Происхождение нефти газа: от теории происхождения к технологиям поисков > Теоретические вопросы происхождения нефти
Физические основы геологических процессов
Карпов Валерий Александрович:
Все прекрасно, Ахмет Иссакович, но вопрос о другом:
неорганики гидрогеологические критерии (показатели и т.п.) хоть как-то используют?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Да, конечно.
Вот примеры:
Ларичев В.В., Тимурзиев А.И. Геодинамическая природа физико-химических аномалий в разрезе земной коры Мангышлака. - Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр, M., 1988, c.628-629 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_040.pdf).
Ларичев В.В., Тимурзиев А.И. Геодинамические аспекты проблемы формирования гидрогеологических аномалий в разрезе земной коры. - Известия BУ3oв, геология и разведка, № 11, 1990, c.76-82 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_048.pdf).
Тимурзиев А.И. Вопросы формирования гидрогеологических аномалий в разрезе палеозоя бассейна Иллизи (АНДР). – Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии (материалы международной конференции, посвященной 80-летию А.А.Карцева). М., ГЕОС, 2005, с.188-192 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_23.pdf).
Тимурзиев А.И. Геодинамические аспекты формирования гидродинамических аномалий (ГДА) в разрезе палеозоя бассейна Иллизи (АНДР). – Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии (материалы международной конференции, посвященной 80-ию А.А.Карцева). М., ГЕОС, 2005, с.192-196 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_24.pdf).
См. также работы Т.А.Киреевой на КЧ
Карпов Валерий Александрович:
А такие не в ходу?
Из
ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
А.Э. Конторович1 , В.П. Данилова1 , В.Г. Иванов2 1 Институт геологии нефти и газа СО РАН, 2 Томский филиал ФГУП «СНИИГГиМС» E-mail: labhydro@km.ru
Гидрогеохимические критерии нефтегазоносности хорошо зарекомендовали себя в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. На ранних стадиях изученности (50 - 70 годы прошлого столетия) успешно применялись региональные гидрогеохимические критерии, позволявшие давать оценку перспективности на нефть и газ крупных территорий. На современной стадии изученности на первый план выступают гидро- геохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности. Среди данных критериев можно выделить четыре группы: аквабитумоиды, водорастворённые углеводородные газы, макро- и микрокомпоненты, стабильные изотопы водорода, кислорода, углерода. Первая группа критериев авторами опробирована и используется на всей территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, а три следующих – в его юго- восточной части в пределах Томской области. 1. Аквабитумоиды. Предлагаемый авторами способ базируется на детальном анализе битумоидной составляющей водорастворенного органического вещества, которая по составу идентична основной массе соединений, образующих нефтяную залежь. Эта часть названа аквабитумоидом. На основе проведенного детального исследования аквабитумоидов продуктивных и непродуктивных горизонтов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна к наиболее информативным показателям при поисках нефти и газа отнесены содержания хлороформенного экстракта, углеводородов, спиртобензольных смол, асфальтеновых компонентов, а также отношение насыщенных углеводородов к ароматическим. Количественные значения их представлены в таблице. Как показала практика, данная группа критериев отличается высокой надёжностью. Положение скважин относительно залежи, определённое по вышеперечисленным показателям, полностью подтверждается результатами бурения. 2. Водорастворённые углеводородные газы. Эти показатели отличаются высокой информативностью, т.к. большая часть уг- леводородных газов поступает из залежей нефти и газа. Воды месторождений углеводородов отличаются значительным увеличением газонасыщенности и содержания тяжелых углеводородов (средние значения соответственно 6,5 м3 /м3 и 16 об.%) по сравнению с водами непродуктивных структур (0,9 м3 /м3 и 3,3 об.%). Количественные значения критериев для трех нефтегазоносных комплексов приведены в таблице. 3. Содержание макро- и микрокомпонентов. Из большого числа изучаемых компонентов хорошая связь с нефтегазоносностью выявлена у йода, бора, аммония. Это позволяет их использовать для локального прогноза нефтегазоносности. Йод обнаруживает чёткую закономерность, выраженную в увеличении содержания от вод непродуктивных структур к водам законтурным и далее – приконтурным(среднее значение в верхнеюрском горизонте соответственно 3,5; 5,0; 6,5 мг/л). Одним из важнейших источников обогащения вод йодом является органическое вещество, т.