СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
РАЗДЕЛ 1 ОСНОВЫ ГИДРОГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА 4
РАЗДЕЛ 2 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 13
РАЗДЕЛ 3 ПРОМЫСЛОВАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ВОД 22
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 24
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 26

Работа № 4107. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты

ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время нефть является ключевым звеном в экономике большинства стран и поэтому вопросы возникающие по поводу её происхождения звучат весьма актуально. Рассматривая проблемы миграции и аккумуляции нефти можно прийти к выводу что они тесно связаны взглядами на происхождение нефти. Зачастую миграционные гипотезы оказываются логическими следствиями вытекающими из взглядов на проблему нефтеобразования. Необъективность данного подхода понятна так как проблема генезиса нефти остро обсуждается. Однако в то же время определенные стороны миграции и аккумуляции нефти могут быть обоснованы объективным материалом в частности гидрогеологическим который может быть полезен и для решения вопросов ее генезиса.
В подземных водах растворены те органические вещества из которых образуются углеводородные тазы нефтяные углеводороды и другие вещества и соединения входящие в состав нефтей. Сам процесс превращения этих исходных веществ в нефть и газ в значительной мере идёт в водном растворе[1].
Делая вывод можно сказать что гидрогеологические условия имеют колоссальное значение для формирования и разрушения залежей и месторождений нефти и газа. Процессы нефтегазообразования нефтегазонакопления и рассеяния нефти и газа от начала и до конца происходят в среде существенным элементом которой являются подземные воды.

РАЗДЕЛ 1 ОСНОВЫ ГИДРОГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Формирование и рассеивание углеводородов происходит в среде главным компонентом которой является вода. Несмотря на то что растворимость нефти в воде очень мала вещества которые её составляют и вещества из которых она образуется протонефть переносятся лишь в двух состояниях — водорастворенном или взвешенном в воде свободном. Миграция газа осуществляется только при участии воды но полностью исключать струйную свободную миграцию нельзя.
Если образование залежей нефти и газа происходят в подвижной водной среде обеспечивающей миграцию аккумуляцию углеводородов то для сохранения таких месторождений необходимы условия застойности. Степень подвижности воды по своему влиянию на формирование и разрушение нефтегазовых месторождений является пожалуй главным среди других геологических факторов поскольку она интегрирует тектоническую активность геологическое строение литологические особенности термодинамические условия и их изменение во времени[2].
И.М. Губкин который классически обосновал органическую гипотезу происхождения нефти показал что формирование и разрушение нефтегазовых месторождений происходящее в водной среде представляет единый многоступенчатый естественноисторический процесс тесно связанный с литогенезом и тектогенезом.
Им выделено четыре стадии этого процесса
1 Накопление исходного органического вещества в осадочных отложениях и образование углеводородов в ходе его преобразование
2 Перемещение их из нефтематеринских толщ в коллекторы и последующая миграция по пласту-коллектору боковая миграция или по разрывным нарушениям и трещинам вертикальная миграция
3 Аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных литологических условий на пути миграции и образование месторождений
4 Перераспределение или разрушение залежей при изменении геологических условий[3].
Рассмотрим эти стадии на основе современных данных с позиции органической гипотезы.
На стадии седиментогенеза закладываются первичная концентрация исходный тип и химический состав органического вещества осадочных пород и насыщающих их вод. Сейчас хорошо доказана возможность образования углеводородов из рассеянного органического вещества осадков преимущественно глин образующих нефтепроизводящие толщи. После захоронения в итоге воздействия воды биохимических и физико-химических процессов происходит преобразование органического вещества вначале при активном участии микроорганизмов стадия диагенеза затем под влиянием давления температуры и геологического времени стадия катагенеза. Большое значение при этом имеет наличие не только ёмкости но и экрана нефте- водо- и газонепроницаемых пород глинистых соляных и т. д. что и вызывает так называемую гидрогеологическую закрытость [4].
Растворимость углеводородов возрастает с уменьшением молекулярной массы для нафтеновых углеводородов она выше чем для метановых а у ароматических — больше чем у нафтеновых. С ростом давления и температуры она повышается. Заметно влияние и степени минерализации с ее увеличением растворимость падает.
Дли различных нефтегазоносных бассейнов и отдельных нефтегазоносных толщ содержание углеводородных газов в подземных водах сильно колеблется таблица 1 оно увеличивается с глубиной. В ряде случаев концентрация метана в водах настолько значительна тысячи см³л является особой формой газовых месторождений. Например в Японии подобное скопление газов эксплуатируется.
Таблица 1 — Состав растворенных газов нефтегазовых залежей Карцев 1972
Основную долю водорастворенных органических веществ до 80-90 составляют летучие соединения жирные кислоты эфиры спирты ароматические углеводороды амины и др. Содержание органических веществ в подземных водах зависит от типа вод в которых они растворены и расстояния до нефтегазовых залежей [5]. Влияет также глубина и температура например при 200°С растворяется 1865 гкг орг. вещества а при 300°С — 146 гкг. Наличие кислот мылов парафинов и т.п. также повышает растворимость. Выжимаемая вода с растворенными углеводородами направляется в область наименьших давлений в кровле пласта и от погруженных участков бассейнов к приподнятым. Этому процессу благоприятствует снижение температуры когда она изменяется от 50 до 25°С то из 1 м³ воды может выделиться 20г жидких метановых углеводородов при снижении ее от 100 до 25°С — уже около 100г а в отдельных случаях до 900г [6].
Капилярные силы способствуют вытеснению нефти и газа водой из капиллярных пор в более крупные пустоты за счет больших величин поверхностного натяжения воды и лучшей смачивающей ее способности.
Гравитационный фактор миграции в соответствии с плотностью воды в коллекторе приводит к разделению подвижных компонентов. Гидравлический фактор проявляется при фильтрации в сверхкапиллярных порах движение воды направлено из областей больших давлений в области пьезоминимумов[7].
Углеводороды могут не только проступать в подземные воды но и возникать в них скажем при декарбоксилировании карбоновых кислот и аминов. Тем не менее основная их масса затем формирующая залежи нефти и газа перемещается в элизионный этап движения подземных вод. В результате тектонических подвижек происходит региональное прогибание на фоне которого отдельные участки испытывают относительное поднятие или отставание в прогибании. Выжимаемая вода вместе с инфильтрогенными водами движется к этим поднятиям и разгружается выделяя из водного раствора углеводороды и другие органические соединения в породы-коллекторы. Так формируются нефтегазоносные свиты и формации а при наличии ловушек — нефтегазовые месторождения. Площади замкнутых или не полностью замкнутых впадин различных по форме размерам строению и истории геологического развития и характеризующихся наличием регионально нефтегазоносных горизонтов с нефтяными или газовыми месторождениями называются нефтегазоносными бассейнами.
Н. М. Кругликов насчитывает по крайней мере пять основных причин вызывающих выделение газа из насыщенных вод
1 восходящее движение подземных вод
2 подъем водоносных толщ содержащих газонасыщенные воды обусловленный тектоническими факторами
3 снижение регионального базиса разгрузки подземных вод
4 движение потока газонасыщенных вод через температурную зону в которой растворимость углеводородных газов минимальна для метана ее прёделы 70-90°С
5 смешение газонасыщенных вод различной минерализации т. е. процесс высаливания[8].
Этот исследователь пришел к выводу что при низком содержании органических веществ 1-2 наиболее вероятно движение углеводородов в воде как на элизионных так и на начальных стадиях инфильтрационного этапов. При критической газонасыщенности пород содержание органических веществ более 3—10 что в природных условиях наблюдается не так уж часто миграция газа возможна в свободном струйном состоянии. Наибольшей миграционной способностью обладает углеводородный газ метанового состава наименьшей — тяжелые углеводороды. Среди нефтей самая высокая миграционная способность у легкой нефти[9].
Перемещение нефти и газа в ловушку осуществляется благодаря явлениям фильтрации и всплывания подчиненное значение имеет диффузия. Для начала фильтрации необходим некоторый начальный напорный градиент. Он зависит от проницаемости породы фильтрация возможна при движении больших масс газа и нефти в пористых песчаных или карбонатных коллекторах и перепада давлений.
Движение нефти и газа по пласту происходит и под действием сил всплывания углеводородов в водонасыщенной породе Fₐ и гидростатическим давлением движущейся воды Pгидр и опрёделяется соотношением наклонов пьезометрической и структурной поверхности в пласте. При однонаправленном наклоне структурной и пьезометрической поверхности нефть и газ попадают в такие же ситуации
1 Pгидр> Fₐ — они переносятся вниз по пласту потоком воды
2 Pгидр< Fₐ — всплывают вверх по пласту
3 Pгидр = Fₐ — находятся в неподвижном состоянии.
В случае разнонаправленных наклонов пьезометрической и структурной поверхностей нефть и газ мигрируют вверх по восстанию пласта.
Аккумуляция нефти и газа в залежах происходит либо путей дифференциального улавливания либо по гравитационному принципу. В первом случае углеводороды движущиеся в пласте вместе с водой при встрече ловушек расположенных на разных гипсометрических уровнях распределяются следующим образом газ заполняет первые ловушки по пути миграции вытесняя воду и нефть в ловушки расположенные гипсометрически выше. Примером могут быть нефтегазовые залежи Предуралья и Мангышлака. При гравитационном разделении большую роль играет соотношение начального пластового давления Pпл. и давления насыщения Если Pпл. < Рнас. то происходит выделение газа и образуются чисто газовые залежи и газовые шапки но при Pпл. > Рнас. газ мигрирует в водорастворенном состоянии в соответствии с рисунком 1. Вначале образуются нефтяные залежи в ниже расположенных ловушках а газ — в приподнятых. Также случаи встречаются в Предкавказье и Западной Сибири[2].
Рисунок 1 — Схема образования залежей нефти и газа при разном соотношении начального пластового давления Pпл. и давления насыщения Рнас..
Все сказанное касалось образования залежей в структурных ловушках сводового типа при латеральной миграции. Однако нефтегазовые залежи возникают также в литологических тектонических экранированных гидродинамических и других ловушках когда в формировании залежей особо важна вертикальная миграция углеводородов по зонам разломов через насыщенные водой глины и пески при больших перепадах давления и т. д..
К месторождениям сформированным в результате вертикальной миграции относятся например нефтегазовые залежи внешней зоны Предкарпатского прогиба имеющей блоковое строение. Наиболее отчетливо роль водной миграции проявляется в тектонически-экранированных ловушках. Залежи приуроченные к таким ловушкам часто располагаются на погруженных участках моноклиналей. Они известны во многих нефтегазоносных провинциях иногда на их долю приходится подавляющая часть запасов нефти и газа например в Восточно-Венесуэльском и Венском бассейнах провинции Голф-Кост и др.. Сбросы выполняют роль экранов на пути миграции углеводородов от оси прогиба к бортам с последующим перераспределением по разрезу[7].
Разрушение залежей нефти и газа под действием подземных вод протекает как без химической деструкции углеводородов так и за счет химического их уничтожения. В первом случае правильнее говорить о переформировании залежей поскольку углеводороды покидающие ловушку в процессе эмиграции способны концентрироваться в новые залежи. Во втором — разрушаются не только залежи но и углеводороды т. е. имеет место химическое разрушение залежей.
Переформирование залежей движущимися водами происходит преимущественно механическим гидравлическим и физико-химическим в результате растворения путем.
Механическое воздействие начинается с образования наклона нефте- или газоводяного контакта. Как показал М. К. Хабберт полной неподвижности залежи соответствует горизонтальное положение этого контакта. Наклон же определяет направление движения подземных вод. Если наклон нефтегазоводяного контакта круче угла падения крыла залежи то происходит переформирование залежи движущейся воды — нефть и газ со временем вымываются полностью.
Гидравлическому размыву сильнее подвержены нефтяные залежи нежели газовые. При гидравлическом градиенте 0005÷001 и угле падения на крыльях менее 1° нефть будет вымываться даже из пологих ловушек. Газовые залежи более устойчивы они могут удерживаться любыми ловушками при обычно встречающихся в нефтегазоносных комплексах гидравлических градиентах[9].
Растворению подвержены газовые залежи нефтяные же преимущественно дегазируются. Прорыв и последующая диффузия газов имеют место в кровле продуктивного пласта за счет различия плотностей воды и газа. При повышении гидростатического давления не компенсируемого соответственным ростом газонасыщенности вод метан залежей будет растворяться в пластовых водах и залежь может совершенно исчезнуть.
Химическое разрушение происходит в случае изменения термобарических условий путем окисления углеводородов кислородом и сульфатами окислительное разрушение или их уничтожения микроорганизмами биохимическое разрушение. Роль воды в обоих случаях очень велика.
Процессы окисления происходят в основном на контакте с движущимися водами. Их скорость увеличивается с ростом площади поверхности нефтегазоводяного контакта по отношению к объему залежи. Быстрее протекает разрушение «плавающих» залежей и залежей с вклинивающимися промежуточными водами чем залежей имеющих только краевые воды. Как следствие окисления нефтяных залежей на контакте их с водой образуется слой пленка тяжелых нефтей и асфальтоподобных веществ устойчивых к изменению давления. Окисленная часть залежи как бы запечатывает оставшуюся нефть предохраняя ее от дальнейшего окисления пластовой водой. Неполное окисление углеводородов приводит к перерождению нефти. Окисление газовых залежей происходит в более ограниченных масштабах чем нефтяных. Здесь никаких защитных пленок не образуется залежь обогащается углекислотой которая растворяется в пластовых водах. В результате газовая залежь полностью разрушается.
Окисление углеводородов водорастворенным кислородом отмечается на участках поступления инфильтрогенных вод до глубин 600 м и более. Интенсивность разрушения зависит от скорости движения и глубины проникновения подземных вод обогащенных сульфатами и органическими веществами. Такая картина разрушения наблюдается на газовом месторождении Газли в Узбекистане[9].
Биохимическое разрушение заключается в «поедании» углеводородов бактериями. Последние используют для жизнедеятельности органическое вещество выделяя серу и сероводород. При этом увеличивается содержание тяжелых углеводородов в нефтях. Бактерии-десульфаторы не могут развиваться при температурах более 80°С минерализаций более 200 гл и величине рН менее 5 поэтому в глубоких горизонтах этот вид разрушения залежей отсутствует. При образовании тектонических нарушений и поступлении инфильтрогенных вод в глубокие горизонты там возобновляются процессы биохимического разрушения залежей. Косвенно о скорости протекания подобных процессов можно судить по интенсивности современного заражения бактериями нефтяных и газовых залежей Мангышлака и Западной Сибири за счет закачки поверхностных вод для поддержания пластового давления. Разрушение протекает быстро качество нефти ухудшается[9].
На протяжении геологического времени отмечается изменение состава нефтей и газов за счет окисления и перехода легких нефтей в тяжелые и битумы. При движении по разломам нефть может достигнуть земной поверхности окислиться превратиться в битум как это произошло на Атабасском месторождении битумных песков в Канаде. Если на пути движения нефти встретятся ловушки то могут появиться вторичные залежи нефти и газа в вышезалегающих горизонтах. Примером тому — залежи нефти в отложениях мелового возраста на Мангышлаке. Однако для полного разрушения залежей особенно крупных типа Газли необходимо несколько миллионов лет.
РАЗДЕЛ 2 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Вопрос о гидрогеологических закономерностях размещения скоплений нефти и газа внутри бассейнов весьма обширен ниже будет описана лишь связь между скоплениями нефти и газа с одной стороны и гидрогеологическими аномалиями с дрогой.
Под гидрогеологическими аномалиями в данном изложении понимаются существенные локальные отклонения гидрогеологических условий от развитых в пределах достаточно обширного окружающего пространства. Эти отклонения выражаются гидродинамическими гидрохимическими гидрогеотермическими и некоторыми другими показателями в соответствии с чем различаются аномалии гидродинамические гидрохимические гидрогеотермические. Первые из них являются наиболее важными определяющими хотя исторически и по степени изученности ведущее место принадлежит не им.
Гидродинамические аномалии выражаются в локальных понижениях и повышениях напоров давлений подземных вод — пъезоминимумы и пъезомаксимумы.
В. А. Кудряков разделил все пъезоминимумы на переточные и преградные происхождение этих двух категорий существенно различно позже он выделил еще фронтальные. Схема поясняющая характер и образование тех и других представлена на рисунке 2.
Переточные пьезоминимумы в плане имеют замкнутые формы «замкнутые» пьезоминимумы и соответствуют очагам и зонам разгрузки водоносных горизонтов и комплексов перетокам вод из одних водоносных горизонтов в другие в частном случае — на дневную поверхность. В последнем случае будем иметь открытую разгрузку в остальных — скрытую. При перетоке вод из одного пласта в другой пьезоминимум образуется в разгружающемся горизонте а в горизонте-приемнике возникает пьезомаксимум. Замкнутые пьезоминимумы свидетельствуют о наличии разгрузки данного водоносного комплекса в вышележащие а пьезомаксимумы наоборот свидетельствуют о питании подпитывании данного комплекса за счет нижележащих и следовательно о наличии в данном месте очагов разгрузки этих последних[10].
Преградные пьезоминимумы в плане имеют незамкнутую форму «незамкнутые» пьезоминимумы и образуются в результате частичного экранирования поперечного сечения подземного потока — диалогического или «газо-жидкостного» т. е. залежами газа и нефти. С разгрузкой они не связаны.
Рисунок 2 — Типы пьезоминимумов по В. А. Кудрякову.
1 — водоносные пласты 2 — водоупорные 3 — разрывные нарушения 4 — экранирующие зоны 5 — изопьезы 6 — направления потоков.
До сравнительно недавнего времени выявить пьезоминимумы и пьезомаксимумы на практике не удавалось. Обнаружение их началось лишь при значительном повышении точности и детальности гидродинамических построений. К настоящему моменту существование различных пьезоминимумов пространственно связанных с размещением залежей нефти и газа можно продемонстрировать уже на многочисленных примерах в соответствии с рисунком 3.
Рисунок 3- Карта гидроизопьез Каганского и Мубарекского нефтегазоносных
районов по горизонту XIIпо В.А. Кудрякову
1 — пьезоминимумы 2 — залежи.
Гидрохимические аномалии изучены значительно лучше чем гидродинамические ввиду большей простоты их выявления. Однако происхождение их в общем еще менее однородно и более сложно чем гидродинамических аномалий. По происхождению гидрохимические аномалии могут быть связаны с процессами перетока вод из одних пластов в другие но могут возникать и в результате явлений протекающих лишь в данном пласте. В первом случае «переточный» тип гидрохимическая аномалия возникает во многом сходно и в тесной связи с переточными гидродинамическими аномалиями. Гидрохимические аномалии в верхних горизонтах в таком случае образуются в результате подпора верхних вод нижезалегающими подпитывания верхних водоносных горизонтов нижними и примешивания к верхним водам нижних вод. Схема образования гидрохимической аномалии переточного типа в верхних горизонтах показана на рисунке 4.
В общем случае переточная гидрохимическая аномалия сказывается в приближении состава верхних вод к составу нижних вод. При нормальном характере гидрохимического разреза аномалия выражается в повышении общей минерализации хлоридности и понижении сульфатности вод. При инверсионном гидрохимическом разрезе характер аномалии может быть совсем иным даже противоположным[9].
Рисунок 4 — Схема образования гидрохимической аномалии в верхнем водоносном горизонте при скрытой разгрузке в него нижнего водоносного горизонта.
1— зона повышенной трещиноватости пород 2— воды высокой минерализации и хлоридности 3 — воды средней минерализации и хлоридности зона гидрохимической аномалии 4 — воды низкой минерализации и хлоридности 5 —направление разгрузки нижнего водоносного горизонта а — пьезометрический уровень нижнего водоносного горизонта А б — пьезометрический уровень верхнего водоносного горизонта Б.
Повышение минерализации хлоридности и другие изменения вод в зоне перетоков могут происходить не только в горизонтах-приемниках но и в разгружающихся горизонтах в такой единонаправленности изменений заключается отличие гидрохимических аномалий от гидродинамических. Дело в том что на участках примыкающих к очагам распыленной весьма затрудненной разгрузки может иметь дело «застаивание» вод. При наличии распыленной разгрузки через водоупорную кровлю повышение минерализации вод на этих участках может быть частично связано и с явлением фильтрационного мембранного эффекта. Согласно расчетам А.А. Карцева минерализация воды в ловушке за 10 млн. лет за счет фильтрационного эффекта может возрасти в 6 раз что согласуется с некоторыми наблюдаемыми величинами. Для изменениями общей минерализации и хлоридности вод характерна следующая закономерность величины их уменьшаются от нефтяных и газовых залежей во внешних направлениях. Если залежи располагаются в сводах антиклиналей и куполов то наблюдается относительное опреснение контурных вод в сторону синклиналей и прогибов. Если залежи приурочены к зонам выклинивания или прижаты к тектоническим разрывам то максимум минерализации и хлоридности вод тоже тяготеет к этим зонам т.е. Наблюдается в водах находящихся непосредственно у контура и внутри залежей.
Подобные явления констатированы в очень многих месторождениях. Нефтяные и газовые залежи в этих случаях окружены оторочкой каймой из более минерализованных и хлоридных вод сменяющихся далее на периферии менее минерализованными и менее хлоридными водами. Это очень наглядно показано например на карте составленной Г. М. Сухаревым в соответствии с рисунком 5. Нередко общая минерализация вод в ловушках в несколько раз превышает минерализацию вод в других частях пласта в приведенном на рисунке 5 примере в 6—7 раз. В нижнем отделе продуктивной толщи Апшеронского полуострова по данным в повышенных частях антиклиналей на ряде участков содержание хлора достигает 24 мгл а на крыльях в тех же пластах оно составляет лишь 3—6 мгл [9].
Рисунок 5 — Схематическая гидрохимическая карта пласта XVI одного из месторождений грозненского района по Г.М.Сухареву.
1 — нефтяная залежь 2 — подгруппа хлоридно-щелочных вод ∑=442 мг-экв
3- подгруппа сульфатно-хлоридно-щелочных вод ∑=65 мг-экв 4 — направление подземного потока до разработки нефтяной залежи.
Увеличение минерализации и хлоридности вод в ловушках может объясняться тем что места расположения нефтяных и газовых залежей отличаются более застойными гидрогеологическими условиями представляют собой застойные участки локальные застойные зоны внутри водоносных комплексов характеризующихся в общем отно¬сительно значительной подвижностью вод. Это особенно очевидно для случаев заливообразных например в майкопских отложениях Кубани но также справедливо и для части сводовых ловушек. Ловушки для нефти и газа являются также ловушками и для вод воды в них застаиваются а подземные потоки обходят их. В ловушках могут сохраняться более древние воды оставшиеся от предыдущих этапов и древних гидрогеологических циклов соленые талассогенные тогда как остальные части пласта заполнились более молодыми водами пресными метеогенными. Поэтому воды в ловушках по сравнению с другими частями пласта больше минерализованы. В. А. Кудряков механизм образования подобных зон застоя в приконтурных участках видит в резком снижении фазовых проницаемостей.
Примеры связи гидрохимических аномалий со скоплениями нефти и газа приведены на рисунке 6. Там же можно видеть также различные соотношения преградных и переточных гидрохимических аномалий между собой и с соответствующими гидродинамическими аномалиями и залежами нефти и газа.
Рисунок 6 — Гидрохимическая карта Каганского и Мубарекского нефтегазоносных районов по XII горизонту по В. А. Кудрякову. Минерализация вод в мг-эквл 1 — <200 2 — 200—400 3 — > 400 4 — залежи 5 — изогипсы в км.
Иногда структура гидрохимической аномалии может зависеть от соотношений направления подземного потока и расположения залежей. Иллюстрация этого явления «гидравлической тени» приведена на рисунке 7 подземный поток идущий с запада — юго-запада обтекает залежь газа и непосредственно к востоку от нее в ее «тени» воды застаиваются. Подобная аномалия может быть чисто преградного происхождения но может быть и смещенной переточной аномалией. Иногда гидрохимические аномалии по общей минерализации и хлоридности в нефтегазоносных ловушках имеют отрицательный характер т. е. приконтурные и внутриконтурные воды залежей относительно опреснены. Подобные явления проанализированы А. М. Никаноровым в районах Восточного Предкавказья. Объясняются они наличием конденсационных вод в зоне залежей накопление которых тесно связано с формированием самих залежей[11].
Рисунок 7 — Схематическая гидрохимическая карта хадумского горизонта Северо- Ставропольского месторождения. 1 — изогипсы кровли пласта 2 — контуры газоносности внешний и внутренний 3 — зоны сплошного газонасыщения пласта жесткие хлоридные воды с минерализацией в мг-экв100 г 4 — > 100 5— < 100 6 — «щелочные» хлоридные воды.
Некоторые гидрохимические аномалии могут образовываться за счет рассеивания компонентов самой залежи имея следовательно характер ореолов рассеяния газовой или нефтяной залежи. Это преимущественно углеводородные аномалии они могут иметь как кольцевую так и смещенную форму. Гидрохимические аномалии выраженные растворенными углеводородами могут быть как ореольного так и преградного происхождения. Решить вопрос об их происхождении в конкретных случаях трудно.
Особый характер имеют аномалии по содержанию некоторых микрокомпонентов — радиоактивных элементов и ряда металлов. Исследования месторождений Восточного Предкавказья убедительно показали что в водах нефтегазоносных пластов при приближении к залежам увеличивается содержание радия и наоборот уменьшается содержание урана[11]. Причины этих явлений изучены еще недостаточно но скорее всего они связаны с окислительно-восстановительными условиями и в частности с сульфатностью вод в приконтурных зонах нефтегазоносных пластов ввиду пониженной сульфатности вод в этих зонах существенно улучшаются условия растворимости радия сульфат радия плохо растворим и ухудшаются соответствующие условия для урана хорошо растворяется в окислительной среде а кроме того адсорбируется органическими веществами.
РАЗДЕЛ 3 ПРОМЫСЛОВАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ВОД
Воды находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам которые служат эксплуатационными объектами. В соответствии с этим принципом выделяют
1 нижние краевые контурные воды находящиеся в пласте содержащем залежь не полностью водоплавающую и залегающие ниже залежи
2 подошвенные воды находящиеся в подошве водоплавающей залежи
3 промежуточные воды приуроченные к водоносным пластам и пластам внутри нефтегазоносного пласта который является единым объектом эксплуатации
4 верхние краевые воды находящиеся в пласте содержащем залежь и залегающие выше залежи случай редкий
5 верхние воды приуроченные к чисто водоносным пластам залегающим выше нефтегазоносного пласта
6 нижние воды приуроченные к чисто водоносным пластам залегающим ниже нефтегазоносного пласта
7 тектонические воды — жильные воды циркулирующие по трещинам секущим нефтегазоносные пласты
8 связанные «остаточные» воды — преимущественно капиллярные а также защемленные воды которые находятся внутри нефтегазонасыщенной части пласта остались там со времени предшествовавшего формированию залежи и могут частично извлекаться вместе с нефтью и газом при эксплуатации залежей
9 искусственно введенные воды — воды попавшие в нефтегазоносные пласты при бурении ремонтных работах промывках песчаных пробок но главным образом искусственно закачанные для поддержания давления эти воды могут частично замещать краевые подошвенные промежуточные воды но иногда могут занимать самостоятельное место например при внутриконтурной закачке отдельные участки внутри нефтенасыщенной части пласта [9]. Схема иллюстрирующая приведенную классификацию приведена на рисунке 8.
Рисунок 8 — Схема условий залегания вод в нефтяном месторождении по М. А. Жданову
а — нефть б — вода в — прослои глин. Воды 1 — нижние краевые 2 — подошвенные 3 — промежуточные 4 — верхние краевые 5 — верхние 6 — нижние Э. О. — эксплуатационный объект.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
8. Гуревич А.Е. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. Л. Недра 1972. 272 с.
9. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. Изд. 2-е перераб. и доп. М. Недра 1972. 280 с.
10. Кудряков В.А. Гидрогеохимическая зональность и нефтегазоносность». М. Наука. 1988. C. 23-30.
11. Никаноров А.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений Центрального и Восточного Предкавказья Труды Сев.-Кав.нефт.научн.-иссл. Ин-та.1972. Вып.ХУЛ 280 с.