Гідрогеохімічні критерії

При прогнозі нафтогазоносності використовуються тип вод і характер їхньої загальної мінералізації, коефіцієнти метаморфізації вод, сульфатність, мікроелементи (амоній, йод, бром, бор тощо), рідкісні та розсіяні елементи (стронцій, ванадій, нікель, мідь, молібден та ін.).

Тип вод і ступінь їхньої мінералізації є найбільш загальними гідрогеохімічними показниками умов водообміну в занурених частинах басейнів. Поклади нафти і газу, здебільшого, пов’язані з водами хлоркальцієвого ( ) і гідрокарбонатно-натрієвого ( ) генетичних типів (за В.О. Суліним). Асоціація нафтових і газових скупчень з водами хлоркальцієвого типу є більш характерною для платформних умов. Найбільш характерними є води з високою мінералізацією до 300 г/л і з низьким вмістом сульфатів. Багато дослідників вважають, що верхня межа поширення хлоркальцієвих вод є тією геохімічною межею, нижче якої окисне середовище змінює відновна обстановка.

У зонах активного (альпійського) тектоногенезу, де можливі потоки глибинних газів вуглекислого складу, а також в районах з інверсійним гідрогеохімічним розрізом, вуглеводневі поклади асоціюють з водами гідрокарбонатнонатрієвого типу з низькою мінералізацією (від 30–35 г/л і менше).

Ступінь метаморфізації вод. Нафтогазопошукове значення має не тільки наявність в надрах вод хлоркальцієвого типу, але і ступінь (глибина) їх метаморфізації. Величини відношення
rNa/rCl (K₁), (rCl-rNa)/rMg (K₂) і rСа/rMg (K₃) прийнято називати коефіцієнтами “метаморфізації” підземних вод. При сильній метаморфізації в складі вод поряд з NaCl з’являється деяка кількість CaCl₂, величина К₁ знижується (до 0,6–0,4 і менше) при збільшенні К₂ (до 8–10 і більше) і К₃ (до 5–7 і більше), а також при збільшенні мінералізації.

Дослідження показують, що величини коефіцієнтів метаморфізації і ступінь мінералізації вод не мають безпосереднього зв’язку з нафтогазоносністю, а відображають лише характер гідрогеологічної закритості надр.

Сульфатність підземних вод. За вмістом сульфат-іону SO₄^2- виділяють пластові води безсульфатні, малосульфатні (до 0,5 мг-екв SO₄^2-/100 г води), середньої сульфатності (0,5–3,0) і високосульфатні (понад 3,0). Зазвичай, у водах нафтових горизонтів, особливо з наближенням до контуру нафтогазоносності, концентрація сульфат-іону знижується (рис. 3.6). Тому низькі значення сульфатності розглядаються як позитивні показники нафтогазоносності.

Низький вміст сульфатів у водах нафтових і газових родовищ зумовлений звичайно діяльністю сульфатвідновних бактерій (десульфізаторів), внаслідок чого сульфати зникають із складу вод і з’являються сірководень, вуглекислий газ і карбонати:

C_nH_2n + Na₂SO₄ Na₂S + H₂O + CO₂ NaHCO₃ + H₂S + CO₂ + H₂O

Інтенсивність мікробіологічної сульфатредукції в підземних водах нафтових родовищ коливається від 0,10 до 6,0 мг H₂S на 1 л за добу.

У зоні підвищених температур (понад 70–80°С), несприятливих для життєдіяльності бактерій, процес редукції сульфатів згасає. Однак при температурах близько 150°С відновлення сульфатів може відбуватися за рахунок теплової енергії.

Сульфати як показник нафтогазоносності малоефективні у випадку залягання вод у соленосних відкладах і на великих глибинах, в яких вміст сульфат-іону, зазвичай, обмежений.

Амоній присутній у водах нафтових і газових родовищ. На думку більшості дослідників майже весь амоній в підземних водах генетично пов’язаний з органічною речовиною. У приконтурних водах нафтових покладів він також утворюється за рахунок розкладання азотовмісних компонентів нафти. Ще В.О. Сулін (1946) вказував, що максимальний вміст амонію накопичується у відновному середовищі і асоціюється з водами хлоркальцієвого типу. В окисних умовах амоній нестійкий.

