Взаимодействие УВГ с породами и водами при миграциии

Взаимодействие УВГ с породами и водами при миграциии и обоснование газогеохимического метода поисков залежей УВ

• Углеводороды залежей, проникающие в верхние горизонты вследствие диффузионнофильтрационного массопереноса, вступают во взаимодействие с породами и водами. • Часть УВ растворяется в водной составляющей пород, сорбируется минеральными компонентами проникает в субкапилляры и микротрещины. • Часть мигрирующих углеводородов в самых верхних горизонтах в результате химических процессов и бактериального воздействия подвергается разрушению и изменению, что может привести к аномальному накоплению продуктов их преобразования.

• При сорбции газов породами в процессе миграции четко проявляется отличие состава исходного и сорбированного газа. • В сорбированном: • возрастает доля относительно более высокомолекулярных компонентов (заметно уменьшается отношение С 3 Н 8/С 4 Н 10), • увеличивается концентрация н-бутана по сравнению с его изомером (i-бутаном). • Тем не менее, в целом (а это очень важно) «остаточный» (абсорбированный) газ как в количественном, так качественном отношениях несет информацию об исходном газе, сохраняя его особенности.

• Следовательно, при движении УВГ через осадочные породы «следы их миграции» могут фиксироваться также по «остаточному» газу (так называемому газу закрытых пор), не извлекаемому обычно применяемым термовакуумным методом, т. е. породы способны накапливать информацию от мигрирующих УВ.

• За сравнительно короткий срок осадочные породы способны концентрировать заметные количества УВГ и смесей, разбавленных неуглеводородными компонентами, (образование газовых аномалий). При этом уровень концентрации в значительной мере зависит от литологического состава пород и уровня разбавления смеси, а степень отдачи УВ уменьшается с ростом молекулярной массы и увеличением глинистости пород. • Наличие влаги в породах значительно снижает их сорбционные свойства, усиливая значение процессов растворения.

• Сорбционные свойства пород по отношению к газообразным и парообразным УВ и их способность к отдаче значительной части УВ служат основой применения газового метода геохимических поисков залежей углеводородов.

Обоснование гидрогеохимического метода поисков залежей УВ и гидрогеохимические показатели нефтегазоносности

• Для геохимических поисков залежей нефти и газа большое значение имеет процесс растворения УВ в подземных водах. Пластовые воды нефтегазоносных отложений регионально насыщены УВГ, основным источником которых, как предполагают, является органическое вещество осадочных пород.

• В зависимости от общих гидрогеохимических условий и особенностей газонасыщения подземных вод выделяют различные обстановки формирования, сохранения и разрушения залежей, обусловливающие определенные соотношения в системе залежь – пластовые воды. • С позиции геохимических поисков весьма важны случаи, когда источником насыщения подземных вод УВГ являются сами залежи, при этом первостепенное значение имеют воды приповерхностных горизонтов зоны поискового геохимического зондирования.

• Проникновение УВГ в эти воды может происходить в результате субвертикальной миграции из залежей нефти и газа посредством фильтрации и диффузии. С другой стороны, УВГ могут мигрировать из продуктивных отложений вместе с водами по зонам нарушений. • Характер насыщения УВГ вод приповерхностных горизонтов зависит при прочих равных условиях от их растворимости, которая определяется температурой, давлением, минерализацией вод, наличием органических примесей.

• С ростом температуры растворимость УВГ уменьшается, с ростом давления повышается, но до определенной температуры. Выше 100 0 С с повышением давления растворимость метана в воде уменьшается. • Увеличение минерализации вод приводит к уменьшению растворимости метана.

• Увеличивает растворимость УВ в воде присутствие солей органических кислот ( «мицеллярная растворимость» ), однако в подземных водах их концентрация обычно невелика. • Хорошо растворяются в воде такие важные компоненты нефтяных и газоконденсатных залежей, как моноциклические ароматические углеводороды (бензол, толуол), что способствует их рассеиванию и позволяет использовать в качестве поисковых показателей.

• Все гидрогеологические показатели перспектив нефтегазоносности разделяются на прямые и косвенные. Прямые однозначно (прямо) указывают на связь этих показателей с залежами нефти и газа, а косвенные характеризуют благоприятные условия для сохранения этих залежей.

• Не существует общих гидрогеологических показателей для всех бассейнов. • Бассейны, различаясь по особенностям геологического строения, характеризуются своим комплексом гидрогеологических показателей. • Среди гидрогеохимических показателей обычно различают химико-неорганические (показатели солевого состава) или собственно гидрогеохимические показатели и химикоорганические или показатели ОВ.

• Собственно гидрогеохимические показатели • Тип вод и характер минерализации • Залежи нефти и газа приурочены, как правило, к водам повышенной минерализации хлоркальциевого и гидрокарбонатнонатриевого генетических типов. • Ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоркальциевого типа более характерна для платформенных условий. • Верхняя граница распространения хлоркальциевых вод является геохимической границей, ниже которой окислительную среду сменяет восстановительная обстановка.

• В зонах, где возможны потоки глубинных газов углекислого состава, а также в районах с инверсионным гидрохимическим разрезом углеводородные залежи ассоциируют с водами гидрокарбонатного типа. • Надежным показателем нефтегазоносности считается понижение содержания сульфатов в подземных водах, обусловленное процессами восстановления сульфатов, протекающими при участии анаэробных бактерий в присутствии ОВ, в том числе нефти и газа.

• Показатель сульфатов рассматривается часто в виде коэффициента сульфатности вод: SО 4– 100/C 1. • Для оценки насыщающей концентрации вод сульфатами используется формула: SO 4= 10800/Ca, где S 04 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 и Кнд = Кд/Кпр. Кф, • где Kпp – предельная растворимость сульфатов (мг-экв/л) и Кф – фактическое содержание сульфат-иона (мг-экв/л), • по мере удаления от залежей воды оказываются более насыщенными сульфатами.

• 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