Гидрохимические показатели нефтеносности и гидрохимические методы поисков нефтяных залежей
Е.А. БАРС
Неотъемлемой частью комплекса работ, ведущихся с целью поисков нефти, являются исследования химического состава подземных вод для установления участков проявления вод аномального состава по отношению к гидрохимическому фону изучаемой области.
При этом исследованию должны подвергаться в первую очередь пластовые воды глубоко залегающих водоносных горизонтов, вскрываемых разведочными скважинами.
Важнейшим вопросом, встающим перед исследователями, которые занимаются изучением состава подземных вод, является выбор основных гидрохимических показателей нефтеносности.
В появившихся геологических справочниках [1, 2, 3] и руководствах по геохимии и гидрогеологии [4, 5] имеются разделы, в которых авторы кратко обобщают накопленный за истекшие годы материал. Однако оценка и интерпретация гидрохимических показателей не всегда однозначны, поэтому в настоящей статье на этом вопросе следует специально остановиться.
Еще в 1935 г. В. А. Сулин [6] отметил, что, несмотря на разнообразие состава и минерализации, среди вод нефтяных месторождений преобладают два типа вод: гидрокарбонатно-натриевый и хлоркальциевый.
Имеющиеся в настоящее время данные о составе вод различных гидрогеологических бассейнов позволяют утверждать, что состав подземных вод, сопутствующих нефтяным залежам, соответствует тому, который характеризует подземные воды, залегающие в любой зоне, отличающейся затрудненным водообменом или почти полной застойностью, что обычно наблюдается в наиболее погруженных частях артезианских бассейнов, в областях преобладания нисходящих движений земной коры и ненарушенности залегания пород (Силин-Бекчурин и др.) вне зависимости от нефтеносности недр. Такие воды характеризуются высокой минерализацией (50-200 г/л и выше), преобладанием хлор-иона в составе анионов, резко пониженным содержанием сульфатов и бикарбонатов и натрий-кальциевым составом катионной части (т. е. принадлежностью к хлор-кальциевому типу).
Таким образом, определение типа воды как хлоркальциевого позволяет сделать заключение лишь о степени изоляции данного водоносного горизонта от поверхности, о степени закрытости структуры, а следовательно, об условиях, благоприятствующих сохранению нефтяной залежи.
Гидрокарбонатно-натриевый тип вод также встречается не только в нефтяных месторождениях, но и в ненефтеносных областях, по окраинам больших артезианских бассейнов (Западно-Сибирская низменность, Украинская мульда и др.), в угольных месторождениях (Сучан, Кузбасс). Однако в этих случаях воды обычно отличаются небольшой минерализацией и присутствием в их составе сульфатов. Для щелочных вод нефтяных месторождений, образующихся, как полагают, в результате биохимической редукции сульфатов, характерны пониженное содержание или отсутствие сульфатов, повышенная хлоридность, часто повышенная минерализация (до 3000 мг/л) и наличие сероводорода (последнее, однако, необязательно).
При наличии этих признаков, говорящих о протекании процесса, специфического для восстановительной обстановки нефтяного месторождения, гидрокарбонатно-натриевый тип вод может расцениваться как косвенный благоприятный показатель нефтеносности. Принято считать, что сульфатно-натриевый тип вод является отрицательным гидрохимическим показателем. Это справедливо для маломинерализованных вод данного типа. Хлоридные рассолы сульфатно-натриевого типа иногда сопровождают промышленные залежи нефти, хотя нефть в этом случае является тяжелой, сернистой, окисленной (Байтуган, Шугурово).
Кроме ионно-солевого состава вод, при прогнозах нефтеносности используют такие показатели, как микрокомпоненты (Br, I, В, NH4), растворенное органическое вещество (нафтеновые кислоты, фенолы), состав растворенных газов.
Интерпретация этих показателей во времени претерпела значительные изменения. Рассмотрим значение каждого из них.
Бром. Накапливается преимущественно в высокоминерализованных хлоридных водах. В водах хлоркальциевого типа содержание брома изменяется параллельно изменению минерализации до момента достижения хлоридами натрия предела насыщения, после чего отношение С1/Вr начинает уменьшаться за счет продолжающегося накопления бромидов в насыщенном по отношению к NaCl растворе (С.С. Коган). По интересному наблюдению В. Ягодина (1957 г.) это накопление бромидов идет параллельно увеличению содержания в водах хлоридов магния (а не кальция), т.е. как бы вследствие продолжающейся концентрации исходного раствора. Не исключено, однако, частичное поступление брома в воды и из нефтяной залежи. Для поисковых целей удобнее пользоваться не абсолютным содержанием брома, а коэффициентом С1/Вr, сопоставляя значения последнего по гидрохимическому профилю в водах одинаковой минерализации. Тогда уменьшение коэффициента до значений ниже 180-150 (характерных для вод нефтяных месторождений) будет указывать на приближение к залежи нефти.
Иод. В водах нефтяных месторождений содержание его весьма разнообразно (от единиц до нескольких сот мг/л) и не зависит от степени, и характера минерализации вод. В пределах одного и того же месторождения иногда улавливают некоторое накопление иода в связи с увеличением минерализации вод.
Иод долгое время считали, принимая во внимание его связь с органическим веществом, прямым показателем нефтеносности. Но нефть не единственное органическое вещество, содержащееся в осадочных породах. С другой стороны, в ряде крупных нефтяных месторождений воды оказались лишенными иода. Поэтому в настоящее время следует сделать заключение, что если в подземных водах много иода то это во всяком случае является благоприятным признаком при прогнозе нефтеносности, но если иода в водах нет, это еще не позволяет давать перспективам района отрицательную оценку. Некоторые исследователи (Б.А. Бедер, В.Ф. Никонов) обращают внимание на бром-иодный (Б.А. Бедер) или иод-бромный (В.Ф. Никонов) коэффициент. По наблюдениям Б.А. Бедера в водах нефтяных месторождений Средней Азии значения этого коэффициента менее 30, в зонах ненефтеносных более 85.
Подсчеты, произведенные нами для других нефтеносных районов, не подтвердили коррелирующего значения: Вr/I, которое меняется в широких: пределах от 1 до 300, не обнаруживая никаких закономерностей. Очевидно, величины коэффициента, указываемые Б.А. Бедером, имеют местное значение.
Бор. Максимальные содержания бора связаны с водами гидрокарбонатно-натриевого типа, так как бораты щелочей хорошо растворимы в водах. Отсутствие накоплений бора в водах некоторых нефтяных месторождений: не позволяет считать его надежным показателем. Однако высокое содержание бора следует оценивать как благоприятный признак при прогнозе нефтеносности.
Аммоний. Накапливается в водах нефтяных месторождений, как в хлоркальциевых (NН4С1), так и в щелочных, (NH4HCO3) в количествах, порой превышающих 100 мг/л, в то время как в других водах его содержание значительно меньше. Учитывая возможно биогенное происхождение аммония и участие в составе нефтей азотсодержащих компонентов, следует признать аммоний одним из наиболее интересных показателей нефтеносности.
Воднорастворенное органическое вещество является наименее изученным компонентом состава вод. Обычно определяют нафтеновые кислоты, вернее сумму органических кислот, экстрагируемых петролейным эфиром (В том числе и гуминовых) или титруемых щелочью, после разрушения бикарбонатов.
Благодаря хорошей растворимости их натровых солей нафтеновые кислоты в значительном количестве накапливаются в щелочных водах. В водах хлор-кальциевого типа или в водах месторождений, несущих метаново-ароматические нефти, их мало, а иногда они могут полностью отсутствовать. Появление их в водах хотя бы в малых количествах является прямым показателем нефтеносности. Большое содержание в водах нафтеновых кислот свидетельствует об интенсивно идущих процессах разрушения залежи.
Мало изучено содержание фенолов в водах нефтяных месторождений. В то же время, например, в Прикарпатье их появление расценивается как благоприятный показатель нефтеносности (Склярук и Шапиро, 1954 г.).
В настоящее время в ряде научных учреждений ведутся работы по углубленному изучению качественной характеристики органического вещества подземных вод путем определения соотношений биогенных элементов, входящих в его состав (Институт нефти АН СССР, ВСЕГИНГЕО, Гидрохимический институт АН СССР). Эти работы преследуют, в частности, цель выявления прямых показателей нефтеносности.
Газы. Начиная с 40-х годов внимание исследователей привлекла газовая фаза подземных вод. Э.К. Герлинг и И.Б. Фейгельсон использовали в качестве показателя нефтеносности содержание в водах горючих компонентов, прежде всего, тяжелых углеводородов.
В 50-х годах М.С. Гуревичем, Е.Е. Беляковой и Н.К. Ростовцевым было обращено внимание на установление физических констант состояния газов: их упругости, объемных (дебитных) соотношений газ-вода, давления насыщения, дефицита упругости. Исследователи считали, что по мере приближения к газовой залежи упругость газа должна возрастать, а дефицит упругости уменьшаться. Попутно обращалось внимание на степень десульфирования вод (предлагались, в качестве показателей коэффициенты
)
и на характеристику условий водообмена по соотношению He/Ar. Упомянутые авторы установили, что по направлению к нефтяной залежи кислород исчезает, СO2 и азот постепенно замещаются горючими компонентами по схеме
Надо заметить, однако, что обеднение кислородом и обогащение азотом и метаном свойственно водам закрытых погруженных частей любого артезианского бассейна. Упругость газа также изменяется в соответствии с гидростатическим давлением и может даже падать вблизи структурно поднятой газовой залежи (например, в Березовском месторождении). Предполагаемое упомянутыми исследователями обогащение газом приконтурных вод требует или движения вод вблизи залежи, или постоянно идущей генерации газа. Таким образом, теоретическая и практическая стороны вопроса еще нуждаются в дальнейшем изучении. Весьма интересен с поисковой точки зрения качественный состав газовой смеси: наличие биогенного азота (так называемого безаргонного), соотношение его с углекислотой, исчезновение кислорода, появление сероводорода как продукта восстановления сульфатов вод. Надо помнить, однако, что низкий pH (<6) и высокая температура (>80°) стерилизуют воды в отношении микрофлоры и это может удержать сульфаты в водах даже промышленно нефтеносных горизонтов (Грозный, Татария).
Как на мало исследованные показатели нефтеносности следует указать на некоторые особые физические свойства вод нефтяных месторождений, в частности на пониженные величины поверхностного натяжения, что связано с присутствием в водах солей органических кислот и поверхностно-активных веществ [8].
Говоря до сих пор о гидрохимических показателях нефтеносности, мы имели в виду изучение состава пластовых вод глубинных водоносных горизонтов. Не всегда, однако, имеется возможность получения проб таких вод. В новых неразбуренных районах, в пределах которых ведутся поиски нефти, приходится обращаться к методу так называемой гидрохимической съемки, т. е. исследовать характер изменения химического состава вод источников и грунтовых вод, вскрываемых колодцами и неглубокими скважинами.
Идея использования особенностей химического состава вод верхней зоны водообмена не нова. Раньше других исследователей ее выдвинули гидрохимики школы акад. Курникова, на основании работ которых были открыты месторождения калийных солей Соликамска, бораты Индера и т. д.
За рубежом широко применяется гидрохимический метод поисков месторождений различных руд: урана, сульфидных месторождений меди, свинца, молибдена, никеля. Этот метод получил в настоящее время распространение и в СССР.
Гидрохимические съемки, имеющие целью оценку перспектив нефтеносности изучаемых территорий, впервые были осуществлены В.А. Сулиным и его сотрудниками в 1935-1938 гг. На основании полученных результатов были составлены первые гидрохимические карты прогноза нефтеносности для Азербайджана (В.А. Сулин, Л.А. Гуляева), Эмбы (А.А. Варов, Ф.А. Алексеев), Урало-Поволжья (В.А. Сулин, Л.А. Варов, Л. А. Гуляева).
Тот же метод был использован в довоенные годы А.А. Варовым для оконтуривания гипсовых штоков в районе Ишимбаева и А.А. Бакировым для уточнения деталей строений Окско-Цнинского вала.
В годы войны Е.А. Барс и Е.С. Иткина провели опыт структурной гидрохимической съемки на Аксубаевской структуре в Татарии с целью уточнения местоположения свода структуры, сложенной немыми и однообразными пестроцветами татарского яруса. В послевоенные годы широкие работы по гидрогеохимической съемке были проведены Саратовским ЦНИЛ (И.Б. Фейгельсон), причем впервые были широко изучены содержание и распространение растворенных в водах горючих газов, использование которых в целях прогноза нефтеносности было предложено еще в 1943 г. Э. Герлингом.
К гидрохимическим работам этих лет тесно примыкали почвенно-геохимические исследования В.А. Ковда и его сотрудников, включивших в состав своих показателей «солевой показатель в почвенно-грунтовых водах».
В 50-х годах гидрохимические съемки прочно вошли в практику научно- исследовательских и отчасти производственных организаций Академии наук СССР, Министерства нефтяной промышленности, а также Министерства геологии. Этими съемками были покрыты большие пространства в районах Урало-Поволжья, Северного Кавказа, Армении, Украины, Сибири и Дальнего Востока. Аналогичные исследования состава вод в целях прогноза нефтеносности были проведены в Румынии, Польше, Чехословакии.
Все эти работы основаны на том, что, благодаря явлениям фильтрации по различным проводящим путям (микро- и макротрещины, разрывы, смещения) и диффузии, на фоне обычных грунтовых вод поверхностного облика появляются воды аномального состава, представляющие смеси верхних и нижних пластовых вод. Обычно они связаны с тектоническими структурами или линиями нарушений. Так как в большинстве случаев минерализация и хлоридность подземных вод растут сверху вниз, такие гидрохимические аномалии характеризуются повышенной хлоридностью и минерализацией, часто принадлежностью к хлормагниевому и даже хлоркальциевому типу и пониженной сульфатностью.
Изучение состава подземных вод и их гидростатических уровней в Поволжье показало связь вод палеозоя (карбона, перми) с водами мезозоя, а последних - с водами четвертичных образований.
Такая связь горизонтов грунтовых и глубинных вод констатировалась многими исследователями; выражением ее являются выходы на поверхность минерализованных источников, многие из которых, возможно, разгружаются по пути в верхние водоносные горизонты. Миграция вод из глубины к поверхности проявляется наиболее отчетливо в геосинклинальных областях, где тектоника отличается напряженностью и где геологическим структурам свойственна нарушенность. Однако и на платформе высокая трещиноватость пород в пределах структур открывает доступ глубинной воде к поверхности.
На своем пути эта пластовая вода должна смешиваться с водами вышележащих водоносных горизонтов, изменяя свой состав и состав верхних вод. Если проникающая вверх хлор-кальциевая вода лишь разбавляется пресными верхними водами, то возможно появление маломинерализованных вод того же хлоркальциевого типа. При изменении типа вод в результате смешения все же в верхних водах аномально повышается содержание хлора и падает содержание SO4" и НСO3'.
Таким образом, метод гидрохимической съемки является по преимуществу методом, направленным на выяснение структурных особенностей изучаемой территории, на выявление погребенных структур и трассирование нарушений.
С этой точки зрения представляет интерес опубликованная в журнале «Gas und Wasserfach» статья из диссертации Беккера, в которой автор устанавливает прямую связь между тектоникой, хлоридностью и жесткостью вод [10]. При этом автор ссылается на аналогичные работы в соседних областях геологов Лотце и Шнейдера, пришедших к тем же результатам.
Поскольку при гидрохимической съемке идет речь о выявлении гидрохимических аномалий, следует прежде всего определить характер гидрохимического фона, учитывая явление горизонтальной гидрохимической зональности, зависящей от климата, (осадков, температуры), геоморфологии, почвенно-растительного покрова, соотношений областей питания и дренажа и литологии пород водоносных горизонтов.
Затем уже в пределах выделенных гидрохимических зон следует искать аномалии, устанавливая для фона данной зоны пределы значений отдельных компонентов методом полигонов частот.
Выявлением погребенных структур не исчерпываются задачи гидрохимической съемки. При оценке перспектив их нефтеносности большое значение имеют степень сульфатности вод, понижающаяся в результате процессов восстановления сульфатов, проявление глубинного аммиака, специфический состав воднорастворенных газов. Надо сказать, что микрокомпоненты I, Вr, В при гидрохимической съемке улавливаются редко вследствие чрезвычайно низких концентраций их в водах.
Для определения возможности проникновения глубинных вод к поверхности и тем самым для обоснования результатов съемки необходим гидрогеологический анализ: изучение направлений и скорости движения водных потоков, гидростатических уровней и напоров вод различных горизонтов, газового фактора.
Весьма затрудняет проведение гидрохимической съемки засоленность верхних водоносных горизонтов и почв, инверсия гидрохимического разреза. В этих случаях возможно появление аномалий обратного знака в виде выходов более пресных вод, возможно, иного типа, например выходов щелочных вод по нарушениям (в Западной Туркмении).
В случае несоответствия структурных планов верхних и нижних горизонтов разреза гидрохимическая съемка будет отражать структуры лишь верхнего структурного плана. Эта закономерность может быть иллюстрирована примером гидрохимической съемки в Татарии, где фиксируются только пермские структуры (Е.С. Гавриленко).
При перечне факторов, которые надо учитывать при интерпретации показателей гидрохимической съемки, следует упомянуть о деятельности человека: о загрязнении им вод в населенных пунктах, о различной интенсивности откачки вод. Обычно отбраковывание проб ведут по наличию в водах повышенных содержаний форм азота. Бывают, однако, случаи, когда высокое содержание нитратов нельзя объяснить простым загрязнением. Такие явления наблюдаются, например, в Западной Башкирии, и причина их не может еще считаться выясненной.
При гидрохимической съемке важно использование всего комплекса показателей: ионносолевого состава вод, воднорастворенных газов, желательно также и состава бактериального населения вод.
Гидрохимическая съемка является рекогносцировочным методом, позволяющим ограничивать участки и выбирать структуры для постановки бурения.
Показатели съемки должны быть увязаны с геологическими и геофизическими данными. Разумеется, интерпретация результатов будет облегчена наличием сведений о характере глубинных пластовых вод.
ЛИТЕРАТУРА
1. Спутник геолога-нефтяника, т. II. Гостоптехиздат, 1954.
2. Спутник геолога по природному газу, т. III. Гостоптехиздат, 1955.
3. Нефтепоисковая гидрогеология. (Сборник.) Госгеолиздат, 1957.
4. Карцев Н.А., Табасаранский З.А., Суббота М.И, Могилевский Г. А. Геохимические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1954,
5. Сухарев Г.М. Основы нефтепромысловой гидрогеологии. Гостоптехиздат, 1956.
6. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений. ОНТИ, 1935.
7. Кротова В.А. Некоторые общие закономерности химизма подземных вод палеозоя Волго-Уральской нефтеносной области. Геолог, сб., № 2, ВНИГРИ, 1956.
8. Малышек В.Т. и Кочмарев А.Т. Поверхностное натяжение на границе нефть - вода. Нефт. хоз., № 1-2, 1952.
9. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. Гостоптехиздат, 1946.
10. Вaecker Р. Hydrochemie und Tektonik. Gas und Wasserfach, 1953, 94, № 14, pp. 417- 420,
Институт нефти АН СССР