к. он накапливается в продуктах жизнедеятельности водных бассейнов. Учитывая господствующую теорию органического происхождения нефти в Западной Сибири, йод может быть отнесён к показателям локального прогноза нефтегазоносности. Бор также обнаруживает чёткое увеличение содержания от вод непродуктивных структур к водам законтурным и приконтурным (среднее в верхнеюрском горизонте соответственно 5,5; 7,5; 9,8 мг/л). Гидрогеохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности водоносные (нефтегазоносные) комплексы № п/п Наименование показателей верхнеюрский нижне- среднеюрский доюрский Состав и содержание аквабитумоидов 1.1. Хлороформенный экстракт, мг/л >20-25 >20-25 >20-25 1.2. Содержание углеводородов, % 40-85 40-85 40-85 1.3. Спиртобензольные смолы, % до 25 до 25 до 25 1.4. Асфальтеновые компоненты, % ≤20 ≤20 ≤20 1. 1.5. Отношение насыщенных углеводородов к ароматическим 2-3 2-3 2-3 Содержание и состав водорастворенных газов 2.1. Газонасыщенность, м3 /м3 2. >2,0 >1,5 >10 2.2. Сумма тяжёлых углеводоро- дов, объёмные % >8 >8 >5 Содержание макро- и микрокомпонентов 3.1. Йод, мг/л >4,5 >4,5 >7 3.2. Бор, мг/л >8,0 >4,6 >8,0 3. 3.3. Аммоний, мг/л >35 >40 >40 Изотопный состав 4.1. Дейтерий, ‰ >-85 >-95 >-90 4.2. Кислород-18, ‰ >-7,0 >-10,0 >-7,5 4. 4.3. δС13, ‰ <-16 <-16 <-16 Что касается причин повышенного содержания бора в водах месторождений углеводородов, то существует точка зрения о каталитическом влиянии углеводородных газов. В их присутствии, по данным Л.К.Гуцало /1/ увеличивается переход бора в воду. Аммоний. Содержание его также увеличивается от вод непродуктивных струк- тур (20 мг/л) к водам законтурным (40 мг/л) и приконтурным (48 мг/л). По мнению Г.В.Богомолова, А.В.Кудельского и др., аммоний представляет со- бой один из продуктов преобразования нефти и служит прямым показателем наличия её в недрах в настоящее время и в недавнем прошлом /2/. Л.М.Зорькиным с сотрудни- ками установлено в Волго-Уральском и Припятско-Днепровско-Донецком нефтегазо- носных бассейнах увеличение содержания аммония в приконтурных водах нефтяных залежей в 2 - 5 раз по сравнению с фоном /3/. 4. Стабильные изотопы. Тяжелые стабильные изотопы водорода (дейтерий) и кислорода (кислород- 18) проявили себя как высокоинформативные показатели в решении различных гидро- геологических задач. Хорошо зарекомендовали себя они и в качестве нефтепоисковых критериев. В.Е.Ветштейном /4/ получен патент на способ поисков нефтяных и газовых месторождений на основе информации о распределении D и О18 в подземных водах. Существуют разные точки зрения о причинах повышенного содержания данных изотопов вблизи залежей углеводородов. Авторы стоят на позициях присутствия большей доли седиментогенных (морских) вод вследствие более застойного гидродинамического режима, необходимого для сохранности месторождений нефти и газа. Морские (океанические) воды в наибольшей степени обогащены D и О18. Наименьшее содержа- ние данных изотопов выявлено в водах атмосферного происхождения. В связи с этим при разбавлении первых вод последними снижается содержание рассматриваемых изо- топов. Всеми лабораториями результаты анализов на содержание D и О18 представляются относительно международного стандарта SMOW (средняя океаническая вода), который принимается за ноль. Все остальные воды беднее данного стандарта дейтерием и кислородом-18, вследствие чего результаты анализов изображаются со знаком минус. По содержанию дейтерия в водах юрских и доюрских отложений нами ранее /5/ была рассчитана доля сохранившихся седиментогенных вод. В среднем для западных районов Томской области она составляет в верхнеюрских отложениях 22, нижне- среднеюрских – 8, доюрских – 19%. Вблизи залежей углеводородов эта доля увеличивается на 30 - 50%. Что касается геологической сохранности данных изотопов, то для дейтерия она очень высокая, т.к. водородсодержащие породы и минералы в земных недрах практически отсутствуют и изотопный обмен в системе вода – порода исключается. Кислород- содержащие минералы широко распространены в земной коре (карбонаты, окислы, силикаты и др.), содержание тяжелого кислорода в них более высокое, чем в водах. В постоянном контакте воды с породами происходит изотопный обмен, в процессе которого кислородом-18 обогащается вода. Таким образом, содержание дейтерия в подземных водах дает информацию о сохранившейся доле седиментогенных вод (и, следовательно, о сохранности залежей углеводородов), а кислорода-18 – дополнительно о длительности нахождения воды в контакте с кислородсодержащими породами и минералами. Стабильные изотопы углерода гидрокарбонат-иона воды (соотношение С12 и С13, т.е. δС13) проявили себя высокоинформативными критериями нефтегазоносности. Нефти характеризуются наиболее лёгким соотношением данных изотопов (сред- нее значение δС13 составляет -33‰). В водах непродуктивных структур δС13 изменяется от -4,5 до -5,0‰. Вблизи залежей нефти происходит изотопный обмен, в результате которого снижается доля тяжёлого углерода (т.е. облегчается изотопный состав). В результате δС13 в приконтурных водах снижается до -20, а в законтурных – до (-16÷- 17‰). Авторами проанализированы попутные (подтоварные) воды верхнеюрского горизонта Вахского нефтяного месторождения. δС13 составляет -20,8‰ (среднее из 14 проб). Описываемые гидрогеохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности и их количественные значения представлены в таблице. Данные критерии используются авторами при разработке рекомендаций производственным организациям.