Йод є характерним компонентом вод нафтових і газових родовищ і його вміст поблизу них підвищений. Однак аналіз численних матеріалів показав, що максимальні концентрації йоду фіксуються як у водах, що контактують з покладами нафти і газу, так і у водах водоносних горизонтів і структур. У той же час води окремих нафтових і газових родовищ часто збіднені йодом. Так, у приконтурних водах покладів Середньої Азії (Газлі, Ташкудук, Шурчі та ін.) і Південного Мангишлаку (Узень, Жетибай тощо) вміст йоду не перевищує 5–10 мг/л. Підвищені концентрації йоду, в середньому понад 15–20 мг/л, в Урало-Поволжі пов’язані з доманіковими товщами, які значною мірою збагачені органічною речовиною. Зв’язок підвищених концентрацій йоду з породами, збагаченими органічною речовиною, спостерігається і в інших регіонах. Для окремих районів Дніпровсько-Донецької западини, Передкавказзя, Південного Мангишлаку встановлено прямий зв’язок між вмістом йоду і органічного вуглецю.

Таким чином, йод є переважно біогенним елементом, але прямого зв’язку між його вмістом і наявністю покладів нафти і газу не встановлено. Використання його як прямого показника прогнозу нафтогазоносності не обгрунтоване, хоч підвищені його концентрації у водах необхідно розглядати як сприятливу ознаку нафтогазоносності.

Бром міститься у водах у вигляді бромідів натрію і накопичується у високомінералізованих хлоридних водах. Зазвичай його кількість збільшується з глибиною залягання водоносного горизонту і відповідно з ростом ступеня гідрогеологічної закритості надр. Пряма залежність між нагромадженням брому у водах і загальною мінералізацією спостерігається лише до певних концентрацій розсолів. Високий вміст брому в підземних водах можна розглядати як показник наявності умов, сприятливих для збереження покладів.

Бор. Підвищені значення його вмісту пов’язані з гідрокарбонатнонатрієвими водами. Його кількість, зазвичай, збільшується вниз за розрізом і в бік занурення водоносних комплексів. У зонах розвитку соленосних відкладів концентрація бору у водах різко збільшується. Спостерігається наявність бору, так як і йоду, у водах комплексів, збагачених органічною речовиною. Бор надходить також з великих глибин разом з термальними водами. Не виявляється зв’язку між вмістом бору у водах і наявністю покладів нафти і газу, хоча окремі випадки такого зв’язку відомі. Високий вміст бору характеризує сприятливі умови для формування і збереження покладів вуглеводнів, але відсутність не відкидає можливості їх існування.

Стронцій вміщується в значній кількості в підземних водах нафтових і газових родовищ (до 600–700 мг/л) і характеризує сприятливу геохімічну обстановку надр щодо перспектив їх нафтогазоносності.

Виявлено (Л.К. Гуцало, 1967), що в підземних водах Дніпровсько-Донецької западини, не пов’язаних з покладами нафти і газу, концентрація стронцію визначається переважно ступенем мінералізації вод і віком водовмісних порід. У водах, що знаходяться у межах ореола впливу скупчень вуглеводнів, спостерігається підвищений вміст стронцію в прямій залежності від величини пружності розчинених газів, генетично пов’язаних з покладами. Характерно, що в цьому випадку зв’язок концентрації стронцію з особливостями сольового складу вод, віком водовмісних порід і специфічними умовами середовища не виявляється.

Рідкісні і розсіяні елементи. Методами спектроскопії і полуменевої фотометрії виявлено, що в підземних водах нафтових і газових родовищ вміщується понад 30 рідкісних і розсіяних хімічних елементів. Основним процесом, що приводить до збагачення приконтурних вод металами є вилучення їх із нафт і осадових порід у зоні взаємодії.

Водорозчинена органічна речовина. Основна частина компонентів водорозчиненої органічної речовини (ВРОР) пов’язана з покладами нафти і газоконденсату і лише частково з покладами вуглеводневого газу, в яких є домішки нафтових компонентів та інших органічних речовин. Навколо покладів у підземних водах утворюються ореоли розсіювання ОР. Фонові вмісти ОР, що знаходяться практично у всіх водах, утворюються в результаті перетворення речовин, які витісняються водою безпосередньо із водовмісних і водотривких товщ. Для нафтогазопошукових цілей найбільш цікавою є та частина ОР, яка є продуктом взаємодії вуглеводнів покладів і вод, що їх облямовують.

Органічний вуглець (С_орг) орієнтовно відображає величину загального вмісту ОР у водах. Загальний вміст ОР оцінюється по сумі С_орг трьох основних класів органічних сполук: 1) нелетких; 2) летких нейтральних і основних; 3) летких кислих.

Концентрація С_орг у підземних водах коливається від декількох міліграмів до грамів на літр. Дослідженнями виявлено, що з наближенням до покладу газу, газоконденсату, легкої нафти його вміст звичайно збільшується переважно за рахунок летких компонентів. Спостерігається зв’язок між вмістом С_орг нелетких бітумінозних речовин, що витягуються із вод хлороформом, і нафтогазоносністю. Найбільшу його кількість виявлено у водах нафтових покладів, у водах газових покладів його менше, але більше ніж у водах непродуктивних зон.

За даними про кількість загального С_орг у водах робити висновок про перспективи нафтогазоносності локальних структур некоректно. Цей показник необхідно віднести до розряду регіональних критеріїв нафтогазоносності окремих літолого-стратиграфічих компонентів. Для оцінки перспективності локальних ділянок можна рекомендувати летку частину С_орг і його бітумні речовини.

Перманганатна і йодатна окисненості характеризують кількість ОР, що легко і важко окиснюється. Перманганатна окиcленість (О_перм) використовується для встановлення кількості компонентів, що легко окиснюються, а йодатна (О_йод) – характеризує суму органічних сполук, які легко і важко окисняються. У лабораторних умовах визначається як кількість кисню або марганцевокисного калію (KmnO₄) чи йодистого калію (KJ), що витрачається на окиснення ВРОР.

Органічні кислотиє основними компонентами органічних речовин підземних вод і поділяються на нафтенові, жирні та гумінові. Нафтенові і жирні кислоти, зазвичай, екстрагуються завдяки адсорбції на вугіллі. Крім цього, карбонові кислоти (нафтенові і жирні) поділяються на леткі і нелеткі з водяною парою. До перших відносяться переважно низькомолекулярні жирні кислоти, до других – високомолекулярні жирні кислоти і нафтенові кислоти.

Вміст нафтенових і гумінових кислот змінюється у водах від одиниць до сотень міліграмів на літр з тенденцією вибіркового нагромадження у водах гідрокарбонатно-натрієвого типу пониженої мінералізації. Тому найбільш типовий їх вміст пов’язаний з районами розвитку гідрокарбонатнонатрієвих вод (Азербайджан, Західний Туркменістан, Західний Сибір, Сахалін тощо).

Виявлення у водах хлоркальцієвого типу нафтенових кислот у кількостях 2–3 мг/л є надійним показником нафтоносності (Е.А. Барс, С.С. Коган, 1979). У водах Східного Туркменістану підвищені їх концентрації спостерігаються у водах поблизу газоконденсатних покладів, але є нехарактерними для газоносних горизонтів. Вміст гумінових кислот змінюється, переважно, паралельно зміні нафтенових. Встановлена залежність вмісту нафтенових кислот від характеру нафт: найбільша кількість їх надходить із нафт, збагачених нафтеновими вуглеводнями.

Леткі жирні кислоти представляють складну групу ОР, до якої відносяться низькомолекулярні середні кислоти жирного ряду, що легко переганяються з водяною парою із кислого середовища, – мурашкова, оцтова, пропіонова, масляна, валеріанова тощо. Вміст жирних кислот коливається від одиниць до 500 мг/л з тенденцією найбільшого нагромадження у водах гідрокарбонатнонатрієвого типу (Е.А. Барс, С.С. Коган, 1979). Отримані матеріали вказують, що з наближенням до покладів газу або газоконденсату вміст жирних кислот підвищується.

Вплив покладів на навколишні води по пласту, зазвичай, не поширюється більше, ніж на 1000 м. У тилових частинах покладів зона впливу ширша. Встановлена залежність між вмістом бензолу у водах і густиною нафт. Високі концентрації бензолу відзначаються у водах, які контактують з легкими нафтами (рис. 3.9).

Органічний фосфор найбільше досліджений у підземних водах Нижнього Поволжя і Оренбуржя (А.С. Зингер, 1966;
В.И. Малиновская, 1968). Вміст органічного фосфору тут коливається від 0,01 до 8,75 мг/л при фонових концентраціях 0,01–0,2 мг/л. Вміст його у водах не залежить від мінералізації, глибини залягання водоносних горизонтів і літології водовмісних порід. У породах кількість органічного фосфору становить від 0,28 до 0,40 мг/кг і не залежить від літології. Можна вважати, що фосфор попадає в підземні води переважно із покладів і, відповідно, при певних умовах його можна використовувати як показник нафтогазоносності локальних структур.

Вміст фосфору в підземних водах зменшується з віддаленням від контуру покладу. Встановлена залежність вмісту фосфору у водах від складу нафт. Води, що контактують з легкими нафтами, характеризуються високим вмістом фосфору (0,3–0,79 м/л). Води, що контактують з важкими нафтами, характеризуються вмістом фосфору у межах фону. Найбільш чітко за вмістом органічного фосфору виділяються газові і газоконденсатні поклади. Коливання кількості органічного фосфору в приконтурних зонах газових покладів становить 0,82–3,5 мг/л, в законтурних зонах 0,24–1,26 мг/л.

Розчинені гази у водах. Розчинені у підземних водах гази є складними газовими сумішами, які складаються із вуглеводневих, інертних, рідкісних та інших газових компонентів. Найбільше значення при нафтогазопошукових роботах мають вуглеводневі гази.

Показники нафтогазоносності по водорозчинних газах розглянуті у ряді відомих праць (В.Н. Корценштейн, 1963, 1976;
Л.М. Зорькин, 1973; Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник, Г.А. Юрин, 1974).

При оцінці нафтогазоносності, зазвичай, використовують такі показники газової групи.

Загальна газонасиченість підземних вод визначається кількістю розчиненого газу в одиниці об’єму води. Газонасиченість вод змінюється від одиниць до сотень і декілька тисяч кубічних сантиметрів на літр. Цей показник нафтогазоносності є найбільш надійним (рис. 3.11). За даними вивчення газів, розчинених у водах, у межах нафтогазоносних басейнів встановлена певна, достатньо чітка зональність. Багато дослідників виявили, що зональність газонасичення виражена в зміні складу газів і їх кількості від окраїн нафтогазоносних басейнів у напрямку внутрішніх, найбільш занурених частин. У крайових частинах басейну розповсюджені азотні гази, що переходять через метано-азотні і азотно-метанові в метанові гази внутрішніх областей. Із збільшенням вмісту метану у водах внутрішніх областей басейнів з’являються важкі вуглеводні. Від крайових частин басейнів до центральних збільшується кількість розчинених газів, їх сумарна пружність і коефіцієнт насичення пластових вод. Найбільша газонасиченість спостерігається в зоні метанових газів.

Значну зацікавленість мають висновки про наявність своєрідних “коренів” покладів вуглеводнів у вигляді локальних зон граничного газонасичених вод, які глибоко входять в підземну гідросферу (В.Н. Корценштейн, 1979).

Наведена зональність в деяких басейнах порушується появою на фоні метанових газів ділянок з вуглекисло-метановим і вуглекислим складом розчинених газів. Прикладом може бути юрський гідрогеологічний комплекс Західного Сибіру, який залягає на кристалічному фундаменті. Появу вуглекислого газу пояснюють надходженням діоксиду вуглецю із фундаменту по тектонічних розломах.

Регіональна відсутність розчинених вуглеводнів у пластових водах того чи іншого комплексу порід переважно вказує на його безперспективність на нафту і газ.

