Особенности распространения аммония в подземных водах палеозойских отложений Прикамья

Автор: Шестов И.Н., Шувалов В.М., Тюрина И.М.

Журнал: Вестник Пермского университета. Геология @geology-vestnik-psu

Статья в выпуске: 4, 2007 года.

Бесплатный доступ

Активное участие в формировании, сохранении и разрушении нефтяных и газовых месторождений принимают подземные воды. Они обогащены хлором, сульфатным и гидрокарбонатным ионами, содержат йод, бром, бор, аммоний, калий, магний, насыщены газом. Аммоний в водах палеозойских отложений Прикамья и других нефтегазоносных районов изучается с целью использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимического критерия. Необходимо учитывать основные источники обогащения вод аммонием. Использование его в качестве показателя нефтеносности возможно в комплексе с такими признаками, как содержание йода, органического вещества, состав растворенных газов, газонасыщенность.

Еще

Короткий адрес: https://sciup.org/147200686

IDR: 147200686

Текст научной статьи Особенности распространения аммония в подземных водах палеозойских отложений Прикамья

Подземные воды принимают активное участие в формировании, сохранении и разрушении нефтяных и газовых месторождений. В разрезе осадочных пород Прикамья отчетливо выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного водообмена и застойного водного режима. В этих зонах идут своеобразные геохимические процессы: эпигидрогенеза, гидрогенеза и гидрогалогене-за. Границы этих зон в вертикальном разрезе расплывчаты и зависят от раскрытости тектонических структур. Подземные воды как по площади, так и по разрезу, в разной степени обогащены хлором, сульфатным и гидрокар-бонатным ионами, а также такими микрокомпонентами, как йод, бром, бор, аммоний, калий, магний, насыщены газами. Накопление в водах микро- и макрокомпонентов связано с характером изменения различных геологогидрогеологических условий во времени и формированием углеводородных залежей. Вокруг углеводородных залежей образуются ореолы влияния углеводородов на газовый и микрокомпонентный состав вод. Этот процесс в дальнейшем наиболее активно происходит в зоне контакта пластовой воды с нефтью или газом (ВНК, ВГК). Вокруг залежей нефти формируются первичные и вторичные ореолы рассеяния гидрогеохимических нефтепоисковых критериев, таких как газовый состав и содержание ВРОВ, газонасыщенность вод, изменение содержания в водах йода, брома, аммония, сульфатного иона, радиоактивности воды и др.

Аммоний в подземных водах палеозойских отложений Прикамья и других нефтегазоносных районов привлекал внимание многих гидрогеологов с целью использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимиче-ского показателя [1–3], [9–16]. В Пермском Прикамье определение аммония, наряду с йодом, бромом и бором, входит в состав анализов пластовых вод нефтяных месторождений. За весь период исследования вод накопилась огромная информация по содержанию этого компонента, которая требует анализа, обобщения и использования его в качестве нефтепоискового гидрогеохимического критерия.

В