
- •Лекція 1 історія розвитку нафтогазової гідрогеології
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 2 умови залягання I види води в нафтових і газових родовищах
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 3 геохімічні особливосТi вод нафтових I газових родовищ
- •3.1 Характеристика вод нафтових I газових родовищ та їх геохiмiчнi особливості
- •3.2 Підземні води нафтових і газових родовищ як корисні копалини
- •3.3 Класифікація вод нафтових і газових родовищ
- •Питання для сомоперевірки
- •Лекція 4 рух підземних вод і розсолів
- •4.1 Елементи фільтраційного потоку
- •4.2 Особливості руху мінералізованих вод і розсолів Приведені тиски
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 5 геотермічні параметри вод нафтових I газових родовщ
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 6a формування вод нафтових і газових родовищ
- •Питання для сомоперевірки
- •Лекція 7 палеогідрогеологія
- •7.1 Гідрогеологічна історія басейну
- •7.2 Періодизація гідрогеологічної історії басейну
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 8 гідрогеологічні умови формування, розміщення I руйнування родовищ нафти і газу
- •8.1 Умови і процеси, які ведуть до нагромадження у підземних водах вуглеводневих газів
- •8.2 Умови I процеси, які ведуть до нагромадження у підземних водах органічних речовин
- •8.3 Зв’язок між гідрогеологічними аномаліями і скупченнями нафти і газу
- •8.4 Умови міграції і формування газових покладів
- •8.5 Гідрогеологічні умови нафтоутворення I нафтонагромадження
- •8.6 Гідрогеологічні умови руйнування нафтових і газових покладів
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 9 нафтогазопошукова гідрогеологія
- •9.1 Показники наявності покладів газу
- •9.2 Показники наявності нафти і газу
- •9.3 Показники наявності пасток нафти і газу
- •9.4 Показники умов, що сприяють формуванню покладів вуглеводнів
- •9.5 Показники умов збереження (руйнування) покладів вуглеводнів
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 10 гідрогеологічні дослідження під час розвідки нафтових і газових родовищ
- •10.1 Визначення положення внк і гвк їх нахилу та кореляція водоносних горизонтів
- •10.2 Використання гідрогеологічних даних під час розробки покладів вуглеводнів
- •10.3 Гідрохімічні методи контролю за заводненням покладу нафти
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 11 гідрогеологічні основи підземного зберігання нафти і газу
- •Питання для самоперевірки
- •Лекція 12 охорона вод у літосфері
- •12.1 Види забруднень підземної гідросфери
- •12.2 Захоронення промислових стоків
- •Питання для самоперевірки
- •Перелік використаних джерел
Питання для самоперевірки
Розкажіть про промислову класифікацію підземних вод.
Розкажіть про тектонічні води, які зустрічаються у межах нафтових i газових родовищ.
Дайте характеристику зв’язаної або залишкової води у продуктивних пластах.
Розкажіть про солюцiйнi i конденсаційні води, як вони залягають по відношенню до покладів вуглеводнів?
Розкажіть про крайові, нижні i верхні води.
Лекція 3 геохімічні особливосТi вод нафтових I газових родовищ
3.1 Характеристика вод нафтових I газових родовищ та їх геохiмiчнi особливості
Перш за все, слід зауважити, що природні поклади нафти і газу формуються i існують у межах природних водонапірних систем, з природними водами, з якими вони мають багатоплановий зв’язок. В.Н. Корценштейн писав з цього приводу „... в природных условиях существовоние месторождений нефти и газа можна представить как присутствие островов – полюсов максимальных давлений в большом море водонапорной системы...”. Між покладом вуглеводнів і навколишніми пластовими водами встановлюється взаємодія, характер її буде залежати від гiдрогеохiмiчних умов системи. У формуючій зоні взаємодії нафта-підземна вода, остання буде мати ряд особливостей специфічного характеру, які будуть властиві тільки водам нафтових i газових родовищ. Ці особливості визначаються:
1) знаходженням вод нафтових i газових родовищ в умовах
"закритих структур", ізольованих від впливу
поверхневих факторів, тобто в умовах утрудненого i
дуже утрудненого водообміну, де в умовах дуже низької
рухливості підземних вод; забезпечується тривалий
контакт вода-порода, вода-вуглеводневий поклад. В
умовах застійної обстановки відбувається
концентрування і метаморфiзацiя підземних вод.
2) взаємодія з нафтою, нафтовими вуглеводнями, що
визначає наявність у нафтових водах специфічних
сполук, які генетично пов’язані з нафтовими
вуглеводнями.
Для вод нафтових i газових родовищ будуть характерні такі геохiмiчнi особливості:
1) висока мінералізація;
2) висока збагаченiсть хлоридами, які є найбільш
легкорозчинними солями;
3) сульфатнiсть і часто недонасиченiсть вод сульфатами;
4) збагаченiсть мікрокомпонентами Br, I, B, Li, Sr, Fe, F;
5) складний склад розчинених органічних сполук;
6) специфічний склад розчинених газів.
Дуже часто нафтові води поділяються на:
а) лужні (гідрокарбонатно-натрiєвi);
б) тверді (хлоридно-кальцієві).
Лужні
води характерні для нафтових і газових
родовищ складчастих областей, де ще є
водообмін (зона утрудненого водообміну).
Мінералізація лужних вод складає
декілька десятків грамів на літр. У них
відмічається значний вміст
-iону
при домінуванні в складі
-іону.
Тверді води зустрічаються в межах родовищ платформ енних і гiрсько-складчастих областей, які знаходяться в умовах дуже утрудненого водообміну. Їх мiнералiзацiя найчастіше більше 50 г/л i дуже часто досягає 200-300 г/л.
Серед
іонів домінує
,
катіонів –
,
;
рН води змінюється від 4 до 5. Іноді
зустрічаються у зонах розвитку
доломітизованих товщ води хлор-магнiєвого
складу.
Для
твердих вод відношення
характеризує надлишок
над
.
Чим менший розмір цього коефіцієнта,
тим вища метаморфiзацiя води і більше в
складі буде
.
Для
глибинних вод
,
а іноді знижується до 0,5 i навіть менше,
що характеризує застійну обстановку.
Для
вод нафтових i газових родовищ характерний
малий вміст
,
тому що в умовах відновленого середовища
йде відновлення сульфатів за схемою:
Цей
процес у глибинних умовах має біохімічний
характер, тому що у ньому приймають
участь сульфатредуційні бактерії.
Останні активізують цей процес у
присутності органічних речовин. У
результаті, в застійній обстановці може
відбуватись повне виведення сульфатів
з підземних вод. При наявності у
продуктивній товщі гiпсоносних порід,
за рахунок їх розчинення водою, у воду
буде поступати
замість відновлених сульфатів i
накопичення в воді продуктів відновлення
–
.
Частково сірководень –
буде витрачатися на відновлення закисного
заліза (
)
до утворення піриту –
FeS2.
Однак, в умовах високих пластових тисків i температур (більше 80°С) життєдіяльність бактерій, їх активність стихають і процес сульфатредукції також стихає.
Однак, вважають, що при високих пластових температурах (більше 150°С) відновлення сульфатів може проходити за рахунок теплової енергії (Є.В. Стадник, 1972).
Як уже зауважено, для мiкрокомпонентного складу вод нафтових i газових родовищ характерні підвищені концентрації Br, I, B i інших мiкрокомпонентiв.
Бром вміщується у “нафтових” водах до 500 i навіть до 1000 мг/л, а інколи до 2000 мг/л у вигляді NaBr i його концентрація зростає:
з ростом мінералізації води;
з глибиною;
із зростанням ступеня метаморфiзацiї води.
Сполука NaBr дуже добре розчиняється у воді i буде накопичуватись поряд із зростанням її концентрації i метаморфiзацiї в умовах утрудненого i дуже утрудненого водообміну. У декількох розрізах нафтових областей визначено, що з глибиною зростання вмісту брому у воді іде швидше, ніж зростання її мінералізації. Ця особливість характерна для пластових вод Пермського Прикам’я. На родовище Байтуган в інтервалі глибин 1000-2000 м мiнералiзацiя води складає біля 250 г/л, а концентрація Br в тих самих інтервалах змінюється від 387 до 970 мг/л.
Йод у водах нафтових і газових родовищ має дуже різні концентрації і іноді його концентрація може зростати до 200 мг/л. Найбільш великі концентрації йоду досягають у нафтових водах хлоридно-кальцієвого типу (за класифікацією В.А. Сулiна), які мають високу мінералізацію. Так, у водах продуктивних девонських відкладів Дніпровсько-Донецької западини (ДДз) його вміст досягає 170 мг/л, а у воді Бориславського нафтового родовища досягає 135 мг/л. Вважають, що йод органічного походження накопичується у морських організмах (водорості), а при їх відмиранні йод мігрує у донні, а потім у седиментаційні води.
Частина йоду залишається в органічній речовині i приймає участь у нафтоутворенні i входить до склад нафти у вигляді складових частин складних комплексних органічних з’єднань. Кількість йоду в нафтах менша ніж у воді, але більша ніж брому. Однак є підземні води, де у відсутності нафтової органіки вони мають підвищену концентрацію йоду. Так, у мінеральних водах Савойї (Франція) вміст йоду досягає до 100 мг/л, і навпаки, в Ангаро-Ленському басейні глибинні розсоли мають низькі концентрації йоду, тому що йод має летючість і може мігрувати у вільному стані разом з вуглеводневими газами (Коробковське родовище).
Підвищені концентрації бору відмічаються у нафтових водах лужного типу, де його вміст може досягати до 1000 мг/л. Він пов’язаний з нафтовими сполуками i разом з ними переходить з нафти у пластові води. Бор накопичується у водах лужного типу, де борорганічні речовини краще розчиняються. Ропа хлоридно-кальцієвого типу не накопичує бор, тому що в ній погано розчиняються борорганічні сполуки.
Для вод нафтових i газових родовищ характерна підвищена газонасиченість, яка частіше перевищує 100 см3/л. Середній вміст метану складає до 60-90 об/проц. важких вуглеводневих газів – до 6 об/проц. азоту – до 30 об/проц. СО2 – до 3-10 об/проц. Найчастіше у нафтових водах сумарний вміст вуглеводневих газів завжди домінує серед розчинених у них газів.
Важкі вуглеводневі гази надходять у нафтові води з нафти і є надійними показниками нафтогазоносності. Дуже часто вміст метану у нафтових водах може досягнути повної газонасиченості в умовах пластових температур i тисків.
Між метаном i важкими вуглеводневими газами, які розчинені у водах продуктивних товщ, існує різне співвідношення, що дозволяє розділяти води нафтових i газових покладів.
Коли
відношення
складає 15, тоді це води нафтових родовищ,
для вод газових родовищ це відношення
коливається від 15 до 950. У зонах сучасного
метаноутворення відношення
змінюється від 10000 до 400000 (І.М. Субота,
1968). Серед вуглеводневих газів, розчинених
у нафтових водах, крім нормальної форми
бутану i пентану, можуть бути присутні
їх ізомерні форми i відношення між ними
зростає поряд із зростанням глибини
залягання i вiку вміщуючих порід.
СО2 – вуглекислий газ часто присутній у розчиненому стані у нафтових водах, але ніколи не домінує. Він може накопичуватись за рахунок процесів термометаморфiзації водовміщаючих порід нафтогазоносних районів молодих складчастих областей. Вуглекислий газ може також накопичуватись у нафтових водах за рахунок окислювання органічних речовин у верхніх гідродинамічних зонах.
Азот
є газовим компонентом нафтових вод, які
пов’язані з глибокозалягаючими
нафтоносними горизонтами. Частка N2
може формуватись за рахунок розкладання
азотовмiщаючих органічних речовин (це
безаргоновий азот). Кількість безаргонного
азоту визначають за відношенням
.
Для повітряного азоту це відношення,
враховуючи розчинність азоту у воді,
складає 2,68. Із зростанням частки
біогенного азоту значення цього
відношення буде зменшуватись (<2,68).