При оцінці нафтогазоносності окремих структур і при виявленні ореола розсіювання рекомендується використовувати метод “чолового і тилового ефекту” (В.П. Савченко и др., 1965). Суть цього методу полягає в такому. У підземних водах, які контактують з покладами, збільшується вміст різних вуглеводневих і органогенних компонентів, а саме вуглеводневих газів, фенолу, бензолу, толуолу, фосфорорганічних сполук, органічного вуглецю, амонію, радію, бору, брому тощо. При русі підземних вод відбувається зміщення цієї зони в напрямку руху вод. В результаті ширина зони в “чоловій” частині

покладу зменшується, а в “тиловій” збільшується (рис. 3.12). У зв’язку з цим, що зона взаємодії зміщується вниз за потоком, пошуково-розвідувальне буріння рекомендується починати з тилових свердловин. Отримання фонових показників у “тиловій” свердловині може вказувати на її безперспективність. О.О. Карцев (1958) це явище описав під назвою “гідравлічна тінь” і рекомендував враховувати при пошукових роботах.

Загальна пружність водорозчиненого газу характеризується величиною тиску розчиненого газу у водонасиченій системі. Розраховується за величиною газонасиченості вод. Пружність розчиненого газу можна також визначати за допомогою візуального методу, коли при поступовому зменшенні тиску в пробовідбірнику фіксується поява перших бульбашок вільного газу, що виділяється із проби. У недонасичених системах пружність розчиненого газу менше величини пластового тиску, в насичених – рівна величині пластового тиску. У зонах взаємодії покладів з підземними водами значення загальної і парціальної (пружності окремих газових компонентів) пружностей можуть збільшуватися в десятки раз (рис. 3.11).

Коефіцієнт насичення води газом визначається відношенням величини пружності водорозчиненого газу до величини пластового (або гідростатичного) тиску Р_г/Р_пл. Цей коефіцієнт є одним із важливих показників, який характеризує фазову рівновагу пластової системи. У зонах взаємодії покладів з підземними водами його значення збільшуються (рис. 3.11) і можуть досягати одиниці.

Вміст у водорозчиненому газі метану, важких вуглеводнів (насичені і ненасичені вуглеводні), азоту, діоксиду вуглецю, сірководню, водню, кисню, гелію та аргону визначається як у відносних (об’ємні або масові відсотки), так і в абсолютних (в кубічних сантиметрах на літр) формах.

Парціальна пружність метану, важких вуглеводнів, азоту, діоксиду вуглецю, сірководню, водню, кисню, гелію та аргону характеризується часткою тиску наведених компонентів у загальній пружності розчиненого газу. Визначається діленням абсолютного вмісту індивідуальних газів у літрі води на розчинність цих компонентів у воді даної мінералізації при наявній пластовій температурі. Загальна пружність розчиненого газу рівна сумі парціальних пружностей складових його компонентів.

Виходячи із особливостей газонасичення підземних вод, можна

Виявлені особливості дозволяють вважати параметри газоносності підземних вод надійними показниками регіональної і локальної оцінки перспектив нафтогазоносності. До розряду прямих показників відносяться підвищені концентрації, в порівнянні з фоновими, метану і важких вуглеводнів, газонасиченість вод вуглеводневими газами, загальна і парціальна (за вуглеводневими газами) пружність газів. Вміст важких вуглеводнів, особливо бутану, пентану і гексану, а також інші показники (СН₄ / SС₂₊), крім цього, можуть вказувати і на характер покладу (нафтовий або газовий). Газові показники (підвищений вміст “безаргонного” азоту і діоксиду вуглецю, різні коефіцієнти – СН₄ / SС₂₊, СН₄/С₂Н₆, СН₄/С₃Н₈, іС₄Н₁₀/nС₄Н₁₀, іС₅Н₁₂/nС₅Н₁₂, N₂/ВВ, Не/Аr та ін.) є побічними і використовуються в комплексі з іншими показниками.

Присутність СО₂ і Н₂S може свідчити про процеси руйнування покладів, а наявність кисню є негативним показником.

Важливою ознакою нафтогазоносності є пружність розчинених газів, коли тиск газонасичення є більшим від пластового тиску
(Р_г>Р_пл), внаслідок чого утворюється вільна газова фаза.

Гідрогеохімічні аномалії. Розрізняють два види гідрогеохімічних аномалій – глибинні та поверхневі.

Для пошуків вуглеводневих скупчень більше значення мають перші, хоча і поверхневі гідрогеохімічні аномалії також мають певне нафтогазопошукове значення.

Глибинні гідрогеохімічні аномалії виявляються як по основному сольовому, так і по мікрокомпонентному складу підземних вод. Дуже часто вони асоціюють з гідротермічними, газовими, спорово-пильцевими та іншими аномаліями.

Виникнення гідрогеохімічних аномалій зумовлено впливом скупчень нафтових вуглеводнів на підземні води, що їх оточують, або вертикальними наскрізьпластовими перетіканнями підземних вод, нафт і газів знизу догори по зонах розломів, через так звані “гідрогеологічні вікна”. І в першому, і в другому випадках ці аномалії мають нафтогазопошукове значення, особливо при пошуках багатопокладних родовищ. Крім цього, глибинні гідрогеохімічні аномалії можуть бути корисними при уточненні геологічної будови району досліджень.

Гідрогеохімічні аномалії характеризуються не тільки аномальними концентраціями окремих компонентів сольового складу, але і їх постійністю з глибиною. Друга умова особливо характерна для аномалій, пов’язаних з вертикальними перетіканнями підземних вод тим більше, що цей тип аномалій, ймовірно, є переважаючим.

Приуроченість глибинних лужних маломінералізованих вод переважно гідрокарбонатно-натрієвого типу в основі осадових басейнів, нижче регіонального розповсюдження седиментогенних вод і розсолів хлоркальцієвого типу, зумовлює інверсійну (порушену) гідрогеохімічну зональність нижнього гідрогеологічного фону.

Аналіз просторового зіставлення розвитку глибинних лужних вод і вуглеводнів на прикладі багатьох нафтогазоносних басейнів (Західносибірський, Прикаспійський, Тімано-Печорський, Дніпровсько-Донецький, Причорноморсько-Кримський, Західнотуркменський та ін.) показав приуроченість нафтогазоносних зон і родовищ нафти та газу до областей зонального і локального проявів гідрогеохімічної інверсії (рис. 3.14). У ряді районів (Передкарпатський прогин) навіть при відсутності видимого зв’язку глибинних лужних вод з вуглеводнями, продуктивна частина структури по площі і по розрізу характеризується найбільшою мозаїчністю, диференційованістю гідро- і газохімічної обстановок. Води структур, в яких відсутні промислові скупчення вуглеводнів або їх запаси незначні, характеризуються однаковим хімічним складом.

На багатьох родовищах нафти і газу одержані води низької мінералізації (конденсаційні), які за сольовим складом і вмістом мікроелементів різко відрізняються від гідрогеохімічного фону. Процеси конденсації як вуглеводів, так і парів води, як це показано в працях Б.І. Султанова, В.В. Колодія, А.М. Ніканорова та інших дослідників, зумовлюють значний вплив на формування гідрогеохімічної інверсії. Так, роботами В.В. Колодія та ін. (1980, 2002) на території Дніпровсько-Донецької западини, Причорноморсько-Кримського регіону встановлено розвиток підземних конденсаційних вод під покладами газу, які є одним із численних доказів вертикальної міграції флюїдів із нижньої частини осадового чохла в зони регіонального їх екранування.

Дослідженнями зміни густини пластових вод ДДЗ виявлено
(Л.Л. Лушков, 2000) поблизу покладів вуглеводнів існування розсолів, розбавлених природними конденсаційними водами вуглеводних мас глибинного генезису, що заповнили пастки. Зниження густини підземних вод досягає більше 30 %, що не спостерігається на непродуктивних структурах.

А. Леворсен (1970) наводить ще одну причину виникнення гідрогеохімічних аномалій. На його думку, локальні зміни сольового складу вод можуть пояснюватись існуванням численних поверхонь незгідностей, що встановлюються в геологічних розрізах більшості седиментаційних басейнів. Кожна із таких поверхонь незгідностей є межею, де відбувається різка зміна геологічних умов і де було можливим змішування різних вод. Деякі із поверхонь незгідностей вказують на такі зони геологічного розрізу, де в породи проникали метеорні води і змішувались з давніми пластовими водами.