Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах

Гидрогеологические особенности основных типов нефтегазоводоносных бассейнов и месторождений нефти и газа. Условия гидрохимических методов. Гидросульфиды и другие восстановленные соединения серы. Применение результатов гидрогеологических наблюдений.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Многогранная проблема исследований гидрогеологических условий формирования и пространственного размещения месторождений УВ наиболее сложная в нефтегазогидрогеологической науке.
Целью данного дипломного проекта является исследование гидрогеологических методов поиска нефтяных и газовых месторождений, объяснение различных показателей нефтеносности и методов гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах, обосновать виды работ и методы, применяемые при гидрогеологических исследованиях.
Тема дипломного проекта актуальна и представляет большой интерес. Ведь нефть и газ играют и будут играть важную роль в жизни человека. Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов переработки нефти и газа. Гидрогеологические методы имеют громадное значение для формирования месторождений нефти и газа. В настоящее время известно и используется большое число гидрогеологических показателей, в той или иной мере способствующих поискам месторождений и залежей нефти и газа.
Данные гидрогеологических исследований имеют важное значение при проектировании разработки месторождений полезных ископаемых, а также для ведения мониторинга процесса разработки.
Дипломный проект включает выполнение следующих задач:
1. Осветить современное состояние вопроса о гидрогеологических критериях нефтегазоносности и основ гидрогеологического прогноза;
2. Выявить нефтепоисковое значение различных гидрогеологических показателей в свете новых данных;
3. Выявить роль гидрогеологических методов в формировании и размещении углеводородных скоплений и их оценку для поисков нефти и газа на новых территориях;
4. Выработать комплекс гидрогеологических нефтепоисковых критериев для различных геологических условий.
Не все задачи рассматриваются с одинаковой степенью детальности. Некоторые из них из-за ограниченного количества данных только ставятся, так как могут иметь нефтепоисковое значение при дальнейшем накоплении фактических данных.
Гидрогеологические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений основаны на определении солевого состава вод. Как солевой состав вод, так и некоторые отдельные компоненты его - соли и ионы - могут использоваться как показатели нефтеносности. Особенности солевого состава вод в ряде случаев могут также помогать выяснению геологического строения. Гидрохимические показатели нефтеносности разделяются на прямые и косвенные.
Изучение особенностей вод нефтеносных отложений началось ещё в 70 80-х годах 19 столетия. Так, ещё в те годы А. Потылицын установил, что бессульфатность является характерной чертой вод нефтеносных пластов. Позже К. В. Харичков исследовал такую важную особенность этих вод, как содержание в них битумов (нафтенат - ионов). На первом этапе использование гидрохимических показателей при поисках нефти было ещё в значительной мере случайным; ещё нельзя было говорить о гидрохимических методах поисков.
Учение о гидрохимических показателях нефтеносности и методика прогноза нефтеносности на основе комплексного учёта гидрохимических показателей разработаны главным образом В. А. Сулиным и его сотрудниками в 1932 - 1942гг.
В США, начиная с 1937 г., стали применяться косвенные гидрохимические методы поисков нефти (в виде съёмок и других видов работ), направленные в первую очередь на выяснение геологического строения. Однако для американских работ характерно отсутствие комплексного подхода к оценке солевого состава воды: обычно американцами используется какой-либо один показатель. В России структурные гидрохимические съёмки и другие подобные работы выгодно отличаются значительно большей разработанностью и разнообразием методики (работы школы В. А. Сулина, В.А.Ковды и др.).
Гидрогеологические методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений применяются в самых разнообразных условиях, на разных этапах работ и с различными целями. При рекогносцировочных исследованиях гидрохимические методы направлены главным образом на решение такой задачи, как общий прогноз наличия залежей нефти в данной области. При разведке роль гидрогеологических методов заключается в первую очередь в оценке нефтеносности отдельных горизонтов и участков, а также в выяснении некоторых деталей геологического строения. Наконец, гидрогеологические исследования имеют значение и при разработке месторождения для решения ряда технических задач.
При написании дипломного проекта использованы фондовые материалы, научно-техническая и специальная литература.
ГЛАВА 1. ПРЯМЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Прямыми гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах вещества (соли, ионы и т. п.), которые попадают в воду из самой нефти, т.е. растворённые в водах нефтяные дериваты. К числу прямых гидрохимических показателей нефтеносности относятся:
Все эти вещества не являются показателями газоносности. Наибольшее значение имеют битумы.
Растворённые в водах битумы могут рассматриваться одновременно как гидрохимические и как битумные показатели. Однако, поскольку они входят в солевой состав воды, представляющий собой определённое целое, удобнее рассматривать их как гидрохимический показатель.
Битумы, растворённые в природных водах, представлены солями органических кислот (мылами), главным образом нафтеновых кислот. Нафтенаты, т.е. нафтеновые мыла, в основном натриевые, составляют их подавляющую часть. Обычно все эти вещества называют «нафтеновыми кислотами». Натриевые нафтеновые мыла входят в состав первой щёлочности воды ; кальциевые и магниевые нафтенаты - в состав второй щёлочности . Свободные нафтеновые кислоты вообще тоже могут быть растворены в водах, входя в состав третьей щелочности , но существенного значения они иметь не могут.
Мыла могут образоваться уже в самой нефти, могут образоваться и в воде за счет кислот, перешедших из нефти в воду. Сами кислоты могут либо первично присутствовать в нефти, либо образоваться в результате окисления углеводородов нефти. Попадая в воду, нафтеновые кислоты реагируют с такими солями, как гидрокарбонаты, карбонаты, гидросульфиды и т.п., образуя мыла.
Характер мыл, растворенных в природных водах, изучен слабо. По имеющимся данным соответствующие им нафтеновые кислоты имеют кислотные числа, обычно от 250 до 330, что указывает на наличие в них 10-15 атомов углерода. Эти нафтеновые кислоты характеризуются формулами
Такие кислоты в нефтях находятся в керосиновых фракциях.
По-видимому, среди кислот с числом атомов углерода 14 и 15 есть и бициклические нафтеновые кислоты (с общей формулой ). Было установлено наличие в водах мыл также и более низкомолекулярных нафтеновых кислот, характеризующихся кислотными числами 340-430. Такие кислоты имеют формулы от до и в нефтях находятся в бензинолигроиновых фракциях. Эти мыла встречаются в водах, по-видимому, значительно реже.
Помимо нафтеновых мыл в водах встречаются также и мыла жирных кислот. Они встречаются гораздо реже; это объясняется незначительным содержанием жирных кислот в самих нефтях, незначительным по сравнению с содержанием там нафтеновых кислот. О жирных мылах в природных водах известно очень мало. О сравнительно значительных количествах их в водах нефтяных месторождений Туркмении сообщал Ф.Ф.Герман.
Наличие и количество мыл в водах связаны как с характером нефтей, так и с характером воды. Обычно, чем больше нафтеновых кислот в нефти (точнее, в её светлых фракциях), тем больше и мыл в воде данного нефтеносного горизонта при прочих равных условиях. Значительное же содержание нафтеновых кислот характерно для нефтей, особо богатых нафтеновыми углеводородами. В пределах же этого класса нефтей наблюдается прямая связь между содержанием (нафтеновых) кислот, смолистостью и удельным весом нефтей. Эта связь объясняется, вероятнее всего, общим происхождение и кислот и смол (частично) при окислении углеводородов.
Содержание мыл в воде зависит также от общего характера солевого состава воды. В жёстких водах могут содержаться только кальциевые и иногда магниевые нафтенаты. Кальциевые мыла мало растворимы и поэтому в значительном количестве в воде содержаться не могут. Они выпадают из раствора и поступают в состав пород, в основном, в виде связанных битумов. В результате в жёстких водах можно встретить очень редко.
Совершенно другое положение наблюдается в щёлочных водах. Там возможно существование хорошо растворимых нафтенатов натрия. Поэтому в щёлочных водах иногда накапливаются очень большие количества мыл (до 5 г/л); в исключительных случаях они даже преобладают над всеми другими солями или представляют интерес для промышленного использования.
Наибольшие количества мыл в водах наблюдаются там, где имеются и нафтеновые нефти и щёлочные воды, т.е. где имеется сочетание двух главных благоприятных условий. Такое положение характерно, например, для Апшеронского полуострова (полуостровов на западном берегу Каспийского моря, на территории государства Азербайджан. Представляет собой юго-восточное окончание Большого Кавказского хребта), западного Азербайджана, Грузии, отчасти Северного Кавказа и т.п. Нефтеносные районы Урало-Поволжья отличаются противоположными условиями: ароматическо - метановым характером нефтей и жёсткостью вод. Мыла в водах Второго Баку (В 1932 году в Башкирии было открыто Ишимбайское нефтяное месторождение, которое положило начало разработке крупнейших месторождений между Волгой и Уралом, получивших название «Второе Баку») являются редкостью, и содержание их там совершенно незначительно. Главным препятствием накопления мыл в водах является жёсткость последних. Это видно из следующего. В Эмбенской нефтеносной провинции, несмотря на богатство нефтей (особенно неокомских) нафтенатами, благодаря отсутствию щёлочных вод мыл в водах практически нет. В то же время в грозненских месторождениях, даже в пластах с типичными парафинистыми нефтями, мыла присутствуют, так как воды там щёлочные. Возможно, что в таких случаях значительная часть мыл является жирными.
Значение растворённых битумов как показателей нефтеносности определяется тем, что единственным источником поступления этих веществ в воды является нефть. Других битумов нефтяного происхождения в водах не встречается (Помимо растворённых нефтяных битумов могут встречаться также нефтяные эмульсии, система нефть-вода). Это сильно повышает значение битумов, содержащихся в водах, по сравнению с битумами, находящимися в породах. Правда, помимо битумов в природных водах встречаются другие растворённые органические вещества, главным образом гуматы-соли гуминовых кислот (органические вещества, извлекаемые из природных продуктов (торф, бурый уголь, каменный уголь) водными растворами щелочей). Особенно много их бывает в болотных водах. В подземных водах содержание гуматов ничтожно. К тому же их наличие нисколько не мешает определению битумов; гуматы не растворяются в нейтральных органических жидкостях, а битумы в этих жидкостях растворяются.
Наличие битумов и, в частности, нафтенатов в водах является прямым и однозначным (бесспорным) показателем нефтеносности. Величина содержания битумов в воде не имеет особого значения: для положительного прогноза достаточно уже ничтожного содержания их (особенно при жёсткости вод). Более того, очень высокое содержание битумов в воде (и особенно наличие нефтяных эмульсий) указывает скорее на значительное разрушение залежей путём окисления (или даже размыва), иногда вплоть до потери залежами промышленного значения (например, в некоторых районах Грузии и западного Азербайджана). Таким образом, наличие битумов в водах ещё ничего не говорит о промышленном масштабе нефтеносности. Отсутствие битумов в водах в общем случае нельзя расценивать как признак отсутствия нефти. Отсутствие мыл в жёстких водах не позволяет сделать какие-либо выводы. Отсутствие мыл в щёлочных водах несколько более показательно. В этом случае важно иметь данные о возможном характере нефти в исследуемом районе и горизонте. Например, на Русской платформе, в палеозое, известны лишь ароматическо-метановые нефти содержащие очень мало кислот. Поэтому отсутствие битумов в водах палеозоя не является показателем. В неогене складчатых областей преобладают нефти, богатые кислотами. Поэтому отсутствие мыл, например в щёлочных водах майкопских отложений Закавказья, можно расценивать как некоторый отрицательный признак, имеющий, однако, лишь очень относительное и ограниченное значение.
Таким образом, отсутствие мыл в водах имеет гораздо меньшее значение для прогноза нефтеносности, чем их наличие. Схема оценки наличия и отсутствия нафтенатов в водах при различных условиях приведена в таблице.
Схема оценки различных случаев наличия и отсутствия нафтенатов в водах отложений, предполагаемых нефтеносными Таблица 1.1
Схема интерпретации имеет только самый приблизительны характер. Особо следует остановиться на радиусе действия даваемых прогнозов. В общем случае прогноз дается лишь для того водоносного горизонта (резервуара), в котором обнаружены растворенные битумы. Но если вообще нефтеносность данного района или даже области до этого не была установлена, наличие битумов в водах, хотя бы одного горизонта, решает вопрос о нефтеносности (но не о промышленной нефтеносности) района и области в целом. Далее не всегда очевидна связь растворенных битумов с нефтью именно того горизонта, где они обнаружены. Этот вопрос решается лишь при учете тектонических условий - при наличии разрывов возможно «вторичное» происхождение растворенных битумов за счет притока вод из нижних горизонтов.
Весьма малым должен быть радиус действия отрицательного прогноза в пределах данного горизонта. Он не должен превышать несколько километров и выходить за пределы площади данного тектонического поднятия (если таковое имеется) или блока, ограниченного разрывами. Судить о состоянии от точки наблюдения до залежи по величине содержания в воде растворенных битумов в общем случае, конечно, невозможно. Не исключено, однако, что при детальной изученности района и его особенностей в некоторых случаях такие задачи (в пределах отдельных площадей) все же могут ставиться.
Фенолы -- органические соединения ароматического ряда, в молекулах которых гидроксильные группы связаны с атомами углерода ароматического кольца. Фенолы в воды могут попадать только из нефти. Поэтому их поисковое значение подобно поисковому значению нафтенатов. Различие заключается в основном в том, что количество фенолов и в нефтях и в водах намного меньше количества нафтенатов.
Большинство одноатомных фенолов при нормальных условиях представляют собой бесцветные кристаллические вещества с невысокой температурой плавления и характерным запахом. Хорошо растворяются в органических растворителях, токсичны, при хранении на воздухе постепенно темнеют в результате окисления. Фенол OH (карболовая кислота) -- бесцветное кристаллическое вещество на воздухе окисляется и становится розовым, при обычной температуре ограниченно растворим в воде, выше 66 °C смешивается с водой в любых соотношениях. Фенол -- токсичное вещество, вызывает ожоги кожи, является антисептиком.
Фенолы в водах могут существовать как в свободной форме, так и в виде соединений с металлами (главным образом с натрием) - фенолятов. Многие фенолы и особенно феноляты хорошо растворимы в воде (например, фенолят натрия на 24%).
Свободные фенолы могут существовать как в щелочных, так и в жёстких водах. Последнее обстоятельство сильно увеличивает возможность использования фенолов как показателей нефтеносности. Существующая методика определения фенолов в водах обладает весьма высокой, вполне достаточной для поисковых целей чувствительностью. Исследование распространения фенолов и их производных в водах нефтеносных отложений с целью использования этих веществ в поисковой практике является весьма нужным делом.
Йод содержится в водах в виде иодидов, вероятно, главным образом в виде иодида натрия (и, следовательно, входит в состав первой солёности). Йод в водах является важным и давно известным показателем нефтеносности. В отличие от битумов йод в водах не является веществом исключительно нефтяного происхождения: в том или ином количестве он обнаружен почти во всех природных водах. Но решающие значение имеют количественные различия: в большинстве природных вод содержание йода ничтожно. Большая часть йода находится в природных объектах в рассеянном состоянии. Вследствие высокой растворимости, йод редко накапливается, при повышении температуры его растворимость увеличивается, йод широко распространен в природе; встречается в атмосферных осадках; содержится в водах океанов, озер, морей, рек, в подземных водах, разнообразных породах, растениях, организмах. Содержание йода в поверхностных и пресных подземных водах, а также в водах морей и океанов редко превышает десятые доли мг/л. В соленых пластовых подземных водах содержание йода достигает несколько десятков мг/л. Некоторые нефтяные месторождения являются и промышленными месторождениями йода.
Таким образом, в водах нефтеносных отложений имеет место концентрация йода по отношению к пресным водам в -раз, по отношению к солёным водам и рассолам в -раз. Показателем нефтеносности является не вообще наличие йода в воде, но значительное его содержание, превышающее 1-5 мг/л; этот нижний предел аномальной концентрации не является строго определённым и должен считаться различным в разных условиях.
В водах нефтеносных отложений большая часть йода имеет нефтяное происхождение. Йод, находящийся в нефти, несомненно, имеет своим источником водоросли, концентрирующие этот элемент в своём веществе. В нефти йод находится в составе сложных комплексных органических соединений, являясь комплексо-образователем.
Содержание йода, по-видимому, повышено не только в нефтях, но и в других природных органических веществах. Накоплению йода способствует гидрогеологическая закрытость нефтяных залежей, препятствующая улетучиванию йода. Чёткой связи между содержанием йода и общей минерализацией и метаморфизацией для вод нефтеносных пластов, не обнаруживается, но всё же максимальные концентрации йода известны только в самых метаморфизованных рассолах, отвечающих наибольшей закрытости.
В настоящее время следует считать, что содержание йода в воде, превышающее 5 мг/л, в любых случаях является положительным признаком нефтеносности. Поэтому, например, можно говорить о нефтеносности палеоцена и эоцена (Палеоцен -- геологическая эпоха палеогенового периода. Это первая эпоха палеогена за которой следует эоцен) в районе Ессентуки, где наблюдаются соответствующие величины. Если же воды мало минерализованы, то в ряде случаев и содержание йода меньше 1мг/л следует рассматривать как признак нефтеносности. Вопрос о связи между минимумом содержания йода, ещё являющимся показателем нефтеносности, и минерализацией воды должен явиться предметом особого исследования.
Аммоний в водах присутствует, по-видимому, главным образом в виде хлорида и входит в состав первой солёности. Во многих отношениях он сходен с йодом. Почти весь аммоний в природных водах имеет органическое происхождение. В водах земной поверхности и в грунтовых водах содержание аммония либо не превышает нескольких мг/л (обычно же оно гораздо меньше), либо аммоний полностью отсутствует. Наличие аммония в этих водах вызывается биохимическими почвенными процессами, а также искусственными загрязнением. Есть основания считать, что с увеличением глубины залегания, закрытости и метаморфизма вод содержание аммония растёт. Источником аммония в водах ненефтеносных отложений является в основном рассеянное органическое вещество пород; сохранению же аммония в водах благоприятствует застойность и восстановительные условия.
Содержание аммония в водах нефтеносных отложений часто превышает 100 мг/л (например, в девонских водах месторождений Второго Баку оно не падает ниже этой величины), иногда достигая 500 мг/л и даже более. Такие большие величины вне нефтяных месторождений нигде не наблюдались.
Основная часть аммония в водах нефтеносных отложений имеет нефтяное происхождение. Аммоний попадает в воду при разложении и последующем растворении азотистых веществ нефтей.
Таким образом, так же как и для йода, в водах нефтеносных отложений наблюдается большая концентрация аммония. Поэтому повышенное содержание аммония в воде является признаком нефтеносности.
Так же как и для йода, минимальный предел такого аномального содержания в разных условиях различен. По видимому, он зависит главным образом от степени метаморфизма солевого состава воды. Для глубоко залегающих метаморфизованных девонских расколов Русской платформы аномальным содержанием аммония, указывающим на нефтеносность данного участка, следует считать, по видимому, величину около 100 мг/л. В других случаях подобная минимальная величина может быть значительно меньше. Итак, аномально повышенное содержание в воде аммония является прямым признаком нефтеносности. Вопрос об определении местонахождения залежи нефти на основе содержания аммония в воде решается так же, как и в случае йода.
ГЛАВА 2. КОСВЕННЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Косвенными гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах соли и ионы (или определённые сочетания солей и ионов), которые хотя и не представляют собой в общем случае дериватов нефтяного вещества (как нафтенаты, йод, аммоний), но так или иначе связаны с нефтью или с наличием условий, благоприятных для существования нефтяных залежей.
Косвенные гидрохимические показатели нефтеносности разнообразны и разнородны. Их можно разделить на две главные группы. В первую группу косвенных гидрохимических показателей нефтеносности входят продукты и результаты химических реакций между нефтью и растворёнными в водах солями. Сюда относятся:
1) гидросульфиды и другие восстановительные соединения серы;
К этой же группе относится и такой показатель, как бессульфатность воды. Хотя бессульфатность воды тесно связана с наличием в воде сульфидов и других восстановительных соединений серы, являясь обратной стороной этого наличия, рассматривать эти показатели по ряду причин следует отдельно. Общей особенностью указанных показателей является их неоднозначность. В отличие от рассмотренных выше прямых показателей они могут иметь и ненефтяное происхождение.
Вторая группа косвенных гидрохимических показателей представлена такими веществами, которые обычно сопутствуют нефтяным залежам, хотя образуются совершенно независимо от нефти. Они могут указывать только на наличие благоприятных для залежей нефти условий.
2.1. Гидросульфиды и другие восстановленные соединения серы
Восстановленные формы серы являются важными и давно известными показателями нефтеносности. К восстановленным формам серы относят все её соединения, кроме сульфатов. В природных водах встречается несколько восстановленных форм серы. Это будут:
4) молекулярно растворённый сероводород ().
Основное значение имеют гидросульфиды и сероводород. Между этими веществами существует равновесие, связанное с величиной pH воды:
В щёлочных водах может присутствовать гидросульфид натрия, входящий в первую щёлочность, в жёстких - только гидросульфид кальция (иногда магния), входящий во вторую щёлочность. При величине pH6 гидросульфидов в воде быть не может, восстановленные формы серы представлены молекулярно растворённым сероводородом.
Обычно в воде определяется лишь «общий сероводород», т.е. сумма восстановленных форм серы как ионов, так и растворённых газов. Почти все подземные воды со значительным содержанием гидросульфидов (и сероводорода) известны из нефтеносных районов, из нефтеносных отложений. В ряде мест, где издавна были известны только сернистые воды, впоследствии были открыты и нефтяные месторождения («Горячий Ключ», Сергиевск). В Мацесте, например, по мнению некоторых исследователей, залежи нефти существовали раньше, но были разрушены за счёт окисления сульфатами. Наконец, речь идёт не обязательно о промышленной нефтеносности: достаточно наличия даже рассеянной нефти или чисто газовых скоплений.
Образование основной части гидросульфидов и других восстановленных форм серы в подземных водах происходит за счёт реакций между нефтяными углеводородами и растворёнными сульфатами при участии бактерий. Кроме того, эти вещества могут частично образоваться и при разложении сернистых компонентов нефтей.
Образование восстановленных соединений серы в подземных водах за счёт процессов, в которых участвуют нефти и углеводородные газы, и позволяют считать эти вещества показателями нефтеносности и газоносности.
Однако есть гидросульфидные и сероводородные подземные воды, никак не связанные с нефтью. Сюда относятся, во-первых, источники, связанные с магматическими процессами. Типичным примером их являются источники пиренейских курортов Франции. Эти источники, находящиеся в зонах разломов среди метаморфических и магматических пород, характеризуются очень высокими температурами, незначительной минерализацией и совершенно исключительным составом воды - преобладанием кремнезёма при наличии тяжёлых металлов. Такие воды не имеют ничего общего с водами нефтеносных отложений.
Остаётся неясным, может ли восстановление сульфатов в значительных масштабах идти не только за счёт нефтяных углеводородов, но и за счёт других видов природных органических веществ - углей и т.п.
Экспериментальные данные показывают, что не происходит восстановления сульфатов за счёт растворённых гуматов. Однако не следует забывать, что в угольных месторождениях имеется метан, иногда в огромных количествах. Не исключено, что в глубоко залегающих угленосных отложениях восстановление сульфатов может идти за счёт метана.
Таким образом, если исключить области проявления магматических процессов и зоны поверхностных биохимических процессов, значительное содержание в воде гидросульфидов и других восстановленных форм серы можно расценивать как положительный признак нефтегазоносности (в том числе и газа угольного происхождения). Однако следует отметить, что особо большие содержания восстановленных форм серы в водах (200 мг/л) наблюдаются там, где залежи в основном разрушены и уже не имеют большого значения (чокрак, камский кунгур).
Отсутствие гидросульфидов и тому подобных соединений в водах не является признаком отсутствия нефти и газа. Гидросульфиды не могут существовать в водах, имеющих величину pH6, а такими водами являются многие воды нефтеносных пластов. Главная же причина невозможности отрицательных прогнозов заключается в том, что далеко не во всякой нефтяной залежи в заметном масштабе протекает восстановление сульфатов (а также и разложение серосодержащих частей нефти). Следовательно, отнюдь не всегда воды нефтеносных отложений должны содержать восстановленные формы серы.
Отсутствие или очень малое содержание в воде сульфатов является оборотной стороной наличия там гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Сульфаты восстанавливаются нефтью, давая гидросульфиды и подобные им вещества. Поэтому бессульфатность вод также может быть положительным признаком нефтеносности. Этот показатель известен очень давно.
Бессульфатность вод не является однозначным показателем нефтегазоносности. Бессульфатность вод может быть обусловлена и причинами, не связанными с влиянием нефти и вообще с процессами восстановления сульфатов. Такой причиной может быть выпадение сульфатов из раствора, когда их концентрация превышает предел растворимости. В этом случае сульфаты не разлагаются, а только удаляются из воды, переходя в состав пород.
Растворимость сульфатов зависит от характера самих сульфатов и от характера и сочетания других растворённых солей (общего характера солевого состава воды).
Наименее растворимым является сульфат кальция; растворимость его особенно мала при наличии в воде хлорида кальция (т.е. в водах хлоридно-кальциевого типа). Часто такие воды являются практически бессульфатными: сульфаты выпали в осадок. Растворимость сульфатов магния и особенно натрия гораздо больше, чем сульфата кальция.
Таким образом, бессульфатность вод может и не иметь никакой связи с нефтью. Особенно это возможно в случае глубинных рассолов хлоридно-кальциевого типа. Воды земной поверхности и верхних горизонтов земной коры, как правило, имеют значительные содержания сульфатов. Исключение составляют пресные воды в областях развития магматических и совершенно промытых осадочных пород.
Таким образом, бессульфатность вод не всегда можно расценивать как признак нефтегазоносности. В рассолах хлоридно-кальциевого типа этот показатель сам по себе ещё очень мало даёт. То же относится и к пресным водам, дренирующим практически лишённые солей породы, по-видимому, отчасти и к надмерзлотным водам зоны вечной мерзлоты. В остальных случаях данный показатель имеет важное значение.
Наличие сульфатов в водах в общем случае является признаком отсутствия нефти в данных отложениях. Однако отрицательный прогноз допустим далеко не всегда.
Таким образом, сульфатность воды можно считать признаком отсутствия нефти и газа только, если породы не содержат значительных масс сульфатов и нет условий, препятствующих бактериальной деятельности, в первую очередь повышенных температур.
Сода (гидрокарбонат натрия) может образовываться при окислении углеводородов сульфатами. Поэтому наличие в воде соды (и, следовательно, принадлежность воды к щелочному, гидрокарбонатно-натриевому типу) может при некоторых условиях рассматриваться как признак нефтеносности. Щелочные воды характерны для многих нефтеносных толщ. По-видимому, основная масса соды в водах нефтеносных отложении образовалась при окислении нефтяного вещества.
Однако сода может появляться в природных водах и другими путями, не имеющими к нефти никакого отношения. Во-первых, щелочные воды характерны тоже для районов развития богатых натрием магматических, метаморфических и некоторых осадочных (аркозовые песчаники) пород. Во-вторых, они встречаются также и в зонах развития солонцов. Наконец, в-третьих, щелочные воды могут быть связаны с вулканическими областями, где сода образуется при участи углекислого газа, поступающего с глубины. Отличить щелочные воды коры выветривания, дренирующие, лишенные солей породы, от щелочных вод нефтеносных толщ сравнительно просто.
Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Построение графика функции различными методами (самостоятельная работа учащихся)
Реферат: Табличный процессор Excel
Курсовая работа по теме Особенности развития речи и общения у детей с нарушением зрения
Реферат: Сегментирование рынка 12
Доклад по теме Начало творческого пути Леонардо да Винчи
Реферат по теме Жорж Батай
Землеустройство 2
Реферат: Тема: Возможные медицинские последствия использования мобильной связи. Оптимизация дозовых нагрузок на население
Реферат: ТМ: душа и чистое сознание. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Статистика финансовых результатов деятельности предприятия ООО "Завод ДВП"
Реферат На Тему Здоровый Образ Жизни Универ
Реферат: Становление системного мышления в первой половине ХХ века
Реферат по теме Средства и способы борьбы с пылью на горных предприятиях
Реферат: ArabIsraeli Wars Essay Research Paper ARABISRAELI WARS
Курсовая Работа Финансовый Рынок Швейцарии
Практическая Работа Электрические Цепи
Реферат: Розробка плану та бюджету рекламної діяльності фірми-виробника
Реферат История Танца
Курсовая работа по теме Общественность и общественные отношения
Контрольная Работа 5 По Математике Фгос
Зональность земной поверхности - География и экономическая география реферат
Учет и анализ кредитов и займов - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Шляхи вдосконалення організації та обліку розрахунків з оплати праці у сільськогосподарських підприємствах Березанського району - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа