Гидрогеохимический метод базируется на представлениях о миграции углеводородных и неуглеводородных флюидов, их взаимодействии с подземными водами, закономерностях изменения вещественного состава и физических свойств последних под воздействием УВ, мигрирующих из залежи.
Гидрогеохимический метод поисков нефти и газа обеспечивает выявление признаков нефтегазоносности в поверхностных и подземных водах. Гидрогеохимический метод обычно применяется в двух модификациях: при схемах по поверхностным водам (водотоки, придонные воды рек и озер) и подземным водам (родники, колодцы и скважины различного назначения).
Цель метода – выявление и локализация зон с аномальными полями физических параметров, ингредиентов солевого состава и водорастворенного ОВ, которые могут быть связаны прямо или косвенно с залежами УВ. Изучение этих показателей осуществляется с применением техники атомно-абсорбционной и пламенной спектрофотометрии, фотокалориметрии, ионометрии, хроматографии, а также техники физической, коллоидной и аналитической химии, микробиологии и др.
При ГПНГ гидрогеохимический метод используется на региональном и поисковом этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. Метод применяется главным образом в комплексе с газогеохимическими и геомикробиологическими методами и осуществляется в виде разномасштабных гидрогазобиохимических съемок.
Гидрогеохимические нефтегазопоисковые показатели подразделяются на две группы: косвенные и прямые.
Косвенные показатели нефтегазоносности свидетельствуют о существовании внедрах условий, благоприятных для формирования и сохранения УВ скоплений. К этой группе показателей относятся тип вод и характер минерализации, содержания в водах хлора, кальция, магния, натрия, брома, бора и др., а также различные соотношения между ними.
Прямые гидрогеохимические критерии включают показатели ореольного рассеяния от залежей нефти и газа и показатели биохимического и физико-химического взаимодействия залежей с пластовыми водами. К показателям ореольного рассеяния относятся газовые показатели (метан и его гомологи) и показатели 0В вод (ароматические УВ, фенолы, фосфор, аммоний и, возможно, йод). К показателям биохимического и физико-химического взаимодействия относятся содержание сероводорода и углекислого газа и пониженная сульфатность вод (или степень насыщения вод сульфатами), а также наличие бактерий, окисляющих газообразные и жидкие УВ. Информативность показателей определяется в результате опытно-методических работ для каждого конкретного региона.
В природе не сущ-ет воды, полностью лишенной ВРОВ (Е.А.Барс, С.С.Коган, В.М.Швец), в т.ч. роса и дождевая вода.
Вода – растворитель РОВ в породах и поровых растворах;
- переносчик растворенного ОВ и капельно-жидкого ОВ по пласту (в процессе формирования залежей);
- консерватор залежи нефти;
- носитель геохимической информации о залежи.
ВРОВ может быть в воде как в виде истинных, так и коллоидных растворов, взвесей, в телах микроорганизмов.
Для нефтегазопоисковых целей интересна часть ВРОВ, которая является продуктом взаимодействия УВ залежи и воды.
ВРОВ - от n до n*10 мг/л, иногда до n*100 мг/л
Сорг = Σ(Сорг битумоидов + Сорг летучих) = n ÷n*1000 мг/л (по мере приближ к залежи растет доля летучих комп-тов)
Сорг (ВРОВ) – рег-ный критерий нефтегазоносности. Для оценки структур рекомендованы Сорг летучих и Сорг битум.
перманганатная (легко окисляемые компоненты) и иодатная (трудно окисляемые компоненты) окисляемость: Оиод/Оперм (или Оиод-Оперм) – косвенные показатели
По ряду авторов, Оиод-Оперм увеличивается с приближением к залежи.
Nорг: Nобщ. и Nподвижных соединений (аминов, амидов), Nустойчивых соединений
Для ряда регионов Nобщ и Nуст. увеличивается при приближении к залежам. В других регионах соединение Nобщ зависит от плотности нефти, т.е. это косвенные показатели
Сорг/Nобщ: вблизи контура нефтеносности больше, чем в удалении от залежи, а вблизи контура газоносности – ниже; зависит от типа вод (контрастнее в водах гидрокарбонатно-натриевого типа; есть районы, где показатель и неинформативен) – косвенный показатель.
Органические кислоты: гуминовые, нафтеновые (до n*100 мг/л (в водах НСО3-Na типа и до n мг/л – в Cl-Ca), жирные (летучие до С5) -перегоняются с водяным паром в кислой среде -до 500 мг/л 9особенно в водах НСО3-Na типа)
Известно, что повышенный процент нафтеновых кислот в воде характеризует залежи нафтеновых нефтей.
Аром УВ (бензол, толуол) – прям показатели: С6Н6 – от n*10-4 до n мг/л (показательны сотые, десятые доли мг и n мг/л).
Установлены связи между соединением бензола и плотностью нефти (высокие концентрации в водах, контактирующих с легкими нефтями), а также в водах с высокой газонасыщенностью, концентрация С6Н6 в водах с рН ≤ 4 больше, чем в нейтральных и слабощелочных.
Концентрация толуола от следов до n мг/л. Толуол реже встречается в водах скважин, удаленных от контура нефтегазоносности. Появление толуола в воде почти однозначно указывает на связь с нефтеносностью.
Ароматические УВ не коррелируют с минерализацией вод, основным их источником в пластовых водах являются УВ залежей нефти и газоконденсата – это прямые показатели
и) фенолы – надежный прямой показатель, но… установлено, что они накапливаются а) только в щелочных водах НСО3-Na типа; б) тяготеют к залежам парафинистых легких нефтей и газоконденсатов, а не к залежам тяжелых нефтей от n* 10-2 до n*10 мг/л (зона влияния залежей до 1000-1500 м)
к) Рорг от n*10-2 до n мг/л – пока однозначно не установлена его нефтегазопоисковая роль (сообщалось о связи повышенных содержаний с залежами газов и газоконденсатов).
Собственно гидрохимические показатели
Тип воды и характер общей минерализации.
Залежи нефти и газа приурочены, как правило, к водам хлор-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого генетических типов повышенной минерализации.
Ассоциация нефтяных залежей с водами Cl–Ca типа с высокой (более 200 мг/л) минерализацией характерна для платформенных условий; верхняя граница вод Cl–Ca является геохимической границей восстановительной (ниже) и окислительной обстановок.
В зонах альпийского тектоногенеза и в районах с инверсионным гидрохимическим режимом УВ залежи ассоциируют с НСО3-Na водами с минерализацией ≤20-30 мг/л.
Обычно на ненарушенных структурах вблизи залежей сохраняется постоянство типа и минерализации. В зонах УВ скоплений, связанных с литологическим и стратиграфическим выклиниваем, наблюдается увеличение минерализации и изменение других показателей.
Возможно опреснение в криолитозоне, а также вблизи газовых залежей (за счет конденсации воды). Конденсатогенные воды (М<1), выделившиеся из водно-углеводородных смесей в пластовых условиях – всегда связаны со скоплениями УВ. Их наличие в закрытых в гидрогеологическом отношении районах – надежный признак заполненности ловушек УВ.
Величины К1 = Na/Cl; K2 = (C–Na)/Mg; K3 = Ca/Mg (коэффициенты «метаморфизации») отражают характер гидрогеологической закрытости недр и поискового смысла не имеют.
Классификация подземных вод по В.А.Сулину основана на генетическом принципе, согласно которому химический состав вод формируется в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой соотношение компонентов позволяет выделить 4 типа вод (SO4-Na, HCO3-Na, Cl-Mg, Cl-Ca), каждый из которых выделяется по анионам на 3 группы (НСО3-, SO42-, Cl-), а по катионам – на 3 подгруппы (Са, Mg, Na).
В.А.Сулин (1948 г.) выделил 3 главные природные обстановки формирования состава подземных вод: морская (Cl – тип); континентальная (SO4-Na, HCO3-Na) с существенной ролью выщелачивания пород (главным образом гипс: из-за обмена Са на Na формируются SO4-Na воды; при обогащении НСО3 за счет полевошпатных пород – НСО3-Na тип вод); глубинная (Cl-Ca) – за счет обмена Na воды на Са поглощенного комплекса пород.
Понижение содержания сульфатов
Низкое содержание сульфатов в водах нефтяных и газовых месторождений (< 1 мг экв/л) обусловлено процессами восстановления сульфатов при участии сульфатредуцирующих анаэробных бактерий (при температуре менее 70оС).
Показатель сульфатности эффективен на расстоянии 500-2000 м от залежи.
В условиях Волго-Уральского НГБ – это наиболее эффективный показатель до глубин 3-4 км (содержание сульфатов уменьшается от n мг-экв/л до n*10-1÷-2. В водах появляется H2S, достигая максимальных концентраций в контурной части залежи (параллельно в зоне ВНК повышаются плотность, смолистость, сернистость нефти).
SO4/HCO3 (уменьшаются) или НСО3 (увеличиваются) – прямые показатели залежей.
Гидросульфиды (МеНS) и другие восстановленные формы серы (H2S, тиосульфаты, сульфиды) генетически связаны с процессами анаэробного окисления УВ, как и аналогичные образования в породах.
Некоторые скопления восстановленных форм серы в водах находятся там, где некогда существовали залежи УВГ, уничтоженные окислительными процессами. На больших глубинах восстановленные формы S появляются в результате термолиза сернистых нефтей.
Побочным продуктом реакции между УВ и Na2SO4 является сода.
в) аммоний. Почти весь аммоний в подземных водах генетически связан с ОВ. Установлено, что на всех стадиях катагенеза ОВ сапропелево-гумусового типа выделяется NН3, который в восстановительных условиях превращается в NH4+. В приконтурных водах нефтяных залежей он также образуется за счет азотсодержащих компонентов нефтей. Практически для всех нефтегазовых регионов выявлены в 2÷10 раз более высокие концентрации NH4+ в водах продуктивных структур и значительное снижение с удалением от приконтурной части залежи без связи с общей минерализацией и с глубиной залегания < 100 мг/л (до n г/л) в водах нефтеносных отложений.
В ряде случаев отмечается приуроченность повышенных содержаний аммония к определенным водоносным комплексам, отличающимся повышенным содержанием ОВ. Увеличение содержания аммония в Cl-Ca рассолах происходит параллельно накоплению растворенных УВГ, а в зонах влияния залежи параллельно росту степени восст-ленных сульфатов.
Аммоний – важный гидрохимический показатель нефтегазоносности (чаще – нефтеносности). Для конкретных регионов применяют NH4+/SO4 (Ср. Азия), NH4+/N2 (Крым), Cl/NH4 (Предкавказье), NH4+/M (Днепрово-Донгецкая впадина).
Йод – биогенный элемент, встречающийся во всех организмах. Относительное концентрирование йода (по А.П.Виноградову) наблюдается в морских илах (пропорционально ОВ и тонкой фракции осадка). Йод является преимущественно биогенным элементом, но прямой связи между его содержанием и наличием залежей нефти и газа не установлено. Видимо, йод следует рассматривать как критерий единого процесса нефтегазо-йодообразования, протекающего в недрах. Это действительно характерный компонент вод нефтяных и газовых месторождений, но повышенные концентрации его не обязательно характерны для вод продуктивных структур. Как правило, содержание йода повышено в водах толщ, обогащенных ОВ (для D3f2-C1t Волго-Урала). С другой стороны, в нефтях содержание йода (≤0,001-0,002 %) << чем в водах, т.е. нефти не могут быть источником йода в подземных водах.
Использование йода как показателя для прямого прогноза нефтегазоносности не представляется возможным, хотя повышенные количества в водах отражают благоприятные условия нефтеобразования.
Бром. Бром не может являться показателем наличия залежей, но его высокие концентрации следует рассматривать как показатель благоприятных условий сохранности. Большая часть брома неорганического происхождения поступает в подземные воды из галогенных толщ (до n г/л, органического брома ≤ 170-350 мг/л).
Представляют интерес коэффициенты Cl/Br (в морской воде = 292; в процессе метаморфизации седиментогенных вод уменьшается до 100 и <100; при выщелачивании соленосных толщ увеличивается до n*1000) – показатель процессов формирования рассолов;
I/Br, B/Br – могут быть использованы для установления степени обогащенности вод ОВ и возрастают вблизи залежей.
Br/I увеличивается до 70-80 – в зоне влияний залежи
Ca/Br – показатель гидрогеологической закрытости (20-30 – в продуктивных и < 10 – в непродуктивных).
Бор. Количество бора увеличивается с глубиной и в зонах развития соленосных отложений. Отмечается приуроченность бора к водам комплексов, обогащенных ОВ. Бор поступает также с глубин вместе с термальными водами. Не обнаружено связи бора с залежами нефти и газа. Это показатель, отражающий благоприятные условия для образования и сохранения залежей УВ.
Редкие и рассеянные элементы. На примере ряда нефтегазовых регионов установлены ореолы повышенных содержаний микроэлементов (Pb, Cu, Zn, V, Ni, CO, Li, Rb, Cs, U, Ra) в водах нефтяных залежей. По-видимому, распределение микроэлементов может быть косвенным поисковым показателем.
Газовые критерии
ВРГ (водорастворённые газы)
Общая газонасыщенность (от n до n*1000 см3/л) в зоне взаимодействия залежей в десятки раз выше фона
Общая упругость ВРГ (давление ВРГ)
Коэффициент насыщения воды газом – Pг/Pпл (в зонах взаимодействия залежей с пластовыми водами достигает 1).
Содержание CO2, H2S, УВГ, N2, Не.
Соотношения газов – дополняют критерии СН4/С2+в, СН4/С2Н6, СН4/С3Н8, Не/Ar и др.
Структуры обводнены и не содержат залежей: ΣУВ/N2 < 4; CH4/C2+в > 35; CH4/С3+в > 180
Структуры содержат нефтяные залежи: ΣУВ/N2 = 4÷14; CH4/C2+в < 35; CH4/С3+в < 180
Структуры содержат газовые залежи: ΣУВ/N2 > 14; CH4/C2+в > 8
Закономерности изменения состава ВРГ различны для разных гидрогеохимических обстановок. В условиях обстановки смещенного фазового равновесия и преобладания миграции УВ из залежей залежи проявляются в виде максимального газонасыщения, особенно компонентами, растворимыми в водонасыщенной системе. С приближением к залежи растут концентрации УВ в ВРГ, уменьшается доля N2, увеличивается газонасыщенность, упругость газов, Pг/Рпл.
В обстановке формирования залежей (предельного насыщения вод газами) состав вод не меняется.
Следовательно, газовые показатели по ВРГ относятся к прямым. Содержание С3-4-5 может указывать на тип залежи.
Оценку перспектив по ВРГ можно дать, если установлен характер фазового равновесия между залежами и ВРГ. Существует 5 обстановок формирования, сохранения, разрушения залежей: 1) обстановка отсутствия свободной газовой газы (система недонасыщена и процессы формирования не протекали; упругость УВ газов регионально увеличивается в сторону источников генерации; крупные структуры характеризуются снижением упругости;
2) обстановка геохимической молодости – совр-го роста газовых залежей (пластовые воды насыщены и перенасыщены УВГ; газы залежей соответствуют по составу ВРГ и при удалении от контура состав газов почти не изменяется;
3) обстановка геохимической зрелости – равновсное состояния залежей (в приконтурной зоне воды полностью газонасыщенны, в удалении – недонасыщенны; упругость ВРГ возрастает с приближением к внутренним частям НГБ);
4) обстановка геохимической старости – разрушения залежей (длительные процессы рассеяния обусловили резкую недонасыщенность пластовых вод УВГ и снижение давления насыщения с удалением от контура нефтеносности; не исключено полное отсутствие УВГ, состав ВРГ изменяется от залежи к синклинальным прогибам до азотного).
5) обстановка отсутствия геохимических связей (источником газонасыщения вод являются сами залежи; либо в ВРГ присутствуют и УВ, и азот, либо газов очень мало, а в их составе азот доминирует).
Получение фоновых газовых показателей по ВРГ в «лобовой части» залежи не дает оснований для отрицательных оценок, а получение таких же газопоказаний в «тыловой части» на самом деле может соответствовать бесперспективности. Первые поисковые скважины следует закладывать в «тыловой» части.
Геотермические показатели
Данные результатов гидротермических исследований используются как для установления региональных условий, так и в качестве показателей нефтегазоносности локальных поднятий (величины температур, геотермических ступеней, градиентов, плотности теплового потока).
Известно, что области максимальной «прогретости» осадочных пород являются своеобразными «реакторами», в которых НГМ-потенциал ОВ реализуется наиболее полно. По Н.Б.Вассоевичу ГЗН в пределах 60-1150С. С этой областью связана основная нефтегазоносность.
Температура влияет и на растворимость УВ. При 80-120оС коэффициенты растворимости УВ минимальны – при этой температуре оптимальны условия формирования залежей.
Подземные воды – один из основных факторов перераспределения тепла в земной коре. При движении из областей питания подземные воды вают глубокие прогибы, где приобретают тепло окружающих пород, часто насыщаясь УВГ, и поднимаются вверх на примыкающие антиклинальные участки. Далее по пути к областям разгрузки пластовые воды могут создать в вышележащих отложениях аналогичное высокое тепловое поле. Таким образом, области инфильтрации оказываются охлажденными, а зоны разгрузки – прогретыми.
Геотермическую зональность следует учитывать как при оценке крупных территорий, так и локальных площадей.
В сводовых частях структур часто отмечаются геотермические максимумы (но не всегда). Практически важны геотермические исследования в неглубоких скважинах для картирования структур в нижних этажах.
В целом геотермические показатели – важные критерии региональных процессов нефтегазообразования и оптимальных условий формирования залежей, а также показатели областей вертикальной разгрузки флюидов, с которыми часто связаны залежи нефти и газа (но не показатели прямых поисков).
Оптимальный комплекс гидрогеологических показателей региональной оценки перспектив нефтегазоносности
1) Общегидрогеологические и палеогидрогеологические: тип бассейна, объем осадочных пород, выдержанность водоносных комплексов и их коллекторские свойства, региональные водоупоры, региональные закономерности в течение геологической истории
2) Гидродинамические: характер водообмена (зоны свободного и затрудненного водообмена), скорость движения вод, соотношения пьезометрических уклонов с падением горизонтов, области питания и разгрузки.
3) Гидрохимические: тип вод и характер минерализации, сульфатность, микрокомпоненты, микроэлементы, нафтеновые, гуминовые, жирные кислоты, Сорг и окисляемость, ВРОВ, Nорг, Рорг, бензол, толуол, фенолы.
4) Газовые: содержание УВГ, газонасыщенность и упругость, парциальная упругость метана - Рг/Рпл, коэффициенты по распределению газов, ресурсы растворенных газов.
5) Геотермические: зоны с оптимальными для нефтегазообразования и сохранения залежей условиями (60–120оС), геотермические аномалии (зоны разгрузки), геотермическая зональность.
