ОРГАНИЧЕСКИЕ ВЕЩЕСТВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД КАК НЕФТЕПОИСКОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

(краткий обзор литературы)

В. М. ШВЕЦ

В сб. «Органические вещества и микрофлора подземных вод и их нефтепоисковое значение. М., 1970.  Тр. ВСЕГИНГЕО. Тематический сборник. Выпуск 26. С. 6-29.

В последние 20-30 лет нефтегазопоисковая гидрогеология получила большое развитие, она, по существу, превратилась в самостоя­тельную ветвь гидрогеологии, основанную на общих гидрогеологических, гидродинамических, гидрогеохимических (включая газовые) и микробиологических данных. Эти данные в комплексе с геологически­ми и геофизическими данными используются как при оценке нефтегазоносности крупных территорий, так и при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений.

Не останавливаясь на истории развития нефтегазопоисковой гид­рогеологии, которая подробно изложена В.А. Кротовой (I960), отме­тим лишь главные положения, разработанные Н.К. Игнатовичем и В.А. Сулиным, которые в основном положили начало применению гидрогеоло­гии в нефтегазопоисковых целях.

Н.К. Игнатович (1945, 1948) впервые наиболее детально рассмотрел  вопрос оценки нефтегазоносности крупных территорий. Он под­черкивал необходимость регионального подхода к оценке условий неф­теносности по данным гидрогеологии. Определенная гидрогеологическая (гидродинамическая) обстановка, по Н.К. Игнатовичу, благо­приятствует формированию и сохранению нефтяных залежей. Распреде­ление различных типов подземных вод, направление и скорость их движения, интенсивность водообмена - это те основные факторы, выяв­ление которых, как считал Н.К. Игнатович, необходимо при оценке нефтегазоносности крупных территорий.

В.А. Сулиным (1946, 1948) были выделены прямые и косвенные гидрохимические показатели. К прямым показателям он относил нафте­новые кислоты и йод, а к косвенным - типы вод (хлоридная группа), их химический состав (хлориды щелочных земель, бессульфатность и др.), содержание в водах ряда микрокомпонентов (брома, бария, стронция, фтора, радия и др.). Положения В.А. Сулина имели большое значение для нефтепоисковой гидрогеологии, и поэтому геологи-нефтяники стали в широких масштабах определять содержание нафтеновых кислот в водах буровых скважин,  а также определять общий химиче­ский состав вод и классифицировать их по В.А. Сулину.

Изучение химического состава вод нефтяных месторождений нача­лось еще в конце прошлого столетия. А.Д. Потылицын (1882, 1883),  например, установил, что бессульфатность является характерной осо­бенностью вод, связанных с нефтью. Им же были определены в водах из нефтяных скважин органические кислоты,  нахождение которых в воде он объяснял окислением нефти под влиянием сернокислых солей и дру­гих кислородных соединений воды.

В начале XX в. К.В. Харичков (1913) и другие исследователи в водах нефтяных месторождений начали изучать "нефтяные" (нафтеновые) кислоты. Н.И.Буторин и З.П.Букс  (1935) установили зависи­мость содержания нафтеновых кислот от качества нефти: максимальное количество кислот (5 г/л) было обнаружено в воде скважин, дающих беспарафиновую нефть, а минимальное (100-200 мг/л) - в воде скважин, дающих парафинистую нефть.

В.И.Вернадский (1986) отмечал специфичность вод нефтяных месторождений в связи с присутствием в их составе органических веществ и газов, которые образуются, по его мнению, вследствие взаимодействия нефтей и вод. "В этих водах, - писал В.И. Вернадский, - распространены органические кислоты, к сожалению, не изу­ченные даже химически в достаточной степени. По-видимому, часть этих кислот принадлежит к ряду жирных кислот, но часть является своеобразными стойкими соединениями, может быть, связанными с нафтенами и теми своеобразными циклическими углеводородами, которые характерны для некоторых нефтей".

Было выяснено, что жесткие хлор-кальциевые воды понижают растворимость нефтяных компонентов в воде, а мягкие гидрокарбонатно-натриевые, наоборот, увеличивают ее (Сулин, 1946, 1948). Было также установлено, что с удалением от нефтяной залежи содержание органических (нафтеновых) кислот в воде уменьшается (Малышек, 1940).

Таким образом, в то время считалось, что нафтеновые кислоты действительно являются прямым показателем нефтеносности. Однако проведенное позднее изучение нафтеновых кислот в водах нефтеносных районов и в водах, не связанных с нефтяными залежами, показало, что и в этих водах нафтеновые кислоты имеют широкое распростране­ние, Так, в результате исследований, проведенных во ВСЕГИГЕО, (Швец, 1959, 1961; Альтовский и др., 1962), они были обнаружены во всех 25 изученных  пробах грунтовах вод севера Европейской час­ти СССР, в грунтовых водах горных районов Северо-Восточного Кав­каза, Копет-Дага, Малого и Большого Балханов - в половине всех про­анализированных проб в количестве до 5 мг/л (данные турбидиметрического метода), а в восточной Грузии - во всех проанализированных пробах грунтовых вод в количестве от 180 до 640 мг/л (данные объем­ного метода). По данным Е.А. Барс, в поверхностных и грунтовых во­дах определены вещества, аналитически почти не отличимые от нафте­новых кислот (Карцев и др., 1954; Барс и Фихман, 1958), Все это свидетельствует о том,  что нафтеновые кислоты, определяемые по общепринятый методам, распространены в подземных водах более широ­ко, чем это считали ранее.

В 1958 г. состоялось совещание по геохимическим методам поис­ков нефтяных и газовых месторождений (см. "Геохимические методы поисков...", 1959), на котором большое место заняло обсуждение гидрогеологических и гидрогеохимических методов поисков (доклады А.И. Силина-Бекчурина, М.С. Гуревича, М.Е. Альтовского, В.А. Кро­товой, Е.А. Барс, М.А. Гатальского и др.). Остановимся на рассмот­рении докладов Е.А. Барс и М.Е. Альтовского, в которых впервые в широком плане были поставлены вопросы использования воднорастворенных органических веществ в качестве нефтегазопоисковых показателей.

Е.А. Барс отмечает, что в связи с условностью и неоднозначно­стью таких гидрохимических показателей, как сульфатность и содержа­ние микрокомпонентов, и в связи с тем, что многие показатели являют­ся косвенными (тип вод, минерализация, отношение гелия к аргону, повышенное содержание метана, отсутствие кислорода), характерными для различных гидрогеологических бассейнов вне зависимости от их нефтеносности, исследователи пытались найти новые, более надежные и прямые показатели нефтегазоносности. Среди них в первую очередь можно назвать газогидрогеохимические показатели, разработанные груп­пой сотрудников ВСЕГЕИ (М.С. Гуревич и др.). Однако Е.А.Барс счи­тает, что "пока еще данных, позволяющих судить об этом показателе недостаточно и они противоречивы" [1]

Большое место в докладе Е.А. Барс уделено изложению имеющихся в то время материалов по воднорастворенному органическому веще­ству и его использованию в качестве нефтепоискового показателя. Совершенно справедливо, по нашему мнению, Е.А. Барс подвергает сомнению те данные по нафтеновым кислотам, которые были получены за многие годы исследований. "Определявшиеся до сих пор нафтено­вые кислоты, - пишет Е.А. Барс, - как оказалось в действительнос­ти, представляют собой смесь различных органических кислот, в том числе, например, гуминовых, которые, так же, как и нафтеновые кис­лоты, количественно извлекаются  петролейным эфиром из кислой сре­ды. Поэтому приводимые данные по нафтеновым кислотам часто оказы­ваются завышенными и требует пересмотра".

Е.А. Барс обращает внимание на возможность использования в качестве нефтепоисковых показателей фенолов, что доказано данными Е.А. Барс и Т.И. Александровой (I960) по водам Краснодарского края.

В институте геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) изучение воднорастворенного органического вещества ведется с 1956г. с целью выявления прямых показателей нефтеносности. Выделение орга­нического вещества из вод производится путем его экстракции хлоро­формом при разном рН. В экстрактах определяются органический угле­род (Сорг), органический азот (Nорг.), перманганатная (О2перм.) и йодатная (О2йод) окисляемости. Используются коэффициенты:  Сорг2перм, Сорг: О2йод, О2йод2перм и др., которые косвенно могут характеризовать изменения качественного состава органического вещества.

По принятой методике были изучены воды из районов Башкирии, Ухты, Средней Азии, Кубанской нефтеносной области и др. В результате были выявлены показатели, характерные для вод, связанных с нефтью - это повышенное (относительно фона) содержание Сорг и Nорг, возрастающее по мере приближения к залежи; высокие значе­ния Сорг:Nорг (обычно десятки единиц) и йодатной окисляемости (десятки - сотни), пониженные значения отношения Сорг2 йод (0,20 и менее), часто довольно высокое отношение О2 йод:2 перм (8-25).

В водах газовых залежей установлено более высокое по сравнении с водами нефтяных месторождений содержание Сорг и Nорг, а также значительно более низкая величина Сорг2 йод, и повышенная вели­чина Сорг2 перм, что указывает на бoльшую устойчивость к окислению органического вещества вод газовых месторождений.

Е.А. Барс отмечает, что "полученные результаты являются лишь самыми первыми обобщениями сравнительно небольшого еще фактическо­го материала. Они заставляют, однако, признать важность и необхо­димость углубленного изучения воднорастворенного органического вещества",

Во ВСЕГИНГЕО изучение органического вещества было начато в 1954 г. На совещании по геохимическим методам поисков нефтяных и газовых месторождений руководитель этих работ М.Е. Альтовский вы­ступил с докладом: "Органическое вещество и микрофлора подземных вод и их значение для оценки нефтегазоносности», в котором сообщил о результатах работ на основании более 300 проанализированных проб воды, отобранных в различных нефтегазоносных и ненефтегазоносных районах. Полученные данные позволили М.Е. Альтовскому высказать некоторые соображения о применении органических веществ и микро­флоры подземных вод для оценки нефтегазоносности территорий.

Для разработки показателей нефтегазоносности М.Е.Альтовский считает целесообразным различать: а) условия и показатели, благо­приятные для образования рассеянных компонентов природной нефти; б) показатели для поисковых работ и в) показатели для корректиров­ки разведочного бурения, т.е. для обнаружения самих нефтяных и га­зовых залежей. В первом случае из органических веществ, газов и микрофлоры рекомендуется в качестве показателей применять следующие: содержание Сорг, превышающие 3-4 мг/л; содержание высших угле­водородных газов, нафтеновых кислот, жидких углеводородов, аминокислот и смолообразующих веществ; превышение интенсивности развития метанообразующих бактерий над метанокисляющими; наличие бактерий, окисляющих водород. Для поисковых работ может быть использовано наличие аминокислот, углеводородов и смолообразующих веществ в водах областей питания каких-либо водоносных горизонтов, которые в этом случае и являются перспективными на нефть и газ. Газовые и нефтяные залежи могут быть встречены в направлении увеличения концентрации углеводородных газов, Сорг и нафтеновых кислот; благоприятным при поисковых работах в этом случае может считаться развитие в водах бактерий, окисляющих нафталин.

В более поздней своей работе М.Е. Альтовский (I960) уточняет и расширяет круг показателей нефтегазоносности, основанных на дан­ных об органических веществах и микрофлоре подземных вод, и пред­лагает применять их в комплексе с другими показателями; к таким показателям,  названным Альтовским химико-органическими, относятся:

1. Показатели, благоприятные для образования рассеянных компонентов нефти, которые можно применять для оценки нефтегазоносности крупных территорий (такими показателями являются содержание  масел, смол и асфальтенов и наличие бактерий, окисляющих ксилол, толуол и нафталин).

2. Показатели, благоприятные для постановки поисковых работ; к  ним относится обнаружение в водах областей питания и прилегающих к ним зон низших компонентов рассеянной нефти, указывающее на то, что именно  в данных водоносных слоях могут быть скопления нефти и газа вниз по потоку вод. Из микроорганизмов показательными являют­ся бактерии, окисляющие ксилол, толуол и нафталин.

3. Показатели, которые можно использовать для корректировки разведочных работ; к ним относится исчезновение в подземных водах, непосредственно прилегающих к нефтяной залежи, компонентов рассеянной нефти и, прежде всего, масел, смол и асфальтенов[2], а также рез­кое увеличение в подземных водах по направлению к нефтяной залежи концентрации углеводородных газов, нафтеновых кислот и органиче­ского углерода.

Отметим одно принципиально важное высказывание М.Е. Альтовского, касающееся основ гидрогеохимических методов. Признавая важность работ сотрудников ВСЕГЕИ (М.C. Гуревич и др.) по изучению газового состава подземных вод как показателя нефтегазоносности, М.Е. Альтовский считает необоснованными их взгляды на распростра­нение в подземных водах тяжелых углеводородных газов, метана, био­генного азота, нафтеновых кислот, аммиака, йода, обусловленное лишь ореолами рассеяния, идущими от нефтяных залежей. Согласно предложенной М.Е. Альтовским гипотезе образования нефти и формиро­вания ее залежей, все рассеянные компоненты нефти имеются в глубо­ких водах почти повсеместно, а концентрируются в нефтяных ловушках, попадая в них путем миграции из областей питания подземных вод (Альтовский и др., 1958, 1962).

Несомненный интерес для рассматриваемого вопроса представляют материалы научно-координационного совещания научно-исследователь­ских институтов Министерства геологии СССР по вопросу о гидрогео­логических и гидрохимических показателях нефтегазоносности. Это совещание проходило в Москве в марте I960 г. (см. Гидрогеодинамические и гидрохимические показатели нефтегазоносности", 1962). Большое внимание на этом совещании было уделено вопросу использования воднорастворенного органического вещества в качестве нефтегазопоискового показателя. На совещании с основными докладами от институ­тов выступили  М.Е. Альтовский (ВСЕГИНГЕО), М.A. Гатальский (ВНИГРИ), М.С. Гуревич (ВСЕГЕИ) и И.Б. Фейгельсон (ВНИГНИ). Коротко остано­вимся на основных положениях этих докладов и точках зрения их авто­ров на значение органических веществ как показателей нефтегазоносности.

М.Е. Альтовский, отмечая, что "многочисленные попытки найти прямые гидрохимические показатели нефтеносности, основанные на ми­неральном составе подземных вод, оказались несостоятельными", счи­тает возможным и необходимым выявлять их "только при изучении органических веществ, мигрирующих в стратисфере вместе с подземными водами". В основу гидрохимических показателей нефтегазоносности, по его мнению, в первую очередь должны быть положены данные о маслах, смолах, асфальтенах и углеводородных газах. М.Е.Альтовский считает полезным различать гидрогеологические (распределение напоров, направление и скорость движения подземных вод и др.) и гидрохимические (вещественный состав подземных вод) показатели нефтегазоносности. В свою очередь, эти показатели разделяются на основные и дополнительные, а по целевому назначению - на признаки, ко­торые можно использовать для оценки нефтегазоносности крупных тер­риторий, для поисковых и разведочных работ. Перечень этих показа­телей приводился выше.

М.А. Гатальский основное внимание уделяет гидрогеологическому методу поисков нефтяных и газовых залежей. Он считает, что "харак­тер гидрохимических и газовых показателей всецело зависит от гид­рогеологической обстановки изучаемого района. При этом динамика и режим подземных вод являются основным фактором, определяющим эти показатели». И далее "гидрогеологический метод в широком смысле этого слова включает в себя изучение солевого, газового и микро­биологического состава подземных вод".

Относительно прямых гидрохимических показателей В.А. Сулина (нафтеновых кислот и йода) М.А. Гатальский отзывается весьма кри­тически. То обстоятельство, что нафтеновые кислоты обнаруживаются в значительных количествах лишь там, где распространены воды гидрокарбонатно-натриевого состава и нафтеновые нефти, и содержание их в водах очень мало при хлоркальциевом типе вод и метановых нефтях, "в большой степени снижает их значение как показателей нефте­носности". Многочисленные данные о широком распространении йода в подземных водах свидетельствуют о том, что он уже не может служить прямым показателем нефтеносности.

Мнение М.А. Гатальского о значении органических веществ как показателей нефтегазоносности в общем виде высказано им следующим образом: "Пришло время уже серьезно заняться изучением органиче­ских кислот и в целом всего воднорастворенного органического веще­ства в подземных водах, содержание которых может обусловливаться наличием залежей различных типов нефтей, а может быть и их образо­ванием и миграцией по коллекторам". Более конкретно по этому вопро­су М.А. Гатальский говорит в своем заключительном слове на совещании. Он считает, что "мы в настоящее время находимся только на стадии накопления материалов» и что "сейчас еще рано делать выводы - этот вопрос требует своего развития".

Гидрогеологические показатели нефтегазоносности М.А. Гатальский подразделяет на прямые и косвенные. В свою очередь прямые де­лятся на нефтяные, газовые, гидрохимические и общие, а косвенные - на газовые, гидрохимические, микробиологические и общие. Среди прямых гидрогеологических показателей  им называются только нафтеновые кислоты, причем с оговоркой, что отсутствие их не должно рассмат­риваться как отрицательный показатель нефтегазоносности.

М.C. Гуревич также разделяет гидрогеологические и гидрогеохимические показатели нефтегазоносности на прямые и косвенные. Среди них выделяются три группы показателей: состав подземных вод, гидрогеологические и палеогидрогеологические условия территории. Группа показателей состава подземных вод подразделяется на три подгруппы - газовый состав воды, солевой и бактериальный. В под­группу солевого состава из прямых показателей входят органические вещества нефтяного ряда (нафтеновые кислоты, фенолы, смолистые углеводородные вещества). Микробиологические прямые показатели остаются невыясненными.

Нам кажется более правильным в классификации показателей нефтегазоносности М.С. Гуревича показатели состава подземных вод раз­делить не на три, а не четыре группы, разделив солевой состав на минеральный и органический, так как под солевым составом принято понимать только неорганические вещества (минеральные соли). Однако М.C. Гуревич относит к нему и фенолы, и смолистые вещества, с чем нельзя согласиться.

М.С. Гуревич считает, что применение воднорастворенного орга­нического вещества как нефтепоискового показателя ограничивается из-за недостаточной изученности его поведения в подземных водах. Он не согласен с М.Е. Алътовским, что происхождение органического вещества (т.е. источник его поступления в подземные воды) не имеет значения в данном вопросе. По этому поводу он пишет; "Происхожде­ние органического вещества в подземных водах определяет, по сути дела, его поисковую значимость и было бы неправильно ставить знак равенства между углеводородами кристаллических, осадочных пород и органикой, поступающей с поверхности".

И.Б. Фейгельсон стоит на позиции комплексного использования гидрогеологических и гидрогеохимических нефтепоисковых признаков, причем считает, что в первую очередь необходимо решать гидрогео­логические проблемы, так как именно они определяют условия форми­рования, сохранения или разрушения нефтяных и газовых залежей. Гидрогеохимические показатели И.Б.Фейгельсон также разделяет на прямые и косвенные. К прямым показателям относятся: присутствие в водах различных органических кислот, наличие растворенных углеводородов и степень их упругости. В косвенные показатели входят: тип вод – хлор-кальциевые), содержание йода, радия, брома, бессульфатность вод, содержание редких газов (аргона и гелия), окислительно-восстановительные  условия. В комплексе с гидрогеологическими и гидрогеохимическими показателями И.Б. Фейгельсон предлагает обязательно учитывать и микробиологические показатели. Остановимся еще на двух сообщениях, сделанных на координационном совещании.

Н.Т. Шабарова (ВНИГНИ) сообщила о содержании органических кислот подземных водах ряда нефтяных месторождении и разведочных площадей. Исследования органических веществ во ВНИГНИ ведутся с 1956 г. Эти исследования показали, что основная масса органического вещества в подземных водах представлена солями органических кислот, летучих с водяным паром. Содержание их в водах некоторых неф­тяных месторождений следующее:

Хадыженское месторождение 166 – 1468 мг/л
Биби-Эйбат 123  –  449 мг/л
Кум-Даг 191 – 1784 мг/л
Небит-Даг 211  –  995 мг/л

В то же время в поверхностной воде, взятой из древнего русла р.Узбой в Зап.Туркмении, также определено значительное содержание органических кислот, летучих с водяным паром (464 мг/л). Средний молекулярный вес этих кислот в целом по всем водам изменяется от 46 до 314.

Полученные данные по органическим кислотам Н.Т. Шабарова рас­ценивает как недостаточные для суждения о их применимости в нефтепоисковых целях. По ее мнению, необходимо получать новые данные, особенно важно сопоставить результаты исследования подземных вод нефтяных месторождений и ненефтеносных площадей, кроме того, желательно выяснить влияние нефтяной залежи на содержание в воде органических кислот[3].

Т.И. Александрова (ИГиРГИ) сделала сообщение о значении фе­нолов как показателей нефтеносности. Фенолы определялись ею в подземных водах нефтяных месторождений, источников и грязевых вулка­нов Тамани и Кубани. Было обнаружено, что в водах нефтяных место­рождений их значительно больше (до 11-I4 мг/л) по сравнению с во­дами источников (доли миллиграммов на литр) и грязевых вулканов (до 0,2 мг/л). При этом фенолы накапливаются в водах, связанных с залежами легкой нефти (уд.вес менее 0,9), и являются для подобных условий поисковыми показателями. Выяснено также, что с ростом би­карбонатов натрия в водах, наблюдается и увеличение фенолов.

В решении координационного совещания отмечается, что гидро­химические показатели нефтeraзоносности должны включать данные по солевому составу вод, составу органических веществ, микроэлементов, газовому и бактериальному составу. Все эти данные должны рассмат­риваться на основе широкого изучения общих гидрогеологических и палеогидрогеологических условий изучаемых территорий.

В 1961 г. коллективом авторов различных научно-исследователь­ских организаций было опубликовано "Методическое руководство по гидрогеологическим, гидрохимическим и микробиологическим исследова­ниям для оценки перспектив нефтегазоносности недр". В этом руковод­стве большой раздел посвящен изучению воднорастворенных органиче­ских веществ, в частности изложению всех известных и применяющихся в настоящее время методик их определения. В методическом руковод­стве изучение органического вещества рекомендуется проводить в во­дах областей питания, транзита, зон разгрузок, на различных рас­стояниях от нефтяных и газовых залежей и на различных участках (блоках) нефтегазоносных структур.

Следует отметить, что методика исследований органического ве­щества, предложенная институтом ИГиРГИ, существенно отличается от методики, применяемой во ВСЕГИНГЕО. Методика ИГиРГИ заключается в выделении органического вещества из вод путем последовательной экстракции хлороформом из сред с разным рН (от 3 до 10), соединения всех экстрактов, удаления хлороформа и определения в экстрактах, растворенных в слегка подкисленной и подщелоченной горячей дистиллированной воде следующих компонентов: Сорг (по методу Л.П. Крыловой), Nорг [4] (по Кьельдалю), а также перманганатной окисляемости (по Кубелю) и йодатной окисляемости (модификация метода Штребингера).

По указанной методике органическое вещество изучалось в во­дах Куйбышевской,  Оренбургской, Волгоградской, Саратовской облас­тей и в водах Западно-Сибирской низменности (Барс и др., 1962; Барс, Коган, 1965). В результате этих исследований были выяснены некоторые зависимости между составом воднорастворенного органиче­ского вещества и другими компонентами состава вод, газов и нефтей, а по Западно-Сибирской низменности дана оценка перспектив нефтегазоносности по данным органического вещества.

Органическое вещество нефтяного происхождения, по данным Е.А.Барс, характеризуется высокой йодатной окисляемостью (т.е. яв­ляется трудноокисляющимся) и повышенным содержанием фенолов. Это вещество накапливается по направлению движения вод - в этом же на­правлении следует ожидать улучшения перспектив нефтегазоносности (что впоследствии и подтвердилось). В частности, наиболее насыщен­ными органическим веществом оказались воды нижней и средней юры. В южных частях Западно-Сибирской низменности фоновые содержания Сорг в этих водах равны 1,42 мг/л, а предельные значения колеблются от 0,74 до 2,64 мг/л. Содержание Nорг изменяется от 0 до 0,416 мг/л. К северу среднее содержание Сорг и Nорг (по площадям) увеличивается следующим образом: Сорг 1,6-1,1-2,9-4,9-27,3 мг/л, Nорг 0,12 – 0,14 – 0,25 – 0,82 мг/л. Увеличивается также величина окисляемости: О2перм 1,9-3,0-5,6-27,4; О2йод  8,0-7,4-17,4-64,6. Содержание фенолов увеличивается от 2 до 25 мг/л.

Основные итоги работ ИГиРГИ изложены в статье Е.А.Барс (1963), которая считает, что комплекс предлагаемых ею показателей качественной характеристики органического вещества достаточно надежен, чтобы его можно было использовать в практике поисковых работ на нефть и газ.

Однако следует полагать более правильным использовать в нефтепоисковых целях не только данные по характеристике экстрактов подземных вод, но и результаты анализов самой природной воды, т.е. данные по характеристике всего органического вещества, а не только одной его части, извлекаемой из воды хлороформом (Швец, 1964).

Начиная с 1958 г., изучение органического вещества, проводи­мое во ВСЕГИНГЕО, также получило нефтепоисковую направленность. Основными показателями нефтегазоносности по органическому составу вод приняты: общее количество органических веществ (Сорг) и нали­чие в подземных водах углеводородов типа масел и нефтяных углеводо­родов фракции масел и выше (Альтовекий и др., 1962). «Все остальные сведения по органическому составу подземных вод, - пишет М.Е. Аль­товский, - в настоящее время не могут быть использованы как пока­затели нефтегазоносности или в силу недостаточности, или в силу их широкой распространенности».

По данным исследований, проведенных в 1958-1959 гг. в Западной Туркмении и Восточной Грузин, М.Е. Альтовским сделана предваритель­ная оценка нефтегазоносности этих территорий. Естественно, что эта оценка не имеет самостоятельного значения и может учитываться только при комплексной оценке нефтегазоносности по геологическим, гидрогеологическим и геохимическим данным. Подобную оценку терри­тории Северной Болгарии сделал Р.И. Иовчев (1962), территории Западной Туркмении - А. Курбанмурадов (1963).

Р.И. Иовчев принял за показатель нефтеносности содержание Сорг более 2-4 мг/л при одновременном относительно низком (по срав­нению с газовыми месторождениями) содержании –Nорг. Показателем газоносности он считает содержание Nорг более 0,7-1,0 мг/л при одновременном  высоком содержании Сорг.

А.Курбанмурадов благоприятными показателями для Юго-Западной Туркмении называет содержание Сорг. в водах свыше 10-15 мг/л, содер­жание нафтеновых кислот свыше 50-100 мг/л и наличие нефтяных угле­водородов и смол.

В 1963 г. был опубликован учебник по гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений, составленный А.А. Карцевым, в котором боль­шое место отводится нефтегазопоисковой гидрогеологии. В разработанной А.А. Карцевым классификации различаются следующие показатели по их назначению: показатели наличия залежей газа, наличия нефти и газа; условий формирования скоплений нефти и газа; условий сохра­нения залежей нефти и (отдельно) газа; наличия ловушек. Для выде­ления показателей им используются данные по газовому и ионно-солевому составу вод, гидродинамике, геотермии и общим гидрогеологическим и палеогидрогеологическим условиям. Органические вещества (фенолы и нафтенаты, причем под вопросом) и высокая их окисляемость являются, по А.А. Карцеву, показателями наличия нефти.

В предлагаемой классификации А.А. Карцев отказывается от по­ложений, лежащих в основе более ранней (1954 г.) классификации, в которой показатели делились на прямые и косвенные, достоверные и предположительные. "Сейчас следует признать, - пишет он, - что такие группировки и деления излишни и необоснованны. Все показа­тели являются лишь предположительными". Нефтепоисковое значение нафтеновых кислот А.А. Карцев подвергает сомнению главным образом по аналитическим причинам. Относительно фенолов он считает, что их значение "заслуживает дальнейшего тщательного изучения".

Относительно нефтепоискового значения нафтеновых кислот у разных исследователей существуют различные мнения. В результате исследований, выполненных во ВСЕГИНГЕО, установлено, что нафтено­вые кислоты, определенные турбидиметричееким методом, содержатся в водах, не имеющих никакого отношения к залежам нефти (Швец,1961). С учетом этих положений было решено в институте ВСЕГИНГЕО провести научно-методическую работу но оценке методов определения нафте­новых кислот. Эта работа была выполнена М.Я. Дудовой (1964).

Выводы М.Я. Дудовой сводятся к следующему.

1. Имеющиеся методы определения нафтеновых кислот - объемный, весовой, турбидимвтрический, люминесцентный - не являются методами раздельного, идентифицированного определения их из общей суммы кис­лых органических компонентов,

2. Объемным методом фактически определяется вся сумма кислых органических компонентов подземных вод, извлекаемых петролейным эфиром, даже в том случае, когда нафтеновые кислоты отсутствуют.

3. Турбидиметрическим методом определяется, наряду с нафтено­выми, ряд высокомолекулярных жирных кислот (стеариновая, пальмити­новая, олеиновая), а также кислые продукты гумуса.

4. Люминесцентный метод также не позволяет определять нафте­новые кислоты отдельно от других высокомолекулярных кислот жирно­го ряда.

5. Сопоставление результатов определений, полученных объемным и весовым методом, может представлять интерес для расчета сред­него молекулярного веса кислых органических веществ, присутствую­щих в подземных водах.

Таким образом, применяемыми в настоящее время методами опре­деляются не только нафтеновые кислоты, но и другие органические вещества, извлекаемые из кислой среды петролейным эфиром[5]. Очевидно, более правильным было бы говорить об определении указан­ными методами не нафтеновых[6], а карбоновых кислот.

На основе накопившегося во ВСЕГИНГЕО за много лет фактическо­го материала по органическим веществам подземных вод различных районов СССР М.Е. Альтовским (1967) была подготовлена и опублико­вана обобщающая работа по использованию органических веществ для оценки нефтегазоносности территории. Эта работа, с одной стороны, повышает интерес исследователей к органическим веществам подземных ход, а с другой - увеличивает значение гидрогеологических показате­лей нефтегазоносности и способствует расширению их применения в поисково-разведочных работах на нефть и газ.

В декабре 1965 г. ИГиГРИ и ВСЕГИНГЕО организовали и провели научно-техническую конференцию-семинар, посвящённую органическому веществу пластовых вод нефтегазоносных областей и значению его для целей нефтяной геологии. На этой конференции впервые обстоятельно были рассмотрены итоги научно-исследовательских работ в области изучения воднорастворенного органического вещества и разработана рекомендация для дальнейших исследований. В работе конференции приняли участие представители многих производственных и научно-иссле­довательских организаций.

В рекомендациях (решении) конференции было отмечено, что изу­чение органического вещества в подземных водах за последнее время получило широкое распространение. По ряду нефтегазоносных областей была показана принципиальная возможность использования органи­ческих веществ, как показателя наличия нефти, газа и газоконденсата при оценке перспектив нефтегазоносносги как региона в целом, так и локальных структур. В качестве наиболее эффективных показа­телей для некоторых районов определились: соотношения органического углерода нелетучих и летучих соединений, фенолы, бензол, азотис­тые компоненты и их соотношения, суммарный битум и его состав.

Было рекомендовано осуществлять развитие научно-исследователь­ских и производственных работ в следующих направлениях:

а) систематическое детальное изучение содержания и состава органических веществ подземных вод;

б} установление региональных закономерностей распределения органических веществ подземных вод, их взаимосвязи с битуминозностью пород, составом вод, газов и нефтей, микробиоценозом подзем­ных вод в различных геологических, гидродинамических, геохимиче­ских и термодинамических обстановках;

в) изучение форм нахождения органических веществ в подземных водах;

г) выяснение механизма поступления органических веществ в подземные воды;

д) определение условий миграции и аккумуляции органических веществ подземных вод в различных геологических и гидродинамиче­ских обстановках,

е) выявление комплекса наиболее эффективных поисковых показа­телей для оценки перспектив нефтегазоносности как больших террито­рий, так и локальных структур, дифференцированно  для газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей.

Труды указанной конференции были опубликованы в специальном сборнике-обзоре (Сб. «Органическое вещество подземных вод…»,1967).

В таблице в обобщенном виде приводятся все названные выше основные показатели нефтегазоносности по данным содержания органиче­ских веществ в подземных водах.

Следует отметить, что в последнее время органическим веществам подземных вод, как показателям нефтегазоносности, уделено соот­ветствующее внимание. Так, в 1964 г. (г.Волгоград) состоялась сессия секций геофизики, нефти и газа НТС Министерства геологии СССР (б.Госгеолкома) и геологической секции НТС Министерства нефтедобы­вающей промышленности СССР (б.Госкомитета), посвященная вопросу состояния и путей повышения эффективности работ по проблеме прямых поисков нефти и газа геохимическими и геофизическими методами. В решении этой сессии сказано следующее: "В настоящее время опреде­лилось содержание геохимического метода поисков нефти и газа, вклю­чающего исследования растворенных газов и органических веществ подземных вод, а также газов и битумов пород и микрофлоры по разрезу и по площади" (разрядка наша - В.Ш.). То же самое записано и в решении расширенной сессии НТС ВНИИЯГГа по рассмотрению результатов научных исследований и опытно-методиче­ских работ по разработке прямых геохимических методов поисков мес­торождений нефти и газа (г.Москва, 1965 г.).

Таблица

Представление различных исследователей об органических веществах подземных вод как специфических соединениях вод нефтяных месторождений и показателях нефтегазоносности

Органические вещества в водах (или показатели органического вещества)   Связь с нефтяной залежью Характеристика показателя Автор
Органические кислоты (муравьиная, уксусная, капроновая, каприлевая, каприновая и др.) Переходят в воду при окислении нефти под влиянием сернокислых солей и других кислородных соединений воды Наличие в водах нефтяных месторождений А.Л.Потылицин (1882, 1883)
Органические кислоты (в том числе и жирные кислоты) Переходят в воду при взаимодействии вод  и нефтей То же ВИ.Вернадский(1936)
Нафтеновые кислоты Переходят в воду из нефти, образуя растворимые соли этих кислот (нафтенатджы) То же К.В.Харичков (1913) Н.И.Буторин и З.П.Букс (1935) и др.
Нафтеновые кислоты То же Наличие в водах - прямой гидрохимический показатель В.А.Сулин (1946, 1948)
Фенолы Переходят в воду из нефти Повышенное содержание Е.А.Барс (1959)
Отношения Сорг:Nорг Сорг2 перм Сорг2 йод О2 йод2перм Косвенная характеристика изменения качественного состава органического вещества под влиянием нефтяной залежи Величина отношения Сорг:Nорг равна десяткам единиц; пониженные значения Сорг2йод; высокая величина отношения О2йод:2перм. Тот же
Органический углерод Сорг Показатель содержания органических веществ Содержание Сорг возрастает при приближении к нефтяной залежи Тот же
Сорг; нафтеновые кислоты, жидкие углеводороды, смолообразные вещества, аминокислоты, масла, асфальтены. Из органических веществ, растворенных в водах, образуется нефть Содержание Сорг более 3-4 мг/л. Концентрации органических веществ увеличиваются по потоку подземных вод. М.Е.Альтовский (1959, 1960)
Нафтеновые кислоты Переходят в воду из нефти Наличие в водах – прямой гидрохимический показатель, однако отсутствие их не должно рассматриваться как отрицательный показатель М.А.Гатальский (1962)
Органические вещества нефтяного ряда – нафтеновые кислоты, фенолы,  смолистые углеводородные вещества То же Наличие в водах – прямой показатель М.С.Гуревич (1961, 1962)
Различные органические кислоты То же То же И.Б.Фейгельсон (1962)
Фенолы То же Содержание до 11-14 мг/л Е.А.Барс и Т.И.Александрова (1960)
Фенолы То же По направлению к нефтяной залежи увеличивается содержание (до 25 мг/л) Е.А.Барс и др. (1962)
Сорг; углеводороды типа масел и нефтяные углеводороды То же Повышенное содержание и наличие углеводородов – показатели нефтегазоносности М.Е.Альтовский (1962)
Фенолы, нафтенаты, высокая окисляемость растворенных органических веществ То же Присутствие в водах – показатели наличия нефти (?) А.А.Карцев (1963)
  Сорг .100 . нафтеновые кислоты Показатель связи воднорастворенного органического вещества с нефтегазоносностью При коэффициенте, равном 65-80, основную роль в органическом веществе играют нафтеновые кислоты Е.А.Барс, С.С.Коган (1965)
Коэффициент битуминизации Сорг (хлороф.экстр.)Х100_____ Сорг (хлороф. экстр.)+ Сорг(отгон.) Покаатель нефтегазоносносности Значение коэффициента в водах продуктивных горизонтов во много раз выше, чем в водах непродуктивных горизонтов Тот же
Бензол Содержание характерно для приконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Наиболее высокие концентрации в водах – в случае контакта с нефтяными залежами промышленного значения Тот же
Сорг и Nорг Зональные показатели, необходимые  для районирования территории – для выделения нефтегазосборной зоны 2-3 мг/л Сорг, 0,3-0,4 мг/л Nорг М.Е.Альтовский (1967)
Сорг и Nорг То же – для выделения зоны промышленных скоплений нефти 4-7 мг/л Сорг, 0,4-1,0 мг/л Nорг Тот же
Кислая фракция органического вещества, извлекаемая петролейным эфиром То же 150-300 мг/л Тот же
Органические одноосновные кислоты предельного ряда   Зональные показатели, необходимые для районирования территории – для выделения зоны промышленных скоплений нефти 30-60 мг/л М.Е.Альтовский (1967)
Нефтяные углеводороды То же 50 %  (по встречаемости) Тот же
Нейтральные смолы То же 30-40 %  (по встречаемости) Тот же
Масла То же 20-30 %  (по встречаемости) Тот же
Сорг и Nорг Показатели, применяемые при детальных поисках – для пустых ловушек Около 7 мг/л Сорг, около 0,4 мг/л  Nорг Тот же
То же То же – для регионально-непродуктивных горизонтов Около 3 мг/л Сорг, около 0,3 мг/л  Nорг Тот же
То же То же – для продуктивных нефтяных горизонтов Сорг увеличивается до 25 мг/л, Nорг – до 0,78 мг/л.   Тот же
То же То же – для продуктивных газовых горизонтов Сорг увеличивается до 7,5 мг/л, Nорг – до 0,70 мг/л.    
Кислая фракция, извлекаемая петролейным эфиром, летучие одноосновные кислоты предельного ряда; нефтяные углеводороды; нейтральные смолы; масла То же – для продуктивных нефтегазовых горизонтов От нефте- газоводяного контакта происходит уменьшение концентраций кислой фракции и летучих кислот и уменьшается встречаемость нефтяных углеводородов, нейтральных смол и масел Тот же

ЛИТЕРАТУРА

  1. Альтовский М.Е., Кузнецова З.И., Швец В.М. Образование нефти и формирование ее залежей. Гостоптехиздат, 1958.
  2. Альтовский М.Е. Органическое вещество и микрофлора подземных вод и их значение для оценки нефтегазоносности. В сб: "Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений". Изд.АН СССР, 1959.
  3. Альтовский М.Е. О гидрохимических и некоторых дру­гих показателях нефтеносности. "Разведка и охрана недр", I960, № 2.
  4. Альтовский М.Е. О гидрохимических и некоторых, дру­гих показателях нефтеносности. В сб. «Гидрогеологические и гидрохи­мические показатели нефтегазоносности». Изд.ВСЕГИНГЕО, 1962.
  5. Альтовский М.Е., Быкова Е.Л., Кузне­цова З.И., Швец В.М. Органические вещества и микрофлора подземных вод и их значение в процессах нефтвгазообразования. Гостоптехиздат, 1962.
  6. Альтовский М.Е. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности. Изд-во "Недра", 1967.
  7. Барс Е.А. Гидрогеохимические исследования при поисках нефти и газа (состояние и задачи). В сб.:"Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений". Изд.АН СССР, 1959.
  8. Барс Е.А. Растворенное органическое вещество подземных вод и возможность его использования в нефтяной геологии. Геохимия и гидрохимия нефтяных месторождений. Изд. АН СССР, 1963.
  9. Барс Е.А., Александрова Т.И. Фенолы в плас­товых водах нефтяных месторождений Краснодарского края. "Новости нефтяной техники", сер.геол., № 10, I960.
  10. Барс Е.А., Коган С.С. Некоторые закономерности из­менения характера растворенного органического вещества в пласто­вых водах нефтеносных районов Поволжья. Геохимия нефти и нефтяных месторождений. Изд.АН СССР, 1962.
  11. Барс Е.А., Коган  С.С. Органическое вещество под­земных вод нефтегазоносных областей. Изд-во "Недра", 1965.
  12. Барс Е.А., Носова Л.Н. К вопросу о растворенном органическом веществе в водах меловых и юрских отложений средней части Обь-Иртышского бассейна. Геохимия нефти и нефтяных месторождений. Изд.АН СССР, 1962.
  13. Барс Е.А., Фихман А.Н. О методике определения нафтеновых кислот в природных водах. Новости нефтяной техники (геология), * 7, 1958.
  14. Буторин Н.И., Букс З.П. Нафтеновые кислоты в пластовых водах Старо- и Новогрозненского районов. "Грозненский нефтяник", 1935, № 5-6.
  15. Вернадский В.И. История минералов земной коры, т.2, "История природных вод", ч I, вып.З, 1936.
  16. Гатальский М.А. Основные этапы развития метода нефтяной гидрогеологии, прямые и косвенные гидрогеологические по­казатели нефтегазоносности. В сб.:"Гидрогеологические и гидрохими­ческие показатели нефтегазоносности",М., Изд.ВСЕГИНГЕО, 1962.
  17. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений. Тр.совещ.по геохимич. методам. Изв.АН СССР, 1959.
  18. Гидрогеологические и гидрохимические показатели нефтегазонос­ности. Мат-лы научн.-координац.совещ. научн.-исслед.ин-тов МГ и ОН СССР, ВСЕГИНГЕО, 1962.
  19. Гуревич М.С. Гидрогеохимический метод поисков место­рождений нефти и газа. В сб.: "Гидрогеологические и гидрохимиче­ские показатели нефтегазоносности". Изд.ВСЕГИНГЕО, 1962.
  20. Гуревич М. С. Гидрогеохимические и гидрогеологические показатели нефтегазоносности. Тр.ВСЕГЕИ, нов.серия, т.46, «Пробле­ма нефтегазоносности Средней Азии", вып.2. Гостоптехиздат, 1961.
  21. Дудова М.Я. Оценка методов определения нафтеновых кислот. Бюлл. научн.-технич.информации, № I (51). Изд. "Недра", 1964.
  22. Игнатович Н.Д. О региональных  гидрогеологических закономерностях в связи с оценкой условий нефтегазоносности. "Советская геология", 1945, № 6.
  23. Игнатович Н.К. Гидрогеология Русской платформы. Госгеолиздат, 1948.
  24. Иовчев Р.И. Рыжова В.Н. Подземные воды Север­ной Болгарии, София, 1962.
  25. Карцев А.А., Табасаранский З.А. Суббота М.И., Могилевсский Г.А. Геохимические методы поисков и разведки нефтяных к газовых месторождений. Гостоптехнадат, 1954,
  26. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых место­рождений, Гостоптехиздат, М. 1963.
  27. Кротова В.А. Гидрогеологические критерии нефтеноснос­ти. Тр. ВНИГРИ. вып.47, Гостоптехиздат, I960.
  28. Курбанмурадов А. Глубокие воды юго-западного Туркменистана и перспективы нефтегазоносности. Изд.АН Туркм.ССР, Ашхабад, 1963.
  29. Малышек В.Т. Геохимические признаки промышленных залежей нефти. Тp. ХYII сессии Междунар. геол. конгресса,  т.4, 1940.
  30. Потылицын А.Л. Состав вод, сопровождающих нефть и выбрасываемых грязевыми вулканами. Журнал физ.-хим. об-ва, т.14, вып.7. 1882;  т.15, вып.6,7, 1883.
  31. Сборник "Органическое вещество подземных вод и его значение для нефтяной геологии" (редакторы Е.А. Барс и С.С. Коган) ВНИИОЭНГ, М.. 1967.
  32. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природ­ных вод. Гостоптехиздат, 1946.
  33. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.
  34. Фейгельсон И.Б. Гидрогеологические и гидрохимические признаки нефтегазоносности. В сб.: "Гидрогеологические и гидрохимические показатели нефтегазоносности", Изд. ВСЕГИНГЕО, 1962.
  35. Харчиков К.В. Определение нефтяных кислот в водах буровых скважин. "Нефтяное дело", 1913, № 3.
  36. Швец В.М. Некоторые данные об органическом веществе подземных вод. «Советская геология", 1959, № 6.
  37. Швец В.М. Органическое вещество в грунтовых водах севера Европейской части СССР. Сб. «Вопросы  гидрогеологии и инженерной геологии», № 19,  Госгеолтехиздат, 1961.
  38. Швец В.М. Органические вещества подземных вод и их использование как показателей нефтегазоносности. Сб."Прямые методы поисков нефти и газа (нефтепоисковая геохимия)"» ВНИИЯГГ, Изд-во «Недра», 1964.
  39. Швец В.М. О некоторых закономерностях распространения веществ в подземных водах. Вопросы геохимии подземных вол. Тр. ВСЕГИНГЕО, нов.серия, 9, Изд-во "Недра", 1964.


1 Более четкую оценку газовым показателям дает в своем докладе на совещании В.А. Кротова. Она считает, что "методически наибо­лее важными и могущими быть рекомендованными для более широкого внедрения в нефтепоисковую практику являются работы М.С. Гуре­вича по Западно-Сибирской низменности и М.A. Гатальского по Русской платформе. Эти работы представляют пример комплексного подхода к выявлению перспектив нефтеносности по материалам гид­рогеологии и ценны в методическом отношении. Подтверждением этого служит открытие Березовского газового месторождения"

2 Позднее было установлено. что эти компоненты не исчезают в приконтурных водах, кроме масел, и что распространение нефтяных углеводородов в них даже увеличивается.

3 Впоследствии в результате исследований, проведенных ИГиРГИ и ВСЕГИНГЕО, было выяснено, что данные Н.Т.Шабаровой являются завышенными по методическим причинам.

4 Помимо Nорг общего определяется подвижный Nподв  и устойчивый Nуст, причем Nподв характреризует азотистые вещества, легко отщепляемые в щелочной среде; Nуст - более трудноразрушаемые азотистые соединения, получаются по разности между Nобщ  и Nподв..

5 Среди этих веществ преобладают соединения, содержащие карбоксильную и гидроксильную группы, которые могут быть связаны как с нафтеновыми, так и жирными и с ароматическими радикалами.

6 По химической терминологии под нафтеновыми кислотами понимают карбоновые кислоты нафтенов  с формулой CnH2n-1COOH.