Показатели органического вещества

Основная часть компонентов водорастворенного ОВ связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами УВ газа, в которых имеются какие-то примеси нефтяных компонентов и других ОВ. Вокруг залежей в подземных водах образуются ореолы рассеяния ОВ. Фоновые же содержания ОВ, встречаемые практически во всех водах, образуются в результате превращения веществ, извлекаемых водой непосредственно из водовмещающих и водоупорных толщ. Для нефтегазопоисковых целей- наиболее интересной является та часть ОВ, которая является продуктом взаимодействия УВ залежей и окружающих их вод.

В подземных водах содержится значительное количество соединений, отмечаемых в сумме какОВ. Многие из них изучены слабо или даже не определяются современными методами анализа.

Органический углерод (С_орг) ориентировочно отражает величину общего содержания ОВ в водах. Принято считать, что содержание ОВ в среднем в 2 раза больше общего С_орг. Общее количество ОВ оценивается по сумме С_орг трех основных классов органических соединений: 1) нелетучих, 2) летучих нейтральных и основных, 3) летучих кислых. С позиции такой методики изучения общей суммы водорастворенного ОВ видно, что при определении лишь нелетучих компонентов С_орг учитывается незначительная доля (7-22%) всех ОВ вод, тогда как основную их часть составляют летучие соединения (жирные кислоты, эфиры, спирты, ароматические УВ, амины и др.). общее количество С_орг в подземных водах 5-километровой толщи осадочной оболочки Земли при среднем его содержании 50 мг/л составляет 2,5-Ю¹² т, что соизмеримо с С_орг Мирового океана, почв, торфов и углей и уступает лишь содержанию С_орг в осадочных породах.

Различают общее содержание углерода, содержание углерода ОВ, летучих из щелочной среды, в том числе летучих органических соединений и, наконец, отдельно входящих в состав последних нелетучих битумных.

Общее содержание С_орг в подземных водах колеблется от нескольких миллиграммов до нескольких граммов в литре. Исследованиями установлено, что по мере приближения к залежи газа, газоконденсата, легкой нефти его содержания обычно возрастают, главным образом за счет летучих компонентов. Отмечается связь между содержанием С_орг нелетучих битумных веществ, извлекаемых из вод хлороформом, и нефтегазоносностью. Наибольшее его количество обнаружено в водах нефтяных залежей, в водах газовых залежей его меньше, но все же больше, чем в водах непродуктивных зон. Аналогичный характер в распределении общего С_орг установлен в водах и вмещающих породах, что позволяет оценивать нефтепроизводящие свойства последних.

По данным о количестве общего С_орг в водах делать заключение о перспективах нефтегазоносности локальных структур затруднительно. Этот показатель следует отнести в разряд региональных критериев нефтегазоносности отдельных литолого-стратиграфических комплексов. Для оценки перспективности локальных участков можно рекомендовать летучую часть С_орг и его битумные вещества.

Перманганатная и йодатная окисляемости характеризуют количество легко и трудно окисляющихся ОВ. О степени обогащенности водорастворенного ОВ легко или трудно окисляющимися соединениями судят по величине коэффициента О_йод/О_перм. Этот коэффициент используется и при оценке перспектив нефтегазоносности. В водах нефтяных залежей его величина колеблется от 3,5 до 10, в водах газо­вых - до 15-20 и в водах непродуктивных зон до 1-5. В частности, подобные резуль­таты получены по водам Западной Сибири. Однако в ряде работ, наоборот, подчеркивается отсутствие какой-либо связи с нефтегазоносностью в распределении окисляемости и их соотношении. В качестве еще одного показателя предложено использовать разность О_йод - О_перм, величина которой, по ряду данных, возрастает по мере приближения к нефтяным залежам.

Учитывая неравнозначность связи значений О_йод, О_перм, О_йод/О_перм и О_йод - О_перм с нефтегазоносностью, проявляющуюся в различных регионах по-разному, указанные показатели следует рекомендовать как косвенные.

Органический азот подразделяется на азот общий (N_общ) и азот подвижных соединений (N_подв), отщепляющих ам­миак в щелочной среде (амины, амиды кислот и т. п.) и азот устойчивых соединений (N_уст), не разлагающихся в щелочной сре­де. В подземных водах могут преобладать те или другие азотистые соединения. В водах Восточного Предкавказья, Южного Мангышлака и Западного Узбекистана содержания N_общ и особенно его устойчивых форм растут по мере приближения к контурам залежей нефти и газа. В водах Восточной Туркмении и Западной Сибири преобладают легко окисляющие азотистые вещества. Ве­личина содержания азота находится в обратной зависимости от плотности нефтей и содержания в них смол. В ряде случаев в приконтурных водах нефтяных и газовых залежей Крымской и Карпатской нефтегазоносных областей наблюдаются повышенные содержания N_общ и N_ycт. Эти данные затрудняют использование показателей органического азота как прямых критериев при прогнозе нефтегазоносности; их следует отнести в разряд косвенных.

Коэффициент С_орг/N_общ позволяет выяснить зависимость между концентрациями С_орг и N_общ. Обычно величина С_орг/N_общ, обусловленная главным образом изменениями в содержании ус­тойчивых форм азота, вблизи контура нефтеносности выше, чем в удалении от залежи, а вблизи контура газовой залежи, наоборот, ниже. Этот коэффициент в водах гидрокарбонатно-натриевого типа нефтяных залежей нередко в 10-15 раз превосходит фоновые значения. Вместе с тем, известны районы (Нижнее Поволжье, Оренбуржье, Днепровско-Донецкая впадина и др.), где значения коэффициента C_opг/N_oбщ не зависят от наличия залежей нефти и газа. Поэтому этот коэффициент может рассматриваться только как косвенный нефтегазопоисковый показатель.

Органические кислоты в водах подразделяются на нафтеновые, гуминовые и жирные. Нафтеновые кислоты - условная группа, состоящая из смеси различных карбоновых кислот - нелетучие ОВ, растворимые в щелочи и хлороформе. Гуминовые кислоты представляют собой смесь высокомолекулярных органических кислот сложного и непостоянного состава кислой природы, не растворимую в хлороформе.

Содержания нафтеновых и гуминовых кислот изменяются в водах от единиц до сотен миллиграммов на литр с тенденцией избирательного накопления в водах гидрокарбонатно-натриевого типа пониженной минерализации. Поэтому наиболее представительны они в районах с развитием гидрокарбонатно-натриевых вод (Азербайджан, Сахалин, Западная Сибирь и др.). Обнаружение в водах хлор-кальциевого типа нафтеновых кислот в количествах 2-3 мг/л является надежным показателем нефтеносности.

В водах Восточной Туркмении повышенные концентрации их наблюдаются в воде вблизи газоконденсатных залежей, но не характерны для газоносных горизонтов. Содержание гуминовых кислот изменяется, как правило, параллельно изменению нафтеновых. Установлена зависимость содержания нафтеновых кислот от характера нефтей: наибольшее количество их поступает из нефтей, обогащенных нафтеновыми УВ. Указанные данные позволяют считать повышенные величины в водах нафтеновых и гуминовых кислот прямыми показателями нефтегазоносности недр.

Летучие жирные кислоты представляют сложную группу ОВ, к которой относятся низкомолекулярные средние кислоты жирного ряда, легко перегоняющиеся с водяным паром из кислой среды, - муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная, валериановая, каприновая и др. Содержание жирных кислот колеблется от единиц до 500 мг/л с тенденцией наибольшего накопления в водах гидрокарбонатно-натриевого типа. Полученные материалы указывают, что по мере приближения к залежам газа или газоконденсата содержание жирных кислот повышается. Однако для окончательных выводов о применимости их в нефтегазопоисковых целях данных недостаточно.

Ароматические углеводороды (бензол и толуол) большинством исследователей относятся к прямым показателям нефтегазоносности. В последнее время в связи с разработкой газохроматографического метода появилась возможность в определении этилбензола и ксилолов.

Бензол в водах содержится от тысячных долей до единиц миллиграммов на литр. С приближением к нефтяным залежам и в меньшей мере к газовым, концентрации бензола повышаются (рис. 38, 39). Например, в Нижнем Поволжье его содержание от фоновых участков к приконтурным частям залежи нефти и газо­конденсата возрастает от 0,001 до 0,01-1,0 мг/л и более; в Притиманье - от следов до 0,1 мг/л; в Днепровско-Донецкой впадине - от 0,02 до 0,26 мг/л; в Предкавказье - от следов до 0,2-0,5 мг/л; на Южном Мангышлаке - от 0,001 до 2-9 мг/л; в Каракумском бассейне - от 0,05-0,3 до 0,4-2,4 мг/л; в Западной Сибири - от 0,1 до 2-3 мг/л и более; на месторождении Вулф-Кэмп в Техасе - от следов до 2,5 мг/л.

Рис. 38. Изменение содержания бензола в подземных водах Нижнего Поволжья по мере удаления от контура нефтегазоносности:

Месторождения: 1 - Коробковское (С₃), 2 - Гуселкское (Д₃), 3 - Коробковское (С₂), 4 - Жирновское (С₂), 5 - Бахметьевское (C₁-C₂), 6 - Саушинское (C₁), 7 - Жирновское (C₁). В кружках показана плотность нефти, г/см³

Рис. 39. Изменение содержаний бензола в подземных водах Западной Сибири при удалении от ВНК. Средние величины содержания бензола в во­дах: 1 - Шаимского свода, 2 - северных районов, 3 -Сургутского свода, 4 - Нижневартовского свода

Влияние залежей на окружающие воды по пласту обычно не распространяются больше, чем на 1000 м. В тыловых частях залежей зона влияния обширнее. Установлена зависимость между содержанием бензола в водах и плотностью нефтей. Высокие концентрации бензола отмечаются в водах, контактирующих с легкими нефтями (см. рис. 38). При прочих равных условиях бензола обычно содержится больше в водах с повышенными температурами. Наблюдается зависимость содержания бензола от газового фактора пластовых вод: повышенные количества бензола, как правило, отмечаются в водах с высокой газонасыщенностью. На примере Волгоградского Поволжья установлена зависимость между содержанием бензола в воде и рН воды: концентрация его в водах с рН<4 значительно меньше, чем в нейтральных и щелочных водах.

Концентрация толуола в подземных водах изменяется от следов до 1-2 мг/л и более. В поверхностных водах, в водах пустых структур и горизонтов толуола, как правило, нет. Максимальные концентрации толуола отмечены в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных залежей Западной Сибири - до 11,8 мг/л на Уренгойском и до 6,8 мг/л на Самотлорском месторождениях, Нижнего Поволжья - до 1,5 мг/л, Предкавказья - до 0,5-1 мг/л и более, Каракумского бассейна - до 0,4-2,4 мг/л. Считается, что толуол является чутким индикатором приконтурной зоны залежей легких нефтей и газоконденсатов.

Значение толуола как показателя близко к значению бензола. Однако вследствие более сложного строения молекулы толуола и меньшей его растворимости он обладает меньшей миграционной способностью, чем бензол. Так, при температуре 18-20 °С растворимость бензола в 100 г воды составляет 0,08 г/л, тогда как для толуола при температуре 16 °С она почти в 2 раза ниже (0,05 г/л). По этой причине толуол реже встречается в водах скважин, далеко удаленных от контура нефтегазоносности. В свя­зи с этим появление толуола в водах может однозначно указывать на их связь с нефтегазоносностью.

Распределение концентраций толуола в водах, как и бензола, не коррелируется с величиной минерализации подземных вод. Основными источниками толуола и бензола в пластовых водах являются залежи нефти и газоконденсата. Поэтому ароматические УВ в водах можно рассматривать в качестве прямых показателей нефтегазоносности.

Фенолы подразделяются на летучие и нелетучие. Фенолы, как и другие ингредиенты ОВ, обычно накапливаются в щелочных водах гидрокарбонатно-натриевого типа в значительно больших количествах, чем в водах хлор-кальциевого типа. Установлено, что повышенные содержания летучих фенолов тяготеют к приконтурным водам залежей парафинистой легкой нефти и газоконденсата, отсутствуют или содержатся в малых количествах в водах газовых залежей и водах, контактирующих с залежами тяжелых нефтей.

В различных районах прослеживается возрастание содержаний фенолов в водах по мере приближения к нефтяным и газоконденсатным залежам: в Нижнем Поволжье - от 0,03-0,15 до 1-1,5 мг/л, ореольное влияние по пласту до 2000 м; в Прикаспийской впадине - от 0,05 до 1,5 мг/л и более, ореольное влияние по пласту более 1000 м; в Татарии - от 0,2-0,4 до 3 мг/л, зона влияния залежей 500-1500 м; в Крыму - от 0,5-1,7 до 1,4-9,2 мг/л; в Предкавказье - от 1-3 до 16-18 мг/л. Указанное позволяет считать фенолы в водах надежными показателями наличия нефтяных и газоконденсатных залежей.

Органический фосфор наиболее широко изучен в подземных водах Нижнего Поволжья и Оренбуржья. Содержания органического фосфора здесь колеблются от 0,01 до 8,75 мг/л при фоновых концентрациях 0,01-0,2 мг/л. Содержание его в водах не зависит от минерализации, глубины залегания водоносных горизонтов и литологии водовмещающих пород. В породах количество органического фосфора варьирует от 0,28 до 0,40 мг/кг и не зависит от литологии. Можно полагать, что фосфор попадает в подземные воды в основном из залежей и, следовательно, при соответствующих условиях его можно использовать как показатель нефтегазоносности локальных структур.

Содержания фосфора в водах снижаются по мере удаления от контура залежей. Установлена зависимость содержания фосфора в водах от состава нефтей. Воды, контактирующие с легкими нефтями, характеризуются высоким содержанием фосфора (0,3-0,79 мг/л). Воды, контактирующие с тяжелыми нефтями, характеризуются содержанием фосфора в пределах фона. Наиболее отчетливо по содержанию органического фосфора выделяются газовые и газоконденсатные залежи. Колебания количеств органического фосфора в приконтурных зонах газовых залежей составляют 0,82-3,5 мг/л, в законтурных зонах 0,24-1,26 мг/л.

Вместе с этим, изучение органического фосфора в подземных водах Западно-Сибирского бассейна не подтвердило его четкой связи с нефтегазоносностью структур. Поэтому для окончательного решения вопроса о нефтегазопоисковой роли органического фосфора в водах необходимо дальнейшее накопление фактических материалов по другим нефтегазоносным районам.

Следует отметить, что количество показателей органического вещества значительно больше, чем здесь рассмотрено. Но эти являются основными, апробированными в различных нефтегазоносных районах.