Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Швец В.М. Органические вещества подземных вод

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

24.10.2023

Размер:

9.66 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 / 1813 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

ных водах нефтяных	(в	среднем 370 мг/л) и			газоконденсатних
(в среднем 826 мг/л) месторождений при фоновых						его содержа
ниях вне нефтегазовых месторождений порядка					50 мг/л.
				Т а б л и ц а		58
		Среднее	содержание
	фенолов в подземных			водах
Области распространения			Число	Содержа	Встречае
подземных вод				ние,	мость,
				мг/л	%

Грунтовые ВОДЫ . . . .			18	1,1	50
Межпластовые	воды вне
нефтегазовых		место
рождений			108	1,2	46
Воды нефтяных		место
рождений:
непродуктивных го
ризонтов . . . .			20	1,0	95
законтурные . . . .			8	0,6	62
приконтурные . . .			13	3,0	25
Воды газовых	месторож		6	2,4	100
дений
Воды области	разгрузки		37	0,4	59

Следующей важной особенностью количественной характери стики органического вещества подземных вод нефтегазовых место рождений является его структура, где летучие органические кислоты составляют 60—70%. Вне нефтегазовых месторождении основную часть органического вещества подземных вод (70—80%) составляют летучие нейтральные и основные соединения.

Таким образом, данные	определений	С о р г . разных групп	(неле
тучих, летучих основных и	нейтральных	и летучих кислот)	в под

земных водах являются важнейшей их геохимической характери стикой, используемой в нефтепоисковой практике.

Спектральные характеристики органического вещества подзем

ных	вод также	имеют важное нефтепоисковое значение [86].
Во	ВСЕГИНГЕО	В. К- Кирюхиным проведены исследования по

изучению функционального состава органического вещества За падной Туркмении с помощью инфракрасной спектроскопии (ИКС) с целью выявления специфических спектральных характеристик органическог© вещества вод нефтегазовых месторождений.

Из приведенных на рис. 23 наиболее характерных спектров видно, что экстракты нефтяных вод (/) дают четкие полосы погло щения 2960—2970 с м - 2 и 2870 см - 1 , которые связаны с валентными колебаниями СН-связей метальных групп. Поглощение метиленовыми группами проявляется в виде сложных полос также

в областях 2923—2940 сиг1		и 2850—2860 см"1 . Особенно			четко
фиксируются	полосы, обусловленные		присутствием	метальных
групп в спектрах нейтральной и кислой фракций.
В спектрах поглощения экстрактов, не связанных с нефтяной
залежью (///),	поглощение	метальными	группами менее		интен
сивно и проявляется только		в виде перегибов на плечах		полос ме-

тиленовых групп. Спектры законтурных нефтяных вод (//) зани


мают промежуточное положение,			т.	е. полосы, обусловленные
поглощением	метальными	группами,		менее интенсивны, чем для
приконтурных	вод, однако	проявляются более четко, чем в спект
рах экстрактов вод непродуктивных			горизонтов.
	1 1 1 1 I 1 1 1			11 1 1 г

I I	I	I	11 I	I	I	I I, ...1	I I I
3000	Z800		3000	2800		3000	2800 от'1
Рис. 23. Характерные колебательные кон
туры С—Н-связей экстрактов подземных вод
нефтяных		месторождений			Западной		Туркме


		нии ( I — приконтурных;		I I — законтурных;
		I I I — непродуктивных		горизонтов)
Подобное соотношение прослеживается					и в области				деформаци
онных колебаний СН2 - и СНз-групп (1340—1480 с м - 1 ) .										группами
Усиление		интенсивности поглощения			метальными
объясняется повышенным содержанием нафтеновых,								парафиновых
и ароматических углеводородов, а также					меньшей			окисленностью
органического		вещества.
Характерное спектральное отличие нефтяных вод от вод непро
дуктивных	горизонтов		наблюдается	и в области			1660—1670 см - 1 .
В спектрах нейтральных и кислых фракций приконтурных										и закон
турных нефтяных вод в указанной				выше		области		наблюдается
четкая полоса		средней интенсивности, которую					следует			связать
с возможным присутствием в водах				амидов.		Наиболее			вероятной
является	третичная		амидная группа.		В	спектрах			экстрактов