Литература:
1. Гуцало Л.К. Бор в подземных водах как новый поисковый признак залежей нефти и газа на локальных структурах/Тезисы докладов. Раздел III. Киев-Полтава, 1968, с.54-55.
2. Богомолов Г.В., Кудельский А.В., Козлов М.Ф. Аммоний как один из показателей нефтегазоносности/Доклады АН СССР, 1970, т.195, № 4, с. 938-940.
3. Зорькин Л.М., Стадник Е.В., Сошников В.К., Юрин Г.А. Гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур. М.: Недра, 1974, 77с.
4. Ветштейн В.Е. Изотопы кислорода и водорода природных вод СССР. Л.:1982, 214 с.
5. Иванов В.Г., Биджаков В.И., Якубовский А.В. Распределение дейтерия и кислорода-18 в подземных водах нефтегазоносных отложений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты/Геология и геофизика, № 2, 1983, с. 82-85.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, не забывайте приводить ссылку на источник работы.
По существу вопроса. Все критерии хороши, при их грамотной интерпретации. Понятно есть критерии, изначально "меченные" органическим подтекстом (например, Водорастворённые углеводородные газы), хотя даже они при при внимательном рассмотрении дают пользу в понимании генезиса нефти.
Вот что пишут органики (А.Э. Конторович, В.П. Данилова, В.Г. Иванов) об этом критерии:
"2. Водорастворённые углеводородные газы. Эти показатели отличаются высокой информативностью, т.к. большая часть углеводородных газов поступает из залежей нефти и газа (выделено нами - АИТ). Воды месторождений углеводородов отличаются значительным увеличением газонасыщенности и содержания тяжелых углеводородов (средние значения соответственно 6,5 м3/м3 и 16 об.%) по сравнению с водами непродуктивных структур (0,9 м3/м3 и 3,3 об.%)".
Как можно грамотно интерпретировать эти данные с наших позиций.
Во-первых, утверждение "...большая часть углеводородных газов поступает из залежей нефти и газа..." свидетельствует о направлении миграции УВ из залежей в законтурную область, а не наоборот, что должно было бы наблюдаться при существовании латеральной миграции УВ из нефтесборных областей в ловушки нефти и газа. Такой корифей как А.Э. Конторович в авторах статьи, а не заметил такую досадную оплошность: своими же данными противоречит своей "теории".
Второе утверждение: "Воды месторождений углеводородов отличаются значительным увеличением газонасыщенности и содержания тяжелых углеводородов (средние значения соответственно 6,5 м3/м3 и 16 об.%) по сравнению с водами непродуктивных структур (0,9 м3/м3 и 3,3 об.%)" интерпретируется так.
Воды месторождений загрязняются вторичными углеводородами от рассеивания их из залежей в законтурную область, что свидетельствует опять же в пользу латеральной миграции от залежей, в противоположность принятой модели органиками. Разная газонасыщенность и содержание тяжелых углеводородов в продуктивных и непродуктивных структурах говорит о том, что их насыщение связано не с латеральной миграцией с единой нефтесборной площади, а о том, что продуктивные структуры заполнись по схеме вертикальной миграции, в то время как непродуктивные структуры не были заполнены по этой модели.
Так можно подойти к любому критерию, принятому органиками на вооружение, при грамотной интерпретации эти критерии теряют свойство доказывать органическое происхождение нефти.
Шевченко Николай Борисович:
Ахмет Иссакович, у меня создалось впечатление, что для "органиков" такого физико-химического процесса как ДИФФУЗИЯ не существует и его влиянии на механизм формирования месторождений.
http://www.femto.com.ua/articles/part_1/1086.html
ДИФФУЗИЯ (от лат. diffusio - распространение, растекание, рассеивание) - неравновесный процесс, вызываемый молекулярным тепловым движением и приводящий к установлению равновесного распределения концентраций внутри фаз. В результате Д. происходит выравнивание хим. потенциалов компонентов смеси.
Если вникнут в процесс, тогда может быть поймут откуда эти "абиогенщики" берутся.
;D
Навигация
Перейти к полной версии