Органическое вещество подземных вод и его использование для прямой оценки нефтегазоносности локальных структур. (На примере нижнего поволжья)

Л. С. Зингер (Нижне-Волжский НИНГГ)

Региональная оценка перспектив нефтегазоносности или определение общих основных направлений для сосредоточе­ния поисковых и разведочных работ на территориях и в областях, в пределах которых промышленные залежи нефти или газа установлены сравнительно давно, в настоящее время должна проводиться на основе исследования всего комп­лекса геологических показателей.

Общие границы и наиболее перспективные направление геолого-поисковых работ на нефть и газ устанавливаются более или менее строго и достаточно обоснованно геологи­ческими и геохимическими методами, комплексом методов полевой и промысловой геофизики, анализом гидрогеологи­ческих условий, а для отдельных нефтегазоносных районов структурным бурением.

Для таких районов важна другая конкретная задача, где  заложить профиль глубоких разведочных скважин, продук­тивны ли будут структуры, на которых бурятся пока единич­ные скважины и заслуживают ли они дальнейшей разведки? Именно эти вопросы и стоят сейчас на повестке дня. Ины­ми словами, первоочередной и наиболее важной является проблема оценки продуктивности локальных структур, а так­же опережающее дальнейшее бурение прогнозирование от­дельных сравнительно небольших участков территории неф-тегазоносного бассейна.

По сравнению с другими направлениями нефтепоисковой гидрогеологии, даже такими прогрессивными, как изучение газовой фазы подземных вод, исследование водорастворенного органического вещества для решения указанных проб­лем, имеет несомненное преимущество. Это определяется тем, что получение исходного фактического материала может осуществляться непосредственно в процессе бурения и не связано с обсадкой и перфорацией скважин.

Вместе с тем органическое вещество подземных вод под­вергнуто более или менее систематическому изучению, только в последние годы. Поэтому оно относительно слабо изучено; особенно его качественный состав, генетические закономерно­сти, связи с водовмещающими породами, а также с нефтью и газом.

Проблема использования водорастворенного органического вещества для оценки нефтегазоносности локальных структур по существу еще и не ставилась, так как ее разрешение находится в прямой зависимости от степени исследования вопросов, связанных с определением вертикального и пла­стового ореола влияния залежей, характера изменения орга­нического вещества по мере удаления от контура нефть—во­да (газ—вода), определения значений фоновых концентра­ций и некоторых других вопросов, в настоящее время почти не решенных.

Нами исследовалось органическое вещество жестких вы­сокоминерализованных вод и рассолов. Из индивидуальных углеводородов определялся бензол, из гетероциклических соединений — аминокислоты, амины, фосфорсодержащие соединения, фенолы. Для характеристики классов органиче­ских соединений применялся метод инфракрасной спектро­скопии. Также изучено распределение Сорг- общ  величин йодатной и перманганатной окисляемостей, карбоновых кис­лот н водорастворенного битума люминесцентно-битуминологическим методом.

Общий органический углерод

Распределение Сорг общ  в водах идентично характеру распределения Сорг в водовмещающих породах. Поскольку содержание Сорг в породах определяется рядом причин, из которых главными являются эволюция бассейна осадконакопления, интенсивность привноса органического вещества с окружающей суши водными потоками, обстановка процесса седиментации и раннего диагенеза осадка и др., постольку и фоновое содержание его в водах регулируется, очевидно, теми же факторами. В связи с этим можно предполагать единую направленность процессов распределения органиче­ского вещества в системе пластовая вода — водовмешающая порода. Следовательно, и нефтепоисковое значение Сорг общ  подземных вод должно быть таким же малоэффективным, как и нефтепоисковое значение Сорг общ пород. Можно пред­положить, что по данным о количественном содержании ор­ганического вещества, определяемого в виде Сорг общ нельзя сделать заключений о перспективах нефтегазоносности ло­кальных структур[1]. В соответствии с этим положением нахо­дится и собранный фактический материал, отражающий со­держание Сорг общ в поверхностных и подземных водах про­дуктивных и непродуктивных структур и регионов в целом (табл. 1).

Таблица 1

Содержание Сорг общ в водах Нижнего Поволжья,  мг/л

Воды Сорг
От До
Поверхностные 3,54  6,06
Непродуктивных площадей 0,48 21,36
«Пустых» горизонтов на продуктивных площадях 4,56 12,24
Газоносных горизонтов 6,96 43,44
Нефтегазоносных горизонтов 8,40 39,36
Нефтеносных горизонтов 3,96 24,00

Анализ значений Ойод и Оперм окисляемостей показыва­ет, что в различных условиях нефтегазоносности площадей^ органическое вещество обладает примерно равной степенью устойчивости в отношении окисления (табл. 2) и, следовательно, в условиях Нижнего Поволжья не может являться одним из критериев прогноза нефтегазоносности.

