Растворенное органическое вещество конденсационных вод газовых и газоконденсатных месторождений

В. В. Колодий (ИГиГГИ АН УССР)

«Геология нефти и газа». 1974. №7. с. 48-53

В нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях установлены подземные воды, резко отличающиеся от фоновых по Минерализации и солевому составу. Во многих случаях это — пресные или солоноватые воды, чаще гидрокарбонатно-натриевого типа. Необычность этих водопроявлений нередко приводила исследователей к мысли о поверхностном их происхождении как следствии некачественного опробования скважин, однако детальный анализ их химического состава и условий проявления свидетельствовал о естественном подземном происхождении таких вод. Была высказана идея об их связи с явлениями дистилляции и конденсации паро-углеводородных смесей. Такие воды получили название конденсационных. Их генезис, рассмотренный в работах А. Р. Ахундова, В. В. Колодия (1965), Ш. Ф. Мехтиева (1970), А. М. Никанорова (1973), Б. И. Султанова (1961), Л. Н. Шалаева (1971), в общих чертах сходен с образованием конденсационных вод в сепараторных установках на газовых промыслах, где при снижении температуры и давления газовой струи конденсируются тяжелые углеводороды и вода.

Большой интерес представляет изучение ОВ, растворенного в конденеационных водах, поскольку последние генетически связаны с углеводородами и в виде пара находились с ними в длительном контакте, а также сопоставление с водорастворенным ОВ пластовых вод нефтегазоносных и непродуктивных структур.

С этой целью отобраны и проанализированы пробы конденсационных вод Глебовского и Задорненского месторождений Крыма, Перещепин-хкого в Днепровско-Донецкой впадине, Дашавского- в Предкарпатском прогибе, Ачакского в Амударьинской впадине, а также пластовых вод тех же месторождений, Челекенского и Сангачалы-море в Южно-Каспийской впадине. Всего произведено около 200 определений ОВ, а также использованы некоторые опубликованные материалы [5—7].

По методикам, разработанным Е. А. Барс и С. С. Коган [1) определялись в хлороформенных экстрактах органический углерод (Сорг-хл), азот (Nобщ-хл), перманганатная и иодатная окисляемости (Оперм-хл). (Оиодат-хл) и фенолы летучие и нелетучие.

Минерализация конденсационных вод составляла 0,06—2,7 г/л, пластовых вод нефтегазоносных структур— 20—195 г/л, непродуктивных горизонтов—15—224 г/л. Каждая из этих перечисленных групп представлена водами гидрокарбонатно-натриевого и хлоркальциевого типов по В. А. Сулину.

Органический углерод (Сорг-хл). В конденсационных водах его содержание изменяется от 0,5 до 6,7 мг/л, наиболее часто встречались в пределах 3 - 6 мг/л (рис. 1). В пластовых водах, контактирующих с газовыми залежами содержание Сорг-хл достигает 11,8 мг/л в гидрокарбонатно-натриевых водах месторождения Сангачалы-море, снижаясь до 0,81—1,48 мг/л в хлор-кальциевых водах Дашавского и Перещепинского месторождений.

Пластовые воды, контактирующие с залежами нефти, содержат до 22 мг/л Сорг-хл., воды непродуктивных структур — 2,34—4,20 мг/л. Судя по кривым распределения, наиболее обогащены органическим углеродом приконтурные воды нефтяных залежей, далее, в порядке убывания, следуют конденсационные воды, воды газовых залежей и воды непродуктивных структур.

Рис. I. Кривые распределения некоторых компонентов ВРОВ.

конденсационные воды; приконтурные воды; 2 — газовых залежей, 3 — нефтяных залежей;

4— воды непродуктивных горизонтов

Для конденсационных вод наблюдается тенденция увеличения содержания в водах Сорг.хл с ростом содержания HCO-3 (рис. 2). Закономерных связей между содержанием в водах Сорг.хл с одной стороны, азота, фенолов, общей минерализации вод и отдельных микрокомпонентов, с другой стороны, не установлено.



Рис. 2. Зависимость содержания углерода хлороформеиого экстракта от содержания в воде НСОз


Окисляемость перманганатная (Оперм-хл). В конденсационных водах ее значения изменяются в пределах 0,6—12,4 мг/л О2, не имея резкого пика на кривой распределения, однако все же преобладают значения 5—10 мг/л О2. В приконтурных водах нефтяных залежей значения окисляемости достигают 13.2мг/л О2, не опускаясь ниже 5 мг/л. В водах хлоркальцевого типа газовых залежей Оперм-хл составляет 0,52—1,28 мг/л О2, в водах гидрокарбонатнонатриевого типа — до 11,8 мг/л. Непродуктивные горизонты хактеризуются Оперм-хл 3,43—4,62 мг/л О2, т.е. несколько выше, чем законтурные воды хлоркальцевого типа газовых залежей. В целом же распределение Оперм-хл по выделенным группам вод аналогично распределению Сорг-хл, между которым и Оперм-хл наблюдается достаточно ясная и отчетливая корреляция.

Окисляемость иодатная (Оиодат-хл). рудно окисляющиеся органические соединения в наибольших количествах содержатся, как и легко окисляющиеся, в водах, контактирующих с нефтяными залежами (Оиодат-хл) —71,1÷155,6 мг/л О2, несколько меньше она в конденсационных водах (5,3÷129,2 мг/л О2), наиболее часто встречающиеся значения 10 ÷ 50 мг/л О2. В пластовых водах газоносных структур Оиодат-хл достигает 77,9 мг/л О2, в непродуктивных структурах — до 5,3 мг/л О2.

Из кривых распределения следует, что максимальные содержания трудноокисляющихся соединений связаны с приконтурными водами нефтяных залежей, затем с водами конденсационными как газовых залежей, так и непродуктивных структур.

Отношение Оиодат-хлперм-хл достигает наибольших значений в конденсационных водах газоконденсатных месторождений (>30) и в водах газовых залежей (10—20).

В водах непродуктивных структур и приконтурных водах нефтяных залежей четких закономерностей изменения Оиодат-хлперм-хл не выявлено.

Отношение Оиодат-хлорг.хл наибольших значений (59,1) достигает в законтурных водах газовых залежей, несколько меньших (до 22) — в водах нефтяных залежей, конденсационных водах и наименьших в водах непродуктивных структур. Аналогичное распределение Оиодат-хлорг.хл в водах газовых залежей отмечено и в других районах [1]. Наиболее часто встречающиеся Значения Оиодат-хлорг-хл в конденсационных водах варьируют в пределах 5—10 (до 47% определений) в 20% случаев составляют 20—25.

Органический азот (Nорг-хл.) В конденсационных водах содержание азота изменяется от 0,12 до 1,9 мг/л и чаще пределах от 0,5 до 1,0 мг/л, как и в водах, омывающих газовые залежи. Большие его количества (1,33—1,58 мг/л) содержатся в приконтурных водах нефтяных месторождений. В водах непродуктивных горизонтов содержание азота достигает 2,1 мг/л.

Фенолы нелетучие с водяным паром (в хлороформенном экстракте). Наибольшее их количество отмечено в конденсационных водах — более 10 мг/л, причем больше чем в 50% определений их количество достигает 2,5—5,0 мг/л. В приконтурных водах газовых залежей содержание фенолов изменяется от 0,5 до 1,0 мг/л, в нефтяных — до 1 мг/л. Характерно, что ни в одной из проб непродуктивных горизонтов, исследованных нами, фенолы не встречены. По литературным данным, фоновое содержание фенолов в подземных водах нефтегазоносных водонапорных бассейнов не превышает 0,0n ÷ 0,n мг/л [1, 6, 7].

Фенолы из отгонов (летучие) обнаруживают ту же зависимость, их содержание в водах конденсационного происхождения (0,2—5,7 мг/л) несколько выше, чем нелетучих. В водах газовых залежей летучих фенолов 0,19—0,73 мг/л, нефтяных — 0,39—2,09 мг/л, в непродуктивных структурах их не обнаружено.

Отношение Фенолы•100/Сорг-хл свидетельствует о том, что наибольшую часть от водорастворенного ОВ (ВРОВ) фенолы составляют в конденсационных водах (30÷60), меньшую в приконтурной зоне, газовых (10÷30) и нефтяных (около 10) залежей.

Характерно, что в конденсационных водах преобладают летучие фенолы над нелетучими (95% определений), а в пластовых водах соотношение обратное. Наибольшие абсолютные содержания фенолов отмечены в конденсационных водах залежей, cодержащих значительные количества конденсата, меньше — в газовых (Дашавское месторождение).

Нами не была установлена четкая зависимость содержания фенолов от минерализации конденсационных вод из-за незначительных колебаний последней, а также от содержанияв водах НСО-3

Весьма интересно проследить зависимость в поведении ВРОВ в конденсационных и пластовых водах одних и тех же горизонтов, отобранных и проанализированных одновременно, а также в слабо минерализованных водах Юго-Западной Туркмении, представляющих, по-видимому, сложный продукт смешивания пластовых и подземных конденсационных вод [2].

Во избежание длительного контакта конденсационных вод с жидкими углеводородами в сепараторах, часть проб отбиралась из породоуловителя, присоединенного к выкидной линии.

Наиболее удобно для сравнения ВРОВ в различных типах вод использовать отношения (К), представляющие частные от деления содержания отдельных компонентов ВРОВ или характерных коэффициентов в конденсационных водах на аналогичные характеристики пластовых вод (см. таблицу).

Для конденсационных вод характерна обогащенность их летучими фенолами (двадцатикратное превышение по сравнению с пластовыми водами), нелетучими фенолами (до двух раз), наличие больших значений перманганатной окисляемости и значительно меньших — иодатной, меньшие содержания азота, большие— углерода и отношения Схл/N и фенолы•100/Сорг-хл и, наконец, в 10, 100 и 1000 раз меньшая минерализация конденсационных вод по сравнению с пластовыми. Из этих закономерностей выпадают Глебовское месторождение, где соотношение окисляемости перманганатной и иодатной обратное, и Дашавское, где соотношение азота и Схл/N обратное.

Остальные характеристики строго подчинены приведенной закономерности, причем и числовые значения соотношений близки между собой. Пластовая конденсационная вода Челекена имеет обратное соотношение Оиодат-хл, что связано с ее взаимодействием с пластовой водой, содержащей повышенное количество трудноокисляемых соединений (53,3 мг/л О2). По этой же причине довольно высокое соотношение величин перманганатной окисляемости. Приведенное свидетельствует о переходе в парогазовую фазу отдельных компонентов ОВ, о возможности его переноса в этой фазе и последующего накопления в сконденсировавшихся водяных парах — конденсационных водах. Обогащенность этих вод фенолами, особенно летучими, и сравнительная обедненность трудно окисляющимися компонентами и азотом свидетельствуют о предпочтительном селективном растворении в парогазовой фазе первых по сравнению со вторыми.

К сожалению, нами не исследовано содержание в конденсационных водах ароматических углеводородов, однако можно полагать, что для вод газоконденсатных залежей оно должно быть достаточно высоким. В подземных конденсационных водах Юго-Западной Туркмении содержание бензола составляет 0,22 мг/л против 0,00n мг/л в пластовых водах [4].

До настоящего времени в литературе не приводилась характеристика ВРОВ конденсационных вод за исключением диссертационной работы В. М. Матусевича (1972), где говорится о низком содержании фенолов в конденсационных водах Пунгин-ского газового месторождения Западной Сибири. Наши материалы, относящиеся в основном к высокотемпературным областям, свидетельствуют об обратном. Возможно, причину этого следует искать в температурных условиях района и составе углеводородов.

Таким образом, обогащенность пресных и солоноватых вод, выносимых из скважин компонентами ВРОВ, типичными для залежей углеводородов, является дополнительным доказательством их конденсационного происхождения и свидетельствует о том, что эти воды не связаны с техническими жидкостями, используемыми при бурении и опробовании скважин.

Подземные конденсационные воды, таким образом, могут указывать на наличие в недрах углеводородов, а может быть, и на их качество, что представляет практический интерес. С этой точки зрения такие воды заслуживают дальнейшего углубленного изучения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Барс Е.Л., Коган С.С. Органическое вещество подземных вод нефтегазоносных областей, М., «Недра», 1965, с. 90 с. с ил.
  2. Колодий В. В. К вопросу о происхождении подземных вод аномального химического состава на нефтегазоносных площадях Юго-Западной Туркмении. — «Труды Туркм, филиала ВНИИ», вып. VII. М. «Недра», 1965, с. 138—145.
  3. Никаноров А.М. Конденсационные воды нефтяных месторождений Терско-Сунженской области. — «Геология нефти и газа», 1973, № I, с. 45—49.
  4. Проскурина Ю.В., Колодий, В.В., Кузьмин А.А. Предварительные результаты исследований органического вещества, растворенного в подземных водах Юго-Западной Туркмении. — «Труды Туркм. филиала ВНИИ», вып. XI. М., «Недра», 1969, с. 135—137.
  5. Сиван Т.П., Нечина С.В. Проможливостi використания фенолив як гiдрохiмiчных показниiв нафтогазоносностi в умовах Криму. — В зб.: Геологiя i reoxiмiя горючих копалин, вип. 29. Ки1в «Наукова думка», 1972, с. 76—78.
  6. Ходжакулиев Я.А., Суббота М И., А б р а м о в а О.П. Водорастворенное органическое вещество и его нефтегазопоисковое значение. Ашхабад, 1972, 232 с.
  7. Штогрин О.Д. Органiчна речовина в пiдземних водах крейдових i палеогенових вiдкладiв Криму и его нафгогазорозшуковое значения. —В зб.: Геология i геохимя горючих копалин, вип. 25. Киев, «Наукова думка», 1971, с. 39—45.

Авторы: 

Тематические разделы: