ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Нефтепоисковое значение водорастворенных органических веществ из "Органические вещества подземных вод" Среди гидрогеохимических показателей нефтегазоносности особое место занимают химико-органические (по терминологии М. Е, Альтовского [8]), основанные на изучении органических веществ подземных вод. Сейчас уже можно считать вполне решенным вопрос о теоретических основах применения этих показателей, рассмотренных в цитированных выше работах М. Е. Альтовского, Е. А. Барс, А. А. Карцева, А. С. Зингера и др. Кратко они заключаются в том, что органические вещества подземных вод, с одной стороны, переходят в воду при вторичном рассеянии нефтегазовых скоплений, а с другой — являются исходными продуктами для нефтегазообразования. В обоих случаях изучение водорастворенных органических веществ связано с выявлением битумных и других компонентов нефти или соединений, из которых они могут образовываться в соответствующих условиях. [c.121] В настоящем разделе автор дает лишь принципиальную оценку нефтепоискового значения растворенных органических веществ, не останавливаясь на методических рекомендациях, достаточно подробно изложенных в работах М. Е. Альтовского [8] и Е. А. Барс [20, 23]. Ниже рассматриваются только те показатели и компоненты органических веществ, которые имеют наиболее тесные связи с нефтегазовыми скоплениями. [c.121] Ароматические углеводороды (Се—Св). Уже в первых публикациях по гидрогеохимии бензола и его гомологов обращалось внимание на их нефтепоисковую значимость [230]. [c.121] Последующие работы показали, что бензол, как правило, не обнаруживается в водах пустых структур и непродуктивных горизонтов нефтегазоносных площадей [23, 86, 104]. Недавно полученные первые данные о содержании толуола в подземных водах также свидетельствуют о его нефтепоисковом значении [96]. [c.121] Западная Туркмения Мангышлак. ... [c.129] Сопоставление данных по ароматическим углеводородам в подземных водах изученных районов с цифрами, рассчитанными по растворимости углеводородов в дистиллированной воде при 60° С, показало, что распределение бензола, толуола, этилбензола и о-, т-, и-ксилолов в подземных водах отвечает их истинной растворимости. [c.129] Из проанализированных 46 проб воды бензол и его гомологи обнаружены в 20 пробах из 21, отобранных в зоне контакта с нефтяными залежами в количестве нескольких миллиграммов на литр. В законтурных водах определены лишь сотые и десятые доли (редко единицы) миллиграмма на литр углеводородов, а в водах вне месторождений в 9 случаях из 11 они не обнаружены. [c.129] Таким образом, бензол и его гомологи являются надежным гидрохимическим критерием нефтегазоносности. Соответствие между средним относительным распределением ароматических углеводородов Сб—Се и их относительной растворимостью в воде позволяет предполагать, что основными факторами перехода углеводородов в воду являются температурные условия, минерализация вод и состав нефтей. Эти данные свидетельствуют также о несущественной роли мицеллярной растворимости при процессах миграции углеводородов в изученных водах. [c.129] Битумы. Особое значение битумов как нефтепоисковых показателей подчеркивалось многими исследователями. Нами под битумом понимается хлороформенная вытяжка при pH = 7, названная нефтяными углеводородами в связи с тем, что разгонка нефти и этой вытяжки петролейным эфиром дает идентичные результаты. [c.129] Органические кислоты. Как было показано выше, органические низкомолекулярные кислоты являются преобладающим компонентом органического вещества подземных вод нефтегазовых месторождений. Определенный интерес представляет распределение этих кислот в подземных водах (рис. 22). [c.130] Более 50% всего количества изученных вод содержат низкие количества органических кислот (до 10 мг/л). Высокие их содержания (от 10 до 100 мг/л) найдены примерно в 30—40% проб и очень высокие (более 100 мг/л)—только в 4—7%. Важно отметить, что очень высокие содержания органических кислот обнаружены преимущественно в водах нефтегазовых месторождений. В водах областей питания и разгрузки максимальные содержания этих кислот не превышают 70 мг/л, а в артезианских водах вне нефтегазовых месторождений величины более 100 мг/л определены только в 2,5—3,0% проб. В то же время очень высокие содержания кислот (более 100 мг/л) в водах нефтегазовых местороледений найдены в 25—30% проб. Максимальное их количество в этих водах превышает 3000 мг/л. Содержание и распространенность органических кислот в подземных водах различных областей их формирования приведены в табл. 54. [c.130] Примечание, I — определения методом отгонки ния прямым методом. [c.131] В водах нефтегазовых месторождений содержание органических кислот во многом зависит от пространственно-геологического отношения вод к нефтяным залежам (табл. 55). [c.132] В то же время в приконтурных водах различных залежей углеводородов (газоконденсатных, газовых, нефтяных) содержание органических кислот различно (табл. 56). При этом данные по обоим методам хорошо совпадают, показывая максимальное обогащение кислотами вод газоконденсатных месторождений. [c.132] Что касается некоторых сомнений, высказываемых в отношении высоких содержаний этих кислот в водах [22, 92], то проверка полученных данных третьим — газохроматографическим методом полностью подтвердила высокие величины (сотни и тысячи миллиграммов на литр) летучих жирных кислот в некоторых типах вод нефтегазовых месторождений. [c.133] Нафтеновые кислоты. О нефтепоисковом значении нафтеновых кислот известо давно. Однако в последние годы было установлено их широкое распространение в подземных и поверхностных водах, не связанных с нефтяными залежами. Это объясняется тем, что применявшиеся ранее при массовых анализах методы определения нафтеновых кислот (главным образом объемный и весовой) давали сумму различных органических кислот, в том числе гуминовых и жирных [77, 79]. Существующие в настоящее время методы также имеют определенные недостатки, так как основаны на предварительном их извлечении из вод петролейным эфиром (турбидн-метрический метод). При этом могут извлекаться и гуминовые, и высокомолекулярные жирные кислоты, такие как пальмитиновая, олеиновая, стеариновая и др. Поэтому, пока не найден метод, позволяющий избирательно определять только истинные нафтеновые кислоты, получаемые результаты определений нафтеновых (а вернее карбоновых) кислот можно использовать лишь в качестве предположительных (по терминологии А. А. Карцева [95]) показателей для оценки перспектив нефтегазоносности крупных территорий. О принципиальной возможности такого использования свидетельствуют полученные нами данные определения нафтеновых кислот турбидиметрическим методом в подземных водах ряда районов СССР (табл. 57). [c.133] Из табл. 57 следует, что приконтурные и законтурные воды нефтяных месторождений содержат максимальное количество нафтеновых кислот. В то же время высокие их содержания не характерны для газовых месторождений, хотя и при высокой величине встречаемости. Низкие (фоновые) содержания и распространенность характерны для грунтовых и межпластовых вод вне нефтегазовых месторождений. [c.133] Грунтовые воды. . . . Межпластовые артезианские воды вне нефтегазовых месторождений. . [c.134] Статистическая обработка данных по фенолам для подземных вод многих районов показала, что они могут быть использованы как предположительные показатели нефтегазоносности, так как их содержание в приконтурных водах нефтегазовых месторождений является максимальным (табл. 58). [c.134] Фоновыми можно считать содержания порядка 0,4—1,0 мг/л фенолов независимо от процента встречаемости. [c.134] Вернуться к основной статье