вод, не связанных с нефтяной залежью, «амидная»	полоса	не про
является. Тот факт, что соединения с амидными	группировками
наблюдаются преимущественно в нефтяных водах,	говорит	о том,

что сохранение таких характерных фрагментов органического ве щества биогенного характера возможно в условиях слабого окис-

лительного и биохимического деструктирования, т. е. в условиях, близких к условиям нефтяного захоронения. Присутствие амидов в нефтяных водах хорошо коррелируется с общей тенденцией уве личения количества азотсодержащих органических соединений, что было установлено Е. А. Барс и С. С. Коган [21] в водах мезозоя Западно-Сибирской низменности и Волгоградско-Саратовского Поволжья.

Таким образом, метод инфракрасной спектроскопии позволил выявить некоторые характерные особенности водорастворенного органического вещества в различных типах подземных вод Запад ной Туркмении и показал, что органическая составляющая вод нефтяного типа характеризуется повышенным содержанием угле водородов и амидов. Это дает возможность использовать получен ные спектральные характеристики в комплексе с другими химикоорганическими показателями в качестве нефтепоисковых при знаков.

Г Л А В А V I

СР А В Н И Т Е Л Ь Н АЯ О Ц Е Н К А РАСПРОСТРАНЕНИЯ

ИП Р И Р О Д Н Ы Е ФАКТОРЫ Ф О Р М И Р О В А Н И Я ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ

ПО Д З Е М Н Ы Х В О Д

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД РАЗЛИЧНЫХ ОБЛАСТЕЙ

ИХ ФОРМИРОВАНИЯ

Об изменениях органических веществ, происходящих в подзем ных водах, В. И. Вернадский высказал два чрезвычайно важных теоретических положения. Во-первых, по его мнению, органическое вещество подземных вод берет свое начало от почвенных раство ров и, во-вторых, оно резко изменяется по мере движения вод на глубину.

Какие же изменения	происходят в количественном содержании
и качественном составе	органического вещества подземных вод,

находящихся в различных гидрогеологических условиях?

В табл. 59, 60 и на рис. 24 обобщены все вышеизложенные дан ные об органических веществах подземных вод различных обла стей их распространения и формирования. Их анализ показывает следующее. Как неоднократно указывалось выше, количественное

содержание органических веществ (С0 Р г. общ.) выражается				сум
мой Сорг. трех основных групп	веществ — нелетучих		(С о р г . ),	лету
чих Н е Й Т р а Л Ь Н Ы Х И О С Н О В Н Ы Х	( С о р г . Л Є Т . )	И Л е т у Ч И Х	К И С Л Ы Х	(С0 рг.
кислот). Такое выражение общей суммы		водорастворенных		орга

нических веществ показало, что ранее при определении С0 рг. неле

тучих	органических	веществ	учитывалось	всего лишь		7—22%
(в разных водах) органического вещества				(см. рис.	24).	Новые
данные	позволили	по-иному	оценить количественное		содержание

и состав органического вещества подземных вод. Так, по средним данным, С0 рг. общ. в грунтовых водах равно 27,4 мг/л; в межпла-

стовых артезианских	водах вне нефтегазовых залежей — 48,5	мг/л,
а в водах областей	разгрузки — 52,5 мг/л. Таким образом,	почти

в два раза происходит рост содержания органических веществ по мере движения подземных вод на глубину до 3 км. Причем этот

Ш?

Шг

EEU

Рис.

24.

Изменение

содержания

С0 рг.

