Характеристика вод нафтових i газових родовищ та їх геохiмiчнi особливості

Перш за все, слід зауважити, що природні поклади нафти і газу формуються i існують у межах природних водонапірних систем, з природними водами, з якими вони мають багатоплановий зв’язок. В.Н. Корценштейн писав з цього приводу „... в природных условиях существовоние месторождений нефти и газа можна представить как присутствие островов – полюсов максимальных давлений  в большом море водонапорной системы...”. Між покладом вуглеводнів і навколишніми пластовими водами встановлюється взаємодія, характер її буде залежати від гiдрогеохiмiчних умов системи. У формуючій зоні взаємодії нафта-підземна вода, остання буде мати ряд особливостей специфічного характеру, які будуть властиві тільки водам нафтових i газових родовищ. Ці особливості визначаються:

1) знаходженням вод нафтових i газових родовищ в умовах

    "закритих структур", ізольованих від впливу

    поверхневих факторів, тобто в умовах утрудненого i

    дуже утрудненого водообміну, де в умовах дуже низької

    рухливості підземних вод; забезпечується тривалий

    контакт вода-порода, вода-вуглеводневий поклад. В

    умовах застійної обстановки відбувається

    концентрування і метаморфiзацiя підземних вод.        

2) взаємодія з нафтою, нафтовими вуглеводнями, що 

    визначає наявність у нафтових водах специфічних

     сполук, які генетично пов’язані з нафтовими

    вуглеводнями.

Для вод нафтових i газових родовищ будуть характерні такі геохiмiчнi особливості:

1) висока мінералізація;

2) висока збагаченiсть хлоридами, які є найбільш

легкорозчинними солями;

3) сульфатнiсть і часто недонасиченiсть вод сульфатами;

4) збагаченiсть мікрокомпонентами Br, I, B, Li, Sr, Fe, F;

5) складний склад розчинених органічних сполук;

6) специфічний склад розчинених газів.

Дуже часто нафтові води поділяються на:

а) лужні (гідрокарбонатно-натрiєвi);

б) тверді (хлоридно-кальцієві).

Лужні води характерні для нафтових і газових родовищ складчастих областей, де ще є водообмін (зона утрудненого водообміну). Мінералізація лужних вод складає декілька десятків грамів на літр. У них відмічається значний вміст -iону при домінуванні в складі -іону.

Тверді води зустрічаються в межах родовищ платформ енних і гiрсько-складчастих областей, які знаходяться в умовах дуже утрудненого водообміну. Їх мiнералiзацiя найчастіше більше 50 г/л i дуже часто досягає 200-300 г/л.

Серед іонів домінує , катіонів – , ; рН води змінюється від 4 до 5. Іноді зустрічаються у зонах розвитку доломітизованих товщ води хлор-магнiєвого складу.

Для твердих вод відношення   характеризує надлишок  над . Чим менший розмір цього коефіцієнта, тим вища метаморфiзацiя води і більше в складі буде .

Для глибинних вод , а іноді знижується до 0,5 i навіть менше, що характеризує застійну обстановку.

Для вод нафтових i газових родовищ характерний малий вміст , тому що в умовах відновленого середовища йде відновлення сульфатів за схемою:

        Цей процес у глибинних умовах має біохімічний характер, тому що у ньому приймають участь сульфатредуційні бактерії. Останні активізують цей процес у присутності органічних речовин. У результаті, в застійній обстановці може відбуватись повне виведення сульфатів з підземних вод. При наявності у продуктивній товщі гiпсоносних порід, за рахунок їх розчинення водою, у воду буде поступати  замість відновлених сульфатів i накопичення в воді продуктів відновлення – . Частково сірководень –  буде витрачатися на відновлення закисного заліза () до утворення піриту – FeS₂.

Однак, в умовах високих пластових тисків i температур (більше 80°С) життєдіяльність бактерій, їх активність стихають і процес сульфатредукції також стихає.

Однак, вважають, що при високих пластових температурах (більше 150°С) відновлення сульфатів може проходити за рахунок теплової енергії (Є.В. Стадник, 1972).

Як уже зауважено, для мiкрокомпонентного складу вод нафтових i газових родовищ характерні підвищені концентрації Br, I, B i інших мiкрокомпонентiв.

Бром вміщується у “нафтових” водах до 500 i навіть до 1000 мг/л, а інколи до 2000 мг/л у вигляді NaBr i його концентрація зростає:

1) з ростом мінералізації води;

2) з глибиною;

3) із зростанням ступеня метаморфiзацiї води.

       Сполука NaBr дуже добре розчиняється у воді i буде накопичуватись поряд із зростанням її концентрації i метаморфiзацiї в умовах утрудненого i дуже утрудненого водообміну. У декількох розрізах нафтових областей визначено, що з глибиною зростання вмісту брому у воді іде швидше, ніж зростання її мінералізації. Ця особливість характерна для пластових вод Пермського Прикам’я. На родовище Байтуган в інтервалі глибин 1000-2000 м мiнералiзацiя води складає біля 250 г/л, а концентрація Br в тих самих інтервалах змінюється від 387 до 970 мг/л.

Йод у водах нафтових і газових родовищ має дуже різні концентрації і іноді його концентрація може зростати до 200 мг/л. Найбільш великі концентрації йоду досягають у нафтових водах хлоридно-кальцієвого типу (за класифікацією В.А. Сулiна), які мають високу мінералізацію. Так, у водах продуктивних девонських відкладів Дніпровсько-Донецької западини (ДДз) його вміст досягає 170 мг/л, а у воді Бориславського нафтового родовища досягає 135 мг/л. Вважають, що йод органічного походження накопичується у морських організмах (водорості), а при їх відмиранні йод мігрує у донні, а потім у седиментаційні води.

Частина йоду залишається в органічній речовині i приймає участь у нафтоутворенні i входить до склад нафти у вигляді складових частин складних комплексних органічних з’єднань. Кількість йоду в нафтах менша ніж у воді, але більша ніж брому. Однак є підземні води, де у відсутності нафтової органіки вони мають підвищену концентрацію йоду. Так, у мінеральних водах Савойї (Франція) вміст йоду досягає до 100 мг/л, і навпаки, в Ангаро-Ленському басейні глибинні розсоли мають низькі концентрації йоду, тому що йод має летючість і може мігрувати у вільному стані разом з вуглеводневими газами (Коробковське родовище).

Підвищені концентрації бору відмічаються у нафтових водах лужного типу, де його вміст може досягати до 1000 мг/л. Він пов’язаний з нафтовими сполуками i разом з ними переходить з нафти у пластові води. Бор накопичується у водах лужного типу, де борорганічні речовини краще розчиняються. Ропа хлоридно-кальцієвого типу не накопичує бор, тому що в ній погано розчиняються борорганічні сполуки.

Для вод нафтових i газових родовищ характерна підвищена газонасиченість, яка частіше перевищує 100 см³/л. Середній вміст метану складає до 60-90 об/проц. важких вуглеводневих газів – до 6 об/проц. азоту – до 30 об/проц. СО₂ – до 3-10 об/проц. Найчастіше у нафтових водах сумарний вміст вуглеводневих газів завжди домінує серед розчинених у них газів.

Важкі вуглеводневі гази надходять у нафтові води з нафти і є надійними показниками нафтогазоносності. Дуже часто вміст метану у нафтових водах може досягнути повної газонасиченості в умовах пластових температур i тисків.

Між метаном i важкими вуглеводневими газами, які розчинені у водах продуктивних товщ, існує різне співвідношення, що дозволяє розділяти води нафтових i газових покладів.

Коли відношення  складає 15, тоді це води нафтових родовищ, для вод газових родовищ це відношення коливається від 15 до 950. У зонах сучасного метаноутворення відношення  змінюється від 10000 до 400000 (І.М. Субота, 1968). Серед вуглеводневих газів, розчинених у нафтових водах, крім нормальної форми бутану i пентану, можуть бути присутні їх ізомерні форми i відношення між ними зростає поряд із зростанням глибини залягання i вiку вміщуючих порід.

СО₂ – вуглекислий газ часто присутній у розчиненому стані у нафтових водах, але ніколи не домінує. Він може накопичуватись за рахунок процесів термометаморфiзації водовміщаючих порід нафтогазоносних районів молодих складчастих областей. Вуглекислий газ може також накопичуватись у нафтових водах за рахунок окислювання органічних речовин у верхніх гідродинамічних зонах.

Азот є газовим компонентом нафтових вод, які пов’язані з глибокозалягаючими нафтоносними горизонтами. Частка N₂ може формуватись за рахунок розкладання азотовмiщаючих органічних речовин (це безаргоновий азот). Кількість безаргонного азоту визначають за відношенням . Для повітряного азоту це відношення, враховуючи розчинність азоту у воді, складає 2,68. Із зростанням частки біогенного азоту значення цього відношення буде зменшуватись (<2,68).