Аммоний Практически для всех нефтегазоносных

• Аммоний • Практически для всех нефтегазоносных районов выявлены более высокие содержания аммония в водах продуктивных структур, чем пустых • С удалением от приконтурной части залежи содержания аммония снижаются. • Аммоний является важным гидрохимическим показателем нефтегазоносности (в основном нефтеносности).

• Йод • является характерным компонентом вод нефтяных и газовых месторождений, его содержание вблизи них повышенное. Но высокие концентрации йода фиксируются и в водах пустых горизонтов и структур. • Йод является преимущественно биогенным элементом, повышенные его количества в водах следует рассматривать как благоприятный признак нефтегазообразования. Но прямой связи между его содержанием и наличием залежей нефти и газа не установлено.

• Количество брома и бора в водах обычно возрастает с глубиной залегания водоносного горизонта и, следовательно, с ростом степени гидрогеологической закрытости недр. • Высокие содержания брома и бора в подземных водах следует рассматривать как показатель наличия условий, благоприятных для сохранения залежей, но они не могут являться показателями наличия залежей нефти и газа.

• Для установления степени обогащения подземных вод ОВ может быть использован B/Br коэффициент. Величина этого коэффициента вблизи залежей увеличивается. • Нефтегазопоисковое значение имеет Br/J (бромйодное) отношение; величина этого отношения, превышающая 70– 80, указывает на связь подземных вод с залежами нефти.

Редкие и рассеянные элементы. • 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. • В Западной Сибири вокруг нефтяных залежей четкие ореолы образуют присутствующие в водах Ni, Сu, Мо, Со, Ag, V, Ge, S. По мере удаления от ВНК их содержание падает.

• Дейтерий и изотопы кислорода • повышенная концентрация D и 18 О в подземных водах является показателем застойности, а, следовательно, и гидрогеологической закрытости, а также существенно морского происхождения вод.

Показатели органического вещества Органический углерод (Сорг) отражает величину общего содержания ОВ в водах. Принято считать, что содержание ОВ в среднем в 2 раза больше общего Сорг. Общее количество ОВ оценивается по сумме Сорг трех основных классов органических соединений: • 1) нелетучих, • 2) летучих нейтральных и основных, • 3) летучих кислых.

• Общее содержание Сорг в подземных водах колеблется от нескольких миллиграммов до нескольких граммов в литре. • Установлено, что по мере приближения к залежи газа, газоконденсата или легкой нефти содержание Сорг обычно возрастает главным образом за счет летучих компонентов. • В водах нефтяных залежей обнаружено наибольшее количество нелетучих битумных веществ, извлекаемых из вод хлороформом, в водах газовых залежей их меньше, но все же больше, чем в водах непродуктивных зон.

• Содержание Сорг относится к региональным критериям нефтегазоносности отдельных литолого-стратиграфических комплексов. • По данным о количестве общего Сорг в водах делать заключение о перспективах нефтегазоносности локальных структур трудно. Для оценки перспективности локальных участков следует изучать летучую часть Сорг и его битумные вещества.

Перманганатная и йодатная окисляемости • являются косвенным показателем нефтегазоносности и характеризуют количество легко и трудно окисляющихся ОВ. • В водах нефтяных залежей величина коэффициента Ойод/Оперм колеблется от 3, 5 до 10, в водах газовых – до 15– 20, в водах непродуктивных зон до 1– 5. В частности, подобные результаты получены по водам Западной Сибири.

• Органический азот подразделяется на азот общий (Nобщ), азот подвижных соединений (Nподв), отщепляющих аммиак в щелочной среде (амины, амиды кислот и т. п. ) и азот устойчивых соединений (Nуст), не разлагающихся в щелочной среде. В подземных водах могут преобладать те или другие азотистые соединения. • Величина коэффициента Сорг/Nобщ 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 превосходит фоновые значения в 10– 15 раз.

• Органические кислоты в водах подразделяются на нелетучие нафтеновые и гуминовые и летучие жирные. Повышенное содержание в водах нафтеновых и гуминовых кислот являются прямыми показателями нефтегазоносности недр. • Надежным показателем нефтеносности является наличие в водах хлоркальциевого типа нафтеновых кислот в количествах 2– 3 мг/л. • Установлена зависимость содержания нафтеновых кислот от характера нефтей: наибольшее количество их поступает из нефтей, обогащенных нафтеновыми УВ.

• Содержание летучих жирных кислот колеблется от единиц до 500 мг/л с тенденцией наибольшего накопления в водах гидрокарбонатно-натриевого типа. По мере приближения к залежам газа или газоконденсата содержание жирных кислот повышается

• Ароматические углеводороды (бензол и толуол) относятся к прямым показателям нефтегазоносности. • Бензол в водах содержится от тысячных долей до единиц мг/л. С приближением к нефтяным залежам и в меньшей мере к газовым, концентрация бензола повышается (в Западной Сибири – от 0, 1 до 2– 3 мг/л и более). • 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. • Наблюдается зависимость содержания бензола от газового фактора пластовых вод: повышенные количества бензола, как правило, отмечаются в водах с высокой газонасыщенностью.

• 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. • Толуол - чуткий индикатор приконтурной зоны залежей легких нефтей и газоконденсатов. • Из-за низкой растворимости 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.

• Надежным показателем наличия нефтяных и газоконденсатных залежей является наличие в подземных водах фенолов. • По мере приближения к нефтяным и газоконденсатным залежам содержания фенолов в водах возрастает. • Высокое содержание летучих фенолов тяготеет к приконтурным водам залежей парафинистой легкой нефти и газоконденсата, в водах газовых залежей и контактирующих с тяжелыми нефтями они содержатся в малых количествах или отс.

• Содержание фосфора в водах снижается по мере удаления от контура залежей. • 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.