разных

групп

органических

веществ

в подземных водах различных областей их

формирования (А — процентные

соотношения

органического

углерода

разных

групп

органических

веществ;

Б — количественные изменения содержания

органического углерода;

В — схема

гидрогеологических

областей формирования

подземных вод)

/ — водоносные

области;

2 — водоупорные

пласты;

3 — направление

д в и ж е н и я

воды;

4 — нефтяные з а л е ж и ;

5 — газоконденсатные з а л е ж и ;

б — газовые з а л е ж и ;

7 — С о

р г

нелет.;

8 — С о р г

лет.;

9 — С о р

кислот; 10 — С о р

г ;

/ / — нелетучие

органические

вещества;

12 — летучие

нейтральные

основные

вещества; 13 — летучие

органические

кислоты.

I — грунтовые воды областей

питания;

I I — межпластовые артезианские

воды

вне

нефте

газовых месторождений;

Ш а — воды

непродуктивных

горизонтов

нефтяных

м е с т о р о ж д е

ний;

Ш б — законтурные

воды

нефтяных

месторождений;

Ш в — приконтурные

воды

нефтяных

месторождений;

Ш г — в о д ы

газоконденсатных

месторождений;

Ш д — в о д ы

газовых

месторождений;

I V — в о д ы

областей

разгрузки

рост идет равномерно за счет увеличения содержания всех трех групп органических веществ (в мг/л):

Со р г .

Со р г ."

Со р г .

нелет. 3,6 — 4 , 1 8 , 6 ; лет. 21,1—34,0^35,9; кислот 2,7—10,4-^ 80.

Органические вещества подземных вод

		і рунтовые	воды		вне	нефтегазовых ме
Состав					вне	нефтегазовых ме
Состав
Число		г		Встречае	Число	х,
проб	мг/л		V, %	мость,	Число	х,	s
проб	мг/л		V, %	мость,	проб	мг/л	s
				%	проб	мг/л
				%

		308	3,6	2,95	82	100	319	4,1	3,86
Сорг. ЛЄТ		28	21,1	11,6	54	100	29	34	15,4
Сорг. кислот	(вычисл.)	—	2,7	—	—	—	—	10,4
Сорг. общ. (вычисл.) . .		-	27,4	—	—	—	—	48,5	—
Nopr.		183	0,33	0,23	69	100	217	1,25	1,14
		180	13	12,8	98	—	210	24	24,9
		190	0,5	0,31	65	—	103	0,4	0,25
Кислоты:
жирные, летучие с
водяным	паром .	12	6,7	5,85	86	58	155	60	66,5
органические . . .		45	6,7	6,07	90	88	127	26	28,9
высокомолекулярные		40	0,09	0,09	100	65	35	0,15	0,15
нафтеновые . . . .		180	1,9	2,43	127	34	169	1,3	1,58
Фенолы . . .		18	1,1	0,74	52	50	108	1,2	1,78
Люминесцирующие	ве
щества:
		273	55	—	—	100	281	52
кислые смолы . . .		273	19	—	—	95	281	19	—
нейтральные	смолы	273	17	—	—	78	281	16	—
масла . . . .		273	4	—	—	19	281	7	—
углеводороды . . .		273	4	—	—	21	28 І	4	—
нафтеновые	кислоты	273	1		-	10	281	9	—
нафтеновые	кислоты	273	1			10	281	9	—

различных областей их формирования

				Подземные		воды	нефтегазовых		месторождений
анские	воды
сторождений		Законтурные		нефтяных	месторожде			Непродуктивных			горизонтов
		Законтурные		нефтяных	месторожде			Непродуктивных			горизонтов
				ний					нефтяных	месторождений
	Встре	Число					Встре	Число			Встре
	чае	Число	X,	S			чае	Число	X,	S	чае
V, %	мость,	проб	мг/л	S	V,	%	мость,	проб	мг/л	S	•v, % мость,
	%						%				%

94	100	86	15,4	22,6	147	100	68	13	11,9	91	100
45	100	15	25	14,7	59	100	14	12	10,1	84	100
—	—	— 70		—	—	-	— 35		—	—	—
—	—	— ПО		—	—	—	— 60		—	—	—
91	100	36	0,60	0,73	122	100	29	0,64	0,63	98	100
102	—	36	23	29,8	128	—	29	18	14,9	82	—
56	—	48	0,7	0,41	59	—	1	0,5	—	—	—

ПО	58	16	196	233	119	69	22	93	27,8	29	63
111	93	13	152	178	117	100	26	67	79,7	118	100
100	71	•17	0,5	0,55	105	58	22	0,04	0,01	35	41
121	38	38	6,6	8,2	123	58	30	1,4	1,4	102	66
151	46	8	0,6	0,4	63	62	20	1,0	1,0	104	95

—	99	56	50	—	—	100	69	52		—	100
—	88	56	22	—	—-	87	69	19	—	—	81
—	63	56	13	—	—	57	69	13	—	—	64
—	28	56	5	—	—	19	69	7	—	—	27
—	22	56	8	—	—	37	69	5	—	—	21
—	11	56	2	—		1	69	4	—	—	22

								Подземные воды нефте
Состав			Прнконтурных		нефтяных	месторождений		Прнконтурных		газокон
Состав			Прнконтурных		нефтяных	месторождений			месторож
									месторож
			Число	х,	S	V, %	Встречае	Число
			проб	мг/л	S	V, %	мость,	проб	мг/л
			проб	мг/л			%	проб	мг/л
							%
			343	26,5	30,9	116	100	10	58,6	24,5
			28	95	81,6	85	100	5	267	260
Сорг. кислот	(вычисл.)		—	250	—	—	—	—	500	—
Сорг. общ. (вычисл.) . .			—	370	—	—		—	826	—
Nopr			157	1,20	1,24	103	100	—	—	—
			149	40	43,5	114	—	—	—	—
			150	0,7	0,63	89	—	—	—	—
Кислоты:
жирные,	летучие с		35	510	614	120
водяным		паром .	35	510	614	120	82	5	959	669
органические . . .			20	487	685	140	100	5	1096	760
высокомолекулярные			44	0,2	0,19	95	36	13	0,1	—
нафтеновые . . . .			91	4,1	5,0	122	66		—	—
Фенолы			13	3,0	3,4	ИЗ	25		—	-
Люминесцирующие		ве
щества:
гумус			273	37	—	—	97	13	57	—
кислые смолы . . .			273	24	—	—	81	13	26	—
нейтральные		смолы	273	13	—	—	53	13	16	—
масла			273	3	—	—	13	13	—	—
углеводороды . . .			273	15	—	—	53	13	1	—
нафтеновые		кислоты	273	8	—	—	21	13	—	—

П р о д о л ж е н и е т а б л . 59

газовых	месторождений
							Ппачемныр яольї областей				оазгрузки
денсатных		Прнконтурных		газовых	месторожде
дений				ний
дений
	Встре					Встре		х,				Встре
	чае	Число	х,			чае	Число		S	V,	%	чае
	чае	Число	х,	S	V, %	чае	Число		S	V,	%	мость,
V, %	мость,	проб	мг/л	S	V, %	мость,	проб	мг/л				мость,
V, %	мость,	проб	мг/л			%	проб	мг/л				%
	%					%						%
41	100	57	7,6	7,2	94	100	215	8,6	10,8	125		100
41	100	57	7,6	7,2	94	100	215	8,6	10,8	125
97	100	1	5,5	—	—	—	45	35,9	39,6	ПО		100
	— — 22			—	—	— — 8			—		— —
		—	35	—	—	—	—	52,5	—		—	—
	—	37	0,68	0,52	76	100	69	0,68	0,75	111		100
	—	36	18	19,8	ПО	—	68	24	27,4	112		—
—	. —	34	1.0	0,7	68	—	69	0,9	0,91	103		—

69	100	8	44	33,4	76	75	30	25,6	18,2	71	70
69	100	2	44,7	—	—	100	41	20,1	16,9	85	100
	31	2	0,05	—	—	100	49	0,12	0,14	120	61
		30	0,5	0,6	118	66	77	2,3	3,19	139	67
—	—	6	2,4	0,8	35	100	37	0,45	0,30	67	59
	-
	100	35	40		—	89	124	57	—	—	100
	100	35	19	—	—	77	124	19	—	—	97
	100	35	16	—	—	43	124	14	—	—	71
		35	3	—	—	2	124	—	—	—	—
	13	35	19	—	—	77	124	9	—	—	36
—	—	35	3	—	—	1	124	1		—	4

142

143

Типизация подземных вод по содержанию органических веществ

Общее

Соотношение разных групп

среднее

органических веществ, %

Тины под и условия их

распространения

содержание

летучие

органиче

неле

летучие

ских ве

основные

ществ,

тучие

и ней

кислые

мг/л

тральные

Грунтовые

Области с гумидными

условиями

воды

Области с аридными

условиями

Ненефтегазо

Области

стока

•

К)

носные про

винции

Области

разгрузки

Вне нефтегазо

Области

стока

ПО

вых месторо

Области

раз

Минеральные

источники

150

ждений

грузки

Грязевые вулканы

320

Глубокие

на

Газовые

В контуре

газоносности

порные

воды

Нефтегазовые

Нефтяные

Непродуктивные гори

120

Нефтегазонос

месторожде

зонты

ные провин

ния

За

контуром

нефтенос

220

ции

ности

контуре

нефтеносно

750

сти

Газоконденсат-

контуре

нефтеносно

1600

ные

сти

В связи с равномерным ростом С0 рг. разных групп соотношение

между этими группами	во всех водах вне нефтегазовых	месторож
дений остается почти	одинаковым: С о р г . 9—16%; С0рг. лет. 69—
77% и С0 рг. кислот 10—21%. Следовательно, основную		долю орга

нического вещества во всех водах вне нефтегазовых месторожде ний составляют летучие нейтральные и основные соединения, к ко

торым	относятся	летучие эфиры, летучие	низкомолекулярные
спирты	(этиловый,	метиловый, пропиловый),	углеводороды		(тер
пены, бензол и другие ароматические углеводороды),				летучие
амины и т. д.
Максимальное		обогащение органическим	веществом	происхо
дит в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных					место
рождений — С0 рг. общ. соответственно равно			370 и 826	мг/л. Не

сколько меньше его содержат законтурные воды нефтяных место рождений (ПО мг/л) и еще меньше — воды газовых месторождений (35 мг/л). Но несмотря на резкую разницу в содержании С о р г . в разных водах нефтегазовых месторождений, природа органиче ского вещества этих вод, очевидно, одинакова. Об этом свидетель

ствуют	практически одинаковые соотношения трех	групп	органи
ческих	веществ: С0 рг. 7—22%; С о р г . лет. 20—32%	и С0 рг.	кислот

58—67%. Таким образом, воды нефтегазовых месторождений су щественно отличает от других вод преобладание в их составе ор ганических кислот. В этой связи еще раз уместно вспомнить вы сказывание В. И. Вернадского, который писал, что специфический химический состав подземных вод нефтяных месторождений свя зан с наличием в них растворенных органических кислот и, в ча стности, жирных кислот.

Органические кислоты широко распространены во всех подзем ных водах, причем максимальной распространенностью и высоким содержанием отличаются именно жирные кислоты (табл. 59, рис. 25). Высокомолекулярные, в том числе и нафтеновые, кислоты содержатся в значительно меньших количествах, особенно в водах вне нефтегазовых месторождений. Так, если в приконтурных водах нефтяных месторождений содержится в среднем около 500 мг/л жирных кислот, то нафтеновых кислот в них найдено всего 4 мг/л, а высокомолекулярных — 0,2 мг/л.

Важно заметить, что содержание органических низкомолеку лярных кислот возрастает в глубоких водах, распространенных вне нефтегазовых залежей, по сравнению с грунтовыми. Так, их ко личество (в мг/л) и распространенность (в %) в грунтовых, артези анских водах и водах области разгрузки изменяется следующим образом:

Метод отгонки с паром	. . . . 6,7	(58»/0 ) — 60	(58<>/0) — 25,6 (7(Х>/0)
Прямой метод	6,7	(88о/о) —26	( 9 3 ° / „ ) ^ 20,1 (100о/0 )

Интересно, что в водах областей питания низкомолекулярных кислот несколько меньше, чем в глубоких межпластовых водах,

что свидетельствует о процессах их накопления, происходящих в глубоких водах.

§-2,5

•i^

2,0

І І

• —

Ша

Шб Шв

Шг

Шд

ЕВз

3 « Е

З *

P ^

З /

l g

Рис.

25. Изменение

содержания органических веществ в подземных водах

различных

областей

их

формирования

/ — жирные кислоты, летучие с водяным паром; 2— органические кислоты,

определен

ные

прямым

методом;

3 — высокомолекулярные

кислоты;

4 — нафтеновые

кислоты,

определенные

турбидиметрическим

методом;

5 — ф е н о л ы ; 6 — N 0

г ; 7 — С о р

: N o p r ;

! — О2 ок. : Сорг. ( I — I V — то

ж е ,

что

на

рис.

24)

Что касается высокомолекулярных кислот, то их среднее содер жание и распространенность в рассматриваемых трех группах вод (вне нефтегазовых залежей) следующее:

Нафтеновые		ки
слоты		1,9 (34о/о) — 1,3(38о/о) — 2,3(67о/0 )
Высокомолекуляр
ные	кислоты	. . 0,09 (65°/0 ) —0,15	(71«/0 ) —0,12	(61°/0 )
Как видим,	содержание этих кислот		в грунтовых,	артезианских

водах и водах областей разгрузки практически одинаково. Незна чительно (в сторону повышения) оно изменяется и в водах нефте газовых месторождений. Примерно такое же распределение, как

и для	высокомолекулярных кислот в рассматриваемых трех груп
пах вод, наблюдается и для фенолов: 1,1 (50%)		1,2	(46%) ->-
- V 0,5	(59%), т. е. их встречаемость в водах вне	месторождений
одинакова, а содержание несколько уменьшается в водах			областей

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 / 1813 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ

#
24.10.20239.97 Mб43Шваб А. Измерения на высоком напряжении. Измерительные приборы и способы измерения.pdf
#
24.10.20239.94 Mб5Швайнштейн А.М. Водосбросы зарубежных гидроузлов с высокими бетонными плотинами.pdf
#
29.10.2023905.04 Кб23Шварц Е.М. Бор и его соединения.pdf
#
23.10.20237.61 Mб9Шведов Л.И. Хромоникельалюминиевая жаростойкая сталь.pdf
#
29.10.20234.77 Mб15Швец А.К. Выполнение полетов на самолетах морава Л-200А и Л-200Д.pdf
#
24.10.20239.66 Mб4Швец В.М. Органические вещества подземных вод.pdf
#
29.10.20232.95 Mб16Швец П.И. Памятка кровельщика.pdf
#
29.10.202311.3 Mб9Швецов К.И. Справочник по элементарной математике арифметика, алгебра.pdf
#
23.10.20235.73 Mб1Швецов П.Ф. Геотермические условия мезозойско-кайнозойских нефтеносных бассейнов.pdf
#
21.10.20238.97 Mб5Швырков, В. В. Моделирование внутригодичных колебаний спроса.pdf
#
19.10.20237.08 Mб57Шебеко, Л. П. Преподавание специальной технологии электрогазосварщикам.pdf