Таблица 2

Значения йодатной и перманганатной окисляемости в поверхностых и подземных водах

Органичекое вещество вод, мг/л Ойод, мг/л Оперм, мг/л Ойод Оперм
пределы значений среднее Пределы значений среднее  
Поверхностные 3,7-12,5 6,2 2,6-7.9 5,0 1,7
Непродуктивных площадей 3,2-17,4 8,0 1,1-5.9 3,2 2,9
Газоносных горизонтов  2,9-  8,7 6,4 2,0-4.9 3,0 2,0
Газо-нефтеносных горизонтов 3,0-17.8 8,3 1,7-5.8 3,2 2,9
Нефтеносных горизонтов 5,4-13.8 8,0 1,5-4.6 3,4 3,3

Водорастворенный битум

Битумная часть растворенного органического вещества изучалась методом люминесцентно-битуминологического ана­лиза. Проанализировано более 1000 проб на содержание растворенной в воде нефти и установлено повсеместное при­сутствие битума как в водах нефтяных и газовых залежей, так и в водах непродуктивных структур. Это, очевидно, свя- зано с региональными процессами нефтегазообразования или миграции углеводородов в условиях зоны катагенеза и про­цессами растворения продуктов окисления рассеянного орга­нического вещества в зоне гипергенеза. Содержание битума до 1 мг/л является фоновым. Повышенные против фона кон­центрации битума подземных вод вряд ли нуждаются в объ­яснениях своего генезиса. В данном случае нефтяная природа битума очевидна и первоочередным становится вопрос ин­терпретации аномалий, которые могут отражать не только наличие самих залежей, но и путей миграции углеводородов,, а возможно, и просто более высокую битуминозность порода связанную с разрушением залежей и т. д. Рассмотрение в этом аспекте характера распределения битума показало, что все эффекты, создаваемые указанными факторами, отражаются лишь в колебаниях фоновых концентраций битума. Более высокое содержание битума имеет место лишь по мере приближения к более мощному и постоянно действующему источнику, т. е. к нефтяным и газонефтяным залежам. Пластовый ореол влияния для нефтяных залежей составляет около 1000 м, для газонефтяных — около 600 м. Газовые залежи фиксируются повышенными содержаниями только в непосредственной близости от залежи.

Инфракрасные спектры поглощения водорастворенного органического вещества

Использование метода инфракрасной спектроскопии, срав­нительно давно применяющегося для изучения структурно-группового состава битумов пород, показало, что в состав органического вещества вод входят следующие группы сое­динений: парафиновые с нормальной и разветвленной цепью, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические угле­водороды, а также кислородсодержащие соединения I и II рода, среди которых обнаружены жирные кислоты, сложные эфиры, спирты, кетоны и лактоны. Органическое вещество, растворенное в подземных водах ненефтегазоносных регио­нов, характеризуется резким преобладанием кислородных соединений, причем преимущественно I рода. Органическое вещество, растворенное в водах непродуктивных структур, расположенных в пределах нефтегазоносного региона, содер­жит примерно равные количества кислородных (I и II рода) и углеводородных соединений. Органическое вещество вод  нефтяных и газовых залежей представлено главным образом  углеводородными соединениями. Кислородсодержащих соединений значительно меньше и они преимущественно II рода.

Изучение инфракрасных спектров нефтей по тем структурам, для которых изучены спектры вод, показало аналогичный характер распределения различных групп углеводо­родных и кислородных соединений, что, несомненно, указы­вает на генетическую связь органического вещества вод, окружающих нефтяные, газонефтяные и газовые залежи с углеводородами этих залежей. Установленные закономерно­сти могут быть использованы как для оценки нефтегазоносности крупных регионов, так и локальных структур.

Амины и аминокислоты

Из азотсодержащих органических соединений определя­лись амины и аминокислоты. Возможность успешного ис­пользования азотсодержащих органических соединений в нефтепоисковых целях определяется как рядом их специфических физико-химических свойств, так и постоянным присутствием, главным образом в смолистой части нефтей. При разложении органического вещества образование аминов может произойти из аминокислот — продукта гидролиза белка, в состав которого входит не менее 30 различных ами­нокислот, соединенных между собой пептидной связью. В аэробных условиях аминокислоты, подвергаясь дезаминированию, а затем полному окислению, превращаются в ам­миак, углекислоту и воду. В анаэробных условиях превраще­ние аминокислот происходит до образования аминов и мо­жет пойти дальше, до образования углеводородов. Однако образование в процессе разложения белков стабильных азо­тистых оснований, которые могут попасть в осадок, сохра­ниться в течение длительной геологической истории и при­нять участие в нефтеобразовании, некоторыми исследовате­лями долгое время ставилось под сомнение. Однако прове­денные в последние годы 3. Г. Герасюто, М. Н. Соколовой и Н. И. Орловой исследования показали возможность сохра­нения аминокислот в жестких термодинамических условиях нефтяных месторождений,

Определение аминов и аминокислот осуществлялось в по­верхностных и в подземных водах различных генетических типов. В поверхностных водах количество аминов колеблется от следов до 0,02 мг/л, аминокислот—от 0,007 до 0, 010 мг/л. Их содержание в подземных водах выше, чем в поверхност­ных, однако для структур, не содержащих залежей нефти и газа, концентрация аминов как и для поверхностных вод со­ставляет в среднем 0,01 мг/л и не превышает 0,02—0,03 мг/л. В водах продуктивных структур концентрации аминов во всех случаях выше указанных максимальных значений. Та­ким образом, содержание аминов до 0,03—0,04 мг/л может быть уверенно принято за фоновое, очевидно, обусловленное первичным распадом аминикислот.  Воды непродуктивных горизонтов в пределах продуктивных структур характеризу­ются содержанием аминов выше фоновых значений на рас­стояниях до 1100 м от залежей. Таким образом, аномально повышенные концентрации аминов являются показателем нефтегазоносности структур в целом. Пластовый ореол рас­сеяния фиксируется на расстоянии до 4 км для газовых и 1 км для нефтяных залежей.

При исследовании влияния состава нефтей на содержа­ние аминов в водах, с которыми эти нефти контактируют, обнаружена их прямая связь с содержанием азота во фракциях нефтей выше 200° С, что вполне согласуется с исследованиями Я. Б, Черткова, установившего незначительное со­держание азота в низкокипящих фракциях нефтей и увели­чение его во фракциях выше 325° С. Для экспериментально­го подтверждения генетической связи повышенных концен­траций азотсодержащих соединений с залежами углеводоро­дов проведено изучение взаимодействия искусственно приго­товленных вод различной минерализации с нефтью и природ­ным газом, причем газ непосредственно из скважины про­пускался через воду. Проведенные опыты наглядно показали наличие аминокислот и аминов в нефтях и растворение их в водах при контакте, причем количество аминов, перешед­ших в воду, выше их фоновых значений (0,03 мг/л).

 Органический фосфор

Исследование фосфорсодержащих соединений было проведено в связи с исключительной ролью фосфора почти во всех жизненно важных биохимических процессах, а также в связи с тем обстоятельством, что основная масса фосфора связана с липоидной фракцией живого вещества, т, е. с теми его компонентами, которые являются наиболее устойчивыми органическими веществами, способными сохраняться в течение длительной геологической истории. Вместе с тем сведения о присутствии органических соединений фосфора даже в нефтях почти отсутствуют. Его изучение в подземных водах предпринято впервые. С целью выявления возможно­сти перехода органического фосфора из нефти в воду были исследованы пробы вод с нефтяной пленкой. Во всех случа­ях установлено значительное его содержание (до 9 мг/л). Пробы анализировались вскоре после заливок в скважины нефти, отсюда мы полагаем, что миграция фосфора из нефти в воду происходит очень быстро.

Содержание фосфора в водах непродуктивных структур очень незначительно и изменяется от 0,03 до 0,4 мг/л. В пластовых водах газоносных и нефтеносных структур его содер­жание подвержено большим колебаниям и достигает 9 мг/л. В отдельных случаях даже в приконтурных водах концентра­ции фосфора снижаются до фоновых. Изучение столь аномалийного поведения фосфора привело к установлению пря­мой, закономерной связи его концентраций с составом неф­тей и газов. Оказалось, что самые высокие концентрации фосфора приурочены к водам, контактирующим с газом, конденсатом и легкой нефтью, как в зоне контакта, так и на значительном удалении от залежей (до 1300 м). В закон­турные воды поступают органические соединения фосфора, связанные только с самой легкой фракцией нефтей, выкипающей до 200° С. Остальной фосфор, связанный с более высо­котемпературными фракциями, представлен труднораствори­мыми соединениями. Вследствие этого в водах, окружающих тяжелые и утяжеленные нефти, содержание органического фосфора снижается до значений, отвечающих фоновым. Вер­тикальный ореол влияния для залежей легкой нефти и кон­денсата составляет около 200 м. Таким образом, органиче­ский фосфор является прямым показателем нефтеносности и эффективность его использования особенно высока для по­исков газовых, газоконденсатных залежей и залежей легкой нефти.

Карбоновые кислоты

I

Известно, что карбоновые кислоты при декарбоксилировании дают углеводороды и ях соли, растворенные в водах. могут быть образованы при окислении нефтей. Также извест­но, что дистилляты из газовых скважин с высоким давлени­ем содержат уксусную кислоту, которая и является основной причиной коррозии обсадных труб, В нафтеново-ароматиче- ских нефтях. содержание карбоновых кислот достигает 2%. Следовательно, нет очевидных' оснований предполагать от­сутствие генетических связей карбоновых кислот с углево­дородами нефтей, в которые они попадают, очевидно, из ра­стительных и животных жиров.

Исходя из физико-химических свойств жирных кислот (по крайней мере, низших членов ряда), являющихся при обыкновенной температуре подвижными жидкостями, смеши­вающимися с водой в любых соотношениях, также нет осно­ваний допускать невозможность их перехода из нефти в во­ду. Мы считаем, что так же как и при исследовании общего содержания Сорг суммарное определение всех соединений, входящих в класс карбоновых кислот, не дает поискового эффекта вследствие широко распространенного процесса преобразования органического вещества, приводящего к их накоплению как при наличии, так и при отсутствии залежей нефти и газа. Естественно, что небольшие количества кар­боновых кислот, мигрирующих из нефти в воду, вряд ли могут быть в этих условиях обнаружены и отличимы от общего фона, особенно в районах, где развиты метановые нефти, содержащие в 20—30 раз меньше карбоновых кислот, чем нефти нафтеново-ароматического типа.

Фенолы

Кроме карбоновых кислот, из кислородных соединений автором определялись также фенолы. В водах непродуктив­ных структур фенолы в большинстве случаев не обнаружены, иногда отмечаются их следы или тысячные доли милли­грамм/литр. В водах продуктивных структур концентрации фенолов регулируются удельным весом нефтей, что еще ранее отмечалось Е. А. Барс и Т. И. Александровой (1958) для Ку­бани. Определено, что до расстояния примерно 700 м решаю­щее влияние на содержание фенолов оказывает состав неф­ти. Это — зона максимального влияния залежей, в пределах которой концентрации фенолов практически не меняются, ос­таваясь максимально высокими, характерными для вод, кон­тактирующих с залежами нефти определенного типа и удель­ного веса. Снижение концентрации фенолов становится суще­ственно заметным только при удалении от залежей на рас­стояние порядка 1500 м. Воды газовых залежей характери­зуются в основном более низкими содержаниями фенолов. Вертикальный ореол влияния газовых залежей незначителен, и на расстоянии 100 м от продуктивного пласта фенолы, как правило, уже отсутствуют.

Фенолы в водах генетически тесно связаны с количеством ароматических углеводородов в строго определенных фракци­ях нефти от 200 до 400°С. Очевидно, фенольные соединения нефтей содержат в своем составе несколько гидрокоильных групп, так как за исключением фенола и орто-крезола, все представители фенольной группы имеют температуру кипе­ния от 201 до 309° С. Наиболее широко распространено мне­ние о том, что фенолы являются продуктами окисления аро­матических углеводородов, главным образом бензола. Одна­ко, забегая несколько вперед, можно сказать, что источника­ми поступления в воду фенолов и бензола являются различ­ные части нефтей: для бензола — самые светлые фракции, содержащие ароматические соединения группы бензола, а для фенолов — кислородные соединения более высококипящих фракций (200—400° С). Вследствие этого и, учитывая устойчивость бензола к окислению в обстановке отсутствия свободного кислорода, можно полагать, что происхождение фенолов в водах связано не с окислением бензола, а с рас­щеплением более сложных кислородных соединений (возмож­но, ароматических эфиров, карбоновых кислот, легких смол), в составе которых присутствуют гидроксильные и карооксильные группы.

Бензол

Ароматические соединения рассматриваются нами как на­иболее характерные углеводородные соединения. Они осо­бенно интересны с точки зрения генезиса в том отношении, что низкомолекулярные члены этого рода не обнаружены в живых организмах, нет сведений об их присутствии в низших растениях и бактериях. Одно из важных свойств ароматиче­ских углеводородов — их высокая растворимость, причем бензол обладает наивысшей растворимостью. С высокой тер­мической устойчивостью бензола связывается его обнаружение в нафтях ордовика (возраст около 500 млн. лет).

Исключительные физико-химические свойства, генетиче­ское родство с нефтью и высокие миграционные способности сосгавляют те необходимые теоретические предпосылки, ко­торые и позволяют рассчитывать на высокую нефтепоискозую эффективность бензола.

Проведенные исследования показали, что в поверхностных водах, в водах структур» лишенных залежей нефти и газа, а также в водах горизонтов, удаленных от продуктивных пластов на значительные по вертикали расстояния, бензол, как правило, отсутствует, и лишь в единичных пробах были об­наружены его следы. Концентрации бензола в  водах продук­тивных структур изменяются от 0,01 до 1,61 мг/л и также оп­ределяются составом нефтей. Легкие нефти отражаются наи­более высокими концентрациями бензола в водах, как непо­средственно на контакте с нефтью, так и на значительном удалении от залежей. Лишь при удалении - на 1500 м от кон­тура отмечается резкое падение концентраций бензола до 0,0.5 мг/л. При последующем удалении от залежей вплоть до 6  км  дальнейшего уменьшения концентраций бензола не про­исходит, содержание его остается практически постоянным. Утяжеленные нефти с удельным, весом свыше 0,840 в приконтурных водах отражаются несколько более пониженными концентрациями бензола, причем уже при удалении на 200 м от контура содержание его снижается до 0,05 мг/л. Таким образом, зона сохранения повышенных концентраций бензола в водах, окружающих нефтяные залежи, определяется соста-вом нефтей. Для вод, сопровождающих легкие нефти, эта зона имеет протяженность не менее 400 м; в водах, контак­тирующих с утяжеленными нефтями, она не достигает и 200 м. Однако как в  первом, так и во втором случаях при дальней­шем удалении от залежей содержание бензола остается прак­тически постоянным и не превышает 0,05 мг/л. Следователь­но, концентрации бензола ниже 0,05 мг/л могут быть приняты как фоновые для вод продуктивного горизонта, а значения порядка десятых долей миллиграмм/литр указывают на бли­зость залежи.

Исследования проб, отобранных из водоносных горизон­тов, расположенных на различных (по разрезу) расстояниях от продуктивных пластов, позволили определить масштабы вертикальной миграции бензола. В среднем на каждый метр разреза его содержание снижается на 0,01 мг/л и, таким об­разом, максимальная дальность миграции бензола в водах верхних горизонтов не превышает обычно 200 м. На расстоя­нии 600—700 м, даже при наличии в залежи легкой нефти, бензол в водах, как правило, отсутствует.

Установленная зависимость концентраций бензола в водах от состава и удельного веса нефтей, отсутствие его в поверх­ностных и подземных водах вне сферы влияния залежей, на­ряду с изложенными выше представлениями о генезисе бен­зола, позволяет уверенно отнести его к прямым показателям нефтеносности. 

 Заключение

Установленные группы показателей в целом отвечают тем требованиям, которые, с нашей точки зрения, должны предъ­являться к показателям нефтегазоносности локальных струк­тур. Их можно сформулировать следующим образом: а) ге­нетическое родство с нефтью и газом; б) специфичность фи­зико-химических свойств, обеспечивающая их сохранение в жестких термодинамических условиях на протяжении геоло­гического времени; в) сравнительно высокие миграционные способности, обусловливащие возможность перехода из зале­жей нефти и газа в количествах, превышающих те, которые характерны для фона продуктивных регионов.

Каждый из установленных показателей имеет самостоя­тельное поисковое значение. Заключение о перспективах неф­тегазоносности, получаемое в результате интерпретации лю­бого из показателей, не требует подкрепления или подтверж­дения значениями другого. Каждый из показателей полно­стью лишен или имеет очень незначительные переходные зоны значений, отвечающих как продуктивным, так и непродуктивным структурам .и горизонтам. Таким - образом, эффективность использования при прогнозах нефтегазоносно­сти любого из критериев (в сфере его оценочного действия) составляет практически l00%. Однако в связи с тем, что не­которые из показателей отражают наличие залежей лишь определенного типа и состава, а также вследствие различия сфер оценочного действия каждого из них целесообразно ис­пользовать весь комплекс критериев.

1 Речь идет о С общ, общ включающем летучие и нелетучие органические со­единения. Ред.

Авторы: 

Тематические разделы: