Собственно гидрогеохимические показатели

Большинство показателей солевого состава вод, которые используются для прогнозных целей, характеризуют геохимическую среду пластовой системы, степень гидрогеологической закрытости недр, возможность протекания тех или иных химических и биохимических процессов. В разное время в качестве показателей солевого состава вод выдвигались те или иные химические компоненты вод и различные коэффициенты, устанавливаемые из их соотношений. В последующем многие из этих показателей были отвергнуты как недостаточно обоснованные. В настоящее время при прогнозе нефтегазоносности используются тип вод и характер общей минерализации, коэффициенты метаморфизации вод, сульфатность, микроэлементы (аммоний, йод, бром, бор и др.), редкие и рассеянные элементы (стронций, ванадий, никель, медь, молибден и др.).

Тип вод и характер минерализации являются наиболее общими гидрохимическими показателями условий водообмена в погруженных частях бассейнов. Залежи нефти и газа приурочены, как правило, к водам хлор-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого генетических типов повышенной минерализации. Ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлор-кальциевого типа более характерна для плат­форменных условий. Многие исследователи считают, что верхняя граница распространения хлор-кальциевых вод является геохимической границей, ниже которой окислительную среду сменяет восстановительная обстановка. В зонах альпийского тектогенеза, где возможны потоки глубинных газов углекислого состава, а также в районах с инверсионным гидрохимическим разрезом углеводородные залежи ассоциируют с водами гидрокарбонатного типа. Воды минерализацией 20-30 г/л и менее встречены в нижней части продуктивной толщи Апшеронского полуострова, которые здесь ассоциируют с залежами утяжеленных (плотность до 0,92—0,94 г/см³) нефтей. Вверх по разрезу вместе с облегченными нефтями появляются более минерализованные воды хлор-кальциевого типа. Обычно вблизи залежей УВ на ненарушенных структурах сохраняется постоянство типа и минерализации вод. Иногда в зонах углеводородных скоплений, связанных с литологическим или стратиграфическим выклиниванием, например в Нефтегорско-Хадыженском районе Краснодарского края, наблюдается более высокая минерализация вод и других показателей. Указывалось на наличие оторочек застойных вод повышенной минерализации вблизи залежей Березовского района Западной Сибири и в Нижнем Поволжье. Известны также случаи опреснения вод вблизи газовых залежей за счет конденсации паров воды залежи. В условиях развития криолитозоны газовые залежи обедняются парами воды, в результате конденсат пара снижает минерализацию приконтурных вод. И, наоборот, при гидратообразовании за счет расхода воды на образование гидратов минерализация воды повышается.

В пределах нарушенных и гидрогеологически раскрытых структур минерализация воды и другие показатели вод, ассоциирующих с углеводородными скоплениями, могут значительно отличаться (например, воды Нижнего Поволжья). Величины отношения Na/Cl (K₁), Cl-Na/Mg (K₂) и Са/Мg (K₃) принято считать коэффициентами «метаморфизации подземных вод». Численные значения коэффициентов К₂ и К₃ ука­зывают на относительное содержание в водах хлоридов кальция, в то время как коэффициент К₁ отражает соотношение хлоридов щелочей и щелочноземельных металлов. При сильной метаморфизации в составе вод наряду с NСl появляется большое количество CaCl₂, величинa К₁ снижается (до 0,6-0,4 и менее) при возрастании K₂ (до 8-10 и более) и К₃ (до 5-7 и более), а так­же при увеличении минерализации. Исследования показывают, что величины коэффициентов метаморфизации и степень минерализации вод не имеют непосредственной связи с нефтегазоносностью и отражают лишь характер гидрогеологической закрытости недр.

Понижение содержания сульфатов в подземных водах или сульфатность большинством авторов считается надежным показателем нефтегазоносности. Низкое содержание сульфатов в водах нефтяных и газовых месторождений обусловлено процессами восстановления сульфатов, протекающими при участии анаэробных бактерий в присутствии ОВ, в том числе нефти и газа. При этом образуется сероводород и двуокись угле­рода, характеризующейся высокой растворимостью в водных растворах и нефтях. В зоне повышенных температур (более 70-80 °С), неблагоприятных для жизнедеятельности бактерий, процесс редукции сульфатов затухает. Однако при температурах порядка 150 °С восстановление сульфатов может осуществляться за счет тепловой энергии. Показатель сульфатов рассматривается часто в виде коэффициента сульфатности вод: SО₄-100/C1. Для оценки насыщающей концентрации вод сульфатами используется формула: SО₄= 108 / d^2. Ca, где d - плотность воды, г/см³; SO₄ и Са - содержание ионов сульфата и кальция, мг-экв/100 г. Для удобства эта формула была несколько упрощена: SO₄= 10800/Ca, где S0₄ и Са – содержание ионов сульфатов и кальция, мг-экв/л.

Величины дефицита насыщения (%) вод сульфатами (Кд) и степени недонасыщенности (%) вод сульфатами (Кнд) предложено определять по следующим фор­мулам:

Кд = Кпр – Кф,

где Kпp - предельная растворимость сульфатов (мг-экв/л) и Кф - фактическое содержание сульфат-иона (мг-экв/л),

Кнд = Кд/Кпр ^. Кф.

Степень недонасыщения вод сульфатами приконтурных вод может быть значительной. Так, для Днепровско-Донецкой впадины, недонасыщенность приконтурных вод нефтяных и газовых залежей достигает 80-100%, по мере удаления от залежей воды оказываются более насыщенными сульфатами.

Нефтегазопоисковое значение сульфатности вод можно проиллюстрировать на примере палеозойской водонапорной системы юго-востока Русской платформы. Для площадей Волгоградского и Саратовского Поволжья характерны малосульфатные воды (SО₄ менее 5 мг-экв/л). На большей части Куйбышевского Поволжья и северных районов Урало-Волжского бассейна распространены воды с высоким содержанием сульфатов (более 5 мг-экв/л). Вы­сокие содержания сульфатов встречены также в водах областей современной инфильтрации и наиболее погруженных частей территории (прибортовые части Прикаспийской впадины, Бузулукская впадина, отличающиеся высокими температурами). Указанные зоны прослеживаются на схеме сульфатности водоносного комплекса терригенного девона (рис. 34).

Рис. 34. Схема содержания сульфатов в подземных водах терригенных отложений девона на юго-востоке Русской платформы:

1 - пункты опробования: зоны с содержанием сульфатов (в мг-экв/л): 2 - <5, 3 – 5-10, 4 - >10, 5—бортовой уступ Прикаспийской впадины

На фоне закономерного изменения сульфатности вод вблизи нефтегазовых залежей содержания сульфатов в водах резко понижаются. Причем степень десульфирования вод возрастает с приближением к залежи (рис.35), а характер их изменения различен в водах тыловых и лобовых частей.

Процессы подземного окисления в палеозойских водах Урало-Волжского бассейна наблюдаются в настоящее время. Об этом свидетельствует не только бессульфатность приконтурных вод и наличие в них сероводорода, но и характер изменения нефтей на ряде месторождений (Песчаный Умет, Соколовая Гора, Коробки и др.). Обычно к зоне ВПК происходит увеличение плотности нефти, ее вязкости, растет содержание серы и смол. Концентрация сероводорода в газах нефтяных залежей также увеличивается в этом направлении, достигает максимальных значений в приконтактной части. Эти закономерности в значительной мере объясняются процессами восстановления сульфатов в приконтурных частях залежей, приводящих к обеднению вод сульфатами и извлечению нефтями продуктов их восстановления из подземных вод. Таким образом, если говорить о сульфатах как о показателях нефтегазоносности, то в условиях Урало-Волжского бассейна сульфатный показатель наиболее эффективен в водах примерно до глубин 3000- 4000 м. Сульфаты в качестве показателя нефтегазоносности мало эффективны в случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах, в которых содержание сульфат-иона обычно предельное.

Рис. 35. Изменение сульфатного показателя в подземных водах Нижнего Поволжья по мере удаления от контура нефтегазоносности:

Газовые залежи: 1- Голубинская (С₂), 2 - Абрамовская (С₂), 3 - Клетско-Почтовская (C₁); газонефтяные залежи: 4 - Коробская (C₁), 5 - Жирновская (С₂), 6 - Бахметьевская (С₂), 7, 8 - Елшанская (C₁) соответственно фронтальная и лобовая части, 9 - Соколовско-Горская (С₂)

Повышение концентрации гидрокарбонат-иона в водах, или величины коэффициента S0₄/НСО₃, является следствием десульфирования вод в присутствии УВ, и некоторыми рассматривается как прямой показатель наличия залежей нефти и газа. Приводятся даже величины показателя в водах (например, для Саратовского и Астраханского Поволжья), согласно которым можно определять продуктивные и пустые структуры. Вместе с тем имеются отдельные ограничения при использовании гидрокарбонатов для прогнозной оценки. Так, для карбонатных разрезов поисковая их значимость понижается; при температурах более 50-60 °С и дефиците водорастворенного углекислого газа гидрокарбонаты в водах отличаются нестойкостью. Гидрокарбонатный показатель более эффективно может использоваться в процессе проведения приповерхностных гидрогазобиохимических съемок.

Аммоний присутствует в водах нефтяных и газовых месторождений. По мнению большинства исследователей, почти весь аммоний в подземных водах генетически связан с ОВ. В приконтурных водах нефтяных залежей он также образуется за счет азотсодержащих компонентов нефтей. Практически для всех нефтегазоносных районов выявлены более высокие содержания аммония в водах продуктивных структур, чем пустых: например, в 2 раза в Днепровско-Донецкой впадине, в 4-6 раз и более в Припятской впадине, в 3-5 раз в Самаро-Камском междуречье, в 5-10 раз в Волго-Саратовском Поволжье, в 2-3 раза в Иркутском бассейне. С удалением от приконтурной части залежи содержания аммония снижаются. Не прослеживается четкой зависимости между концентрацией аммония в водах и общей минерализацией (рис. 36), а также глубиной залегания водоносных горизонтов.

В ряде случаев отмечается приуроченность повышенных содержаний аммония к определенным водоносным комплексам, например, в Нижнем Поволжье к водам карбонатных отложений верхнедевонского-нижнекаменноугольного и нижне-среднекаменноугольного комплексов, отличающихся повышенными содержаниями ОВ. Увеличение содержания аммония в хлор-кальциевых рассолах происходит параллельно накоплению растворенных углеводородных газов, при этом возрастание аммония в зонах влияния залежей параллельно росту степени восстановленности сульфатов. На примере Днепровско-Донецкой впадины показано, что в подземных водах, связанных с залежами нефти и газа, содержания аммония прямо пропорциональны парциальной упругости растворенных в водах углеводородных газов.

Все изложенное позволяет считать аммоний важным гидрохимическим показателем нефтегазоносности (в основном нефтеносности).

В отдельных случаях для прогнозных целей применяются некоторые коэффициенты: NH₄/SО₄ - для Средней Азии и Предкарпатья, NH₄/N₂- для Крыма, C1/NH₄ - для Предкавказья. В первом случае предполагается, что по мере приближения к залежи происходят увеличение содержания аммония и уменьшение сульфатов, а, следовательно, растет величина коэффициента. Значение коэффициента NH₄/SО₄ в водах вблизи нефтяных залежей в Ферганской впадине достигает 0,1 при фоне 0,063-0,006. В Крыму в приконтурных водах нефтегазовых залежей коэф­фициент NH₄/N₂ всегда больше единицы и снижается при удалении от залежей. Информативность указанных коэффициентов следует проверить в других нефтегазоносных районах.

Йод является характерным компонентом вод нефтяных и газовых месторождений и его содержания вблизи них повышенные. Однако максимальные концентрации йода фиксируются как в водах, контактирующих с залежами нефти и газа, так и в водах пустых горизонтов и структур.

Рис. 36. Зависимость содержания брома (а), йода (б), аммония (в) и бора (е) от общей минерализации в подземных водах Нижнего Поволжья

В то же время воды отдельных газовых и нефтяных месторождений зачастую обеднены йодом. Так, приконтурные воды залежей в Бухаро-Хивинской области (Газли, Ташкудук, Шурчи, Джаркак и др.) и Южного Мангышлака (Узень, Жетыбай и др.) содержат йода не более 5-10 мг/л. Такие же количества отмечены в водах Вутыльского месторождения в Притиманье, Арчединского, Коробковского и других в Нижнем Поволжье. Обычно в пределах одного НГБ распределение йода по разрезу и по площади не подчинено строгой закономерности. Редко наблюдается слабое увеличение йода с глубиной залегания водоносных комплексов. Не устанавливается четкой зависимости между содержанием йода в подземных водах и общей минерализацией. Чаще всего йод не обнаруживается в нефтях или же его концентрация не превышает 0,001-0,002%. Это значительно ниже (до 20-40 раз), чем содержания йода в водах, что не позволяет считать нефтяные скопления источником его поступления в подземные воды.

Повышенные концентрации йода, в среднем более 15—20 мг/л, в Урало-Волжском НГБ отмечаются в водах комплекса карбонатных отложений верхнего девона и нижнего карбона. Этот комплекс отложений (в его объем входит также доманиковская толща) в значительной степени обогащен ОВ. Связь повышенных содержаний йода с породами, обогащенными ОВ, прослеживается и в других бассейнах. Например, высокие содержания йода отмечены в водах майкопских отложений Предкавказья (более 40-60 мг/л), плиоцена Прикаспийской впадины (более 20-30 мг/л), эоцена Северного Устюрта (более 15-20 мг/л). Для отдельных районов Урало-Поволжья, Днепровско-Донецкой впадины, Предкавказья, Южного Мангышлака установлена прямая зависимость между содержанием йода и С_орг подземных вод.

Таким образом, йод является преимущественно биогенным элементом, но прямой связи между его содержанием и наличием залежей нефти и газа не установлено. Видимо, йод, прежде всего, следует рассматривать как критерий единого процесса нефте-газо-йодообразования, протекающего в недрах. Использование его как показателя для прямого прогноза нефтегазоносности не представляется возможным, хотя повышенные его количества в водах следует рас­сматривать как благоприятный признак нефтегазообразования.

Количество брома в водах обычно возрастает с глубиной залегания водоносного горизонта и, следовательно, с ростом степени гидрогеологической закрытости недр. Прямая зависимость между накоплением брома в водах и общей минерализацией наблюдается лишь до определенных концентраций рассолов. В высококонцентрированных водах количество брома уже не зависит от степени минерализации и дальнейшее его увеличение в растворах практически не сопровождается ростом суммы солей. Здесь, видимо, наряду с выщелачиванием начинают играть роль процессы катионного обмена. Четкая зависимость прослеживается между содержаниями брома и кальция, а также между бромом и величиной коэффициента С1-Na/Mg, отсутствует связь повышенных концентраций брома с залежами нефти и газа. Однако в отдельных случаях встречаются аномально высокие концентрации брома, так же как и йода, связанные с наличием биогенного брома, например, в Предкавказье в водах майкопских отложений. Установлено, что количество брома органического генезиса в подземных водах не превышает 176-350 мг/л; большая его часть (до 7-8 г/л) имеет неорганическое происхождение и поступает в подземные воды в результате выщелачивания галогенных толщ.

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о том, что бром не может явиться показателем наличия залежей нефти и газа. Высокие содержания брома в подземных водах следует рассматривать как показатель наличия условий, благоприятных для сохранения залежей.

Представляет интерес отношение Cl/Br - хлор-бромный коэффициент. В морской воде его величина равна 292. В процессе метаморфизации седиментогенных вод и возрастания их минерализации значение хлор-бромного коэффициента снижается до 100 и ниже. В случае выщелачивания соленосных толщ величина коэффициента резко возрастает до 1000-2000 и более. Наблюдается последовательное уменьшение коэффициента по мере удаления водоносных горизонтов от соленосных толщ (Днепровско-Донецкая впадина, Урало-Поволжье, Бухаро-Хивинская область). Таким образом, величины хлор-бромного коэффициента, как и брома, могут использоваться как показатели процессов формирования рассолов и выделения в разрезе соленосных толщ, обеспечивающих высокую гидрогеологическую закрытость подстилающих комплексов.

Йодо-бромный и бор-бромный коэффициенты могут быть использованы для установления степени обогащения подземных вод ОВ; величина этих коэффициентов увеличивается вблизи залежей. Нефтегазопоисковое значение, по Б. А. Бедеру, имеет бром-йодное отношение; величина этого отношения, превышающая 70-80, указывает на связь подземных вод с залежами нефти. Кальций-бромное отношение является на­дежным показателем гидрогеологической закрытости недр; в водах продуктивных отложений Предкарпатского прогиба его величина составляет 20-30, а непродуктивных - менее 10. Указанные показатели требуют дальнейшей доработки.

Количество бора в подземных водах обычно возрастает вниз по разрезу и в сторону погружения водоносных комплексов. В зонах развития соленосных отложений концентрация бора в водах резко возрастает. Отмечается приуроченность бора, так же как и йода, к водам комплексов, обогащенных ОВ. Бор поступает также с больших глубин вместе с термальными водами. Не обнаруживается связи между содержанием бора в водах и наличием залежей нефти и газа, хотя отдельные случаи такой связи известны. Бор, видимо, следует рассматривать как показатель, отражающий благоприятные условия для образования и сохранения скоплений УВ.

Редкие и рассеянные элементы. Многочисленными исследованиями установлено отсутствие или значительное обеднение приконтурных вод нефтяных и газовых залежей некоторыми металлами (в первую очередь V, Ni, Cr, Cu, Co, Zr, Mo и др.), которые обнаруживаются в золе нефтей, а также в водах и породах фоновых участков. Предполагается, что эти элементы поглощаются нефтью, в результате образуются ореолы пониженных их содержаний вблизи залежей. Такие микроэлементы, как Mn, Cu, Zn, Ag, Sn, Pb, и другие формируют положительные аномалии.

В Западной Сибири содержания в водах Ni, Сu, Мо, Со, Ag, V, Ge, S по мере удаления от ВНК падают, образуя четкие ореолы вокруг залежей (рис. 37). Основным процессом, приводящим к обогащению приконтурных вод металлами, является выщелачивание их из нефтей и осадочных пород в зоне взаимодействия. В связи с этим заслуживают внимания результаты сопоставления в изменении отдельных компонентов в водах нефтяных месторождений с различными запасами: с увеличением запасов средние содержания S, Ni, Со, Мо, Рb и Мn уменьшаются, а бензола, наоборот, возрастают.

Рис. 37. Изменение содержания микрокомпонентов в водах Мегионского (а) и Усть-Балыкского

(б) месторождений Западной Сибири по мере удаления от контура нефтегазоносности.

Ореолы повышенных содержаний металлов вокруг залежей установлены: Рb, Сu, Ni, Co, Zn и V - в водах нефтяных залежей Припятской впадины; Сu, Мn и Sr - в водах нефтяных и газовых залежей Днепровско-Донецкой впадины; Ni - в водах нефтяных залежей Степного Крыма; Li, Rb и Cs - в водах газоконденсатных и нефтяных залежей в Предкарпатском прогибе. Из прочих редких и рассеянных элементов вод нефтяных и газовых месторождений следует отметить содержание в них радиоактивных элементов - Ra и U. Установлено, что содержание Ra в приконтурных водах нефтегазовых залежей значительно повышается в ряде районов, но лучше использовать не просто содержания Ra, а величину относительной радионасыщенности вод (Ra^.10¹²M), которая возрастает вблизи залежей.

Таким образом, имеющиеся материалы по распределению в водах редких и рассеянных металлов позволяют рекомендовать их в качестве косвенных гидрохимических показателей. Здесь необходимы специальные исследования, которые могут внести существенные коррективы в решение вопросов нефтегазопоисковой информативности не только редких и рассеянных металлов, но и других химических элементов подземных вод.

Дейтерий и изотопы кислорода обнаружены в водах различного генезиса. Установлено, что максимальные концентрации дейтерия наблюдаются в водах седиментационного генезиса, формировавшихся в морских условиях в обстановке повышенного испарения морской воды. Указанное позволяет считать повышенные концентрации дейтерия в подземных водах показателем степени застойности, а, следовательно, и гидрогеологической закрытости.

Изотоп ¹⁸О накапливается в поверхностных водах в тех же условиях, что и дейтерий. Повышенные его содержания наблюдаются в водах соленых озер засушливых районов и в засолоненных морях. Высокие содержания в подземных водах D и ¹⁸О, наблюдавшиеся одновременно, являются показателем существенно морского происхождения вод.