и локальные. Первые характеризуют общие перспективы нефтегазоносности крупных территорий, а вторые дают возможность оценивать продуктивность отдельных локальных структур, включая состав залежи (нефть, газ, конденсат) [8, с. 56].

2. Собственно гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

Коротко рассмотрим отдельные группы гидрогеохимических показателей нефтегазоносности.

Состав и упругость растворенных газов. В настоящее время выяснено, что фазовое равновесие в системе «растворенный газ ± газовая залежь» не является общим случаем, так как для большинства нефтегазоносных бассейнов установлено существование залежей углеводородов в условиях нарушенного фазового равновесия, когда подземные воды недонасыщеня углеводородными газами [8, с. 97].

Поэтому при региональной оценке нефтегазоносности учитывают длительность, направленность (стадийность) в развитии нефтегазоносных -бассейнов.

Так, молодые отложения, в которых продолжаются процессы газообразования, характеризуются большей газонасыщенностью подземных вод по сравнению с древними породами. Однако в них, даже при предельной газонасыщенности вод, промышленные скопления углеводородных газов могут отсутствовать, так как процессы перераспределения углеводородов между водами и ловушками находятся еще в начальной стадии, (бассейны Канто и Ниигата в Японии).

В то же время, при низких содержаниях растворенных углеводородных газов в древних (палеозойских и допалеозойских); отложениях последние могут быть перспективны на нефть.

Таким образом, уверенную оценку перспектив нефтегазоносности по растворенным газам можно давать при условии установления характера фазового равновесия между уже известными газовыми залежами и растворенными газами подземных вод, контактирующих с этими залежами. При этом следует учитывать также геологическое развитие района [12, с. 34].

При оценке перспектив локальных структур, зная стадию геохимического развития бассейна (молодость, зрелость, старость) можно прогнозировать наличие и характер залежей. В тех- случаях, когда давление в залежи превышает давление насыщения растворенных газов, показателем продуктивности структуры является увеличение упругости и изменение состава растворенных газов по мере приближения к разведуемой залежи. Что касается состава газов, то, по мнению В. Н. Корценштейна, еще не было случая, чтобы в сильноминерализованных пластовых водах, контактирующих с залежами углеводородов или даже на значительном удалении от них (5-^-10 км), среди растворенных газов не преобладали бы углеводороды. Характер залежи (газ, нефть) определяется по содержанию ТУ —при увеличении их содержания до 8% следует ожидать нефтяную залежь (таблица 1) [6, с. 48].

Таблица 1

Ресурсы растворенных газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов

Продолжение таблицы 1

* Рассчитано только для продуктивной толщи.

При заметных скоростях движения подземных вод наблюдаются смещения ореола залежи в направлении движения вод (лобовой и тыловой эффекты).

Среди газовых показателей в настоящее время в подземных водах изучают общую газонасыщенность подземных вод, упру
гость водорастворенных газов и их содержание (абсолютное и относительное) [4, с. 87]

Под общей газонасыщенностью подземных вод понимается количество растворенного газа в единице объема воды. Определяется при отборе проб воды специальными глубинными пробоотборниками при последующей дегазации в поверхностных условиях. Газонасыщенность вод изменяется от п до п-103 см3/л. В зоне нефтегазоносности газонасыщенность подземных вод возрастает в несколько десятков раз по отношению к фону [2, с. 74].

Для примера приведем данные газонасыщенности подземных вод ряда нефтегазоносных бассейнов, см3/л; Волго-Ураль-ский 100—1300, Западно-Сибирский 2000—3000, Средне-Каспийский 4000—6500, Предкавказский до 9000. Газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов обычно растет с глубиной. Особенно высокая газонасыщенность вод наблюдается в зонах аномально высоких пластовых давлений (АВПД) — до 100 м3/м3 и более.

Общее количество водорастворенных газов в осадочной оболочке Земли очень велико и оценивается цифрой от п-1010 до 1,5•1O17 м3. Только в подземных водах нефтегазоносных бассейнов растворено более 4000 трлн м3 углеводородных газов (таблица 2) [8, с. 26].

Таблица 2

Плотность запасов водорастворенного газа некоторых нефтегазоносных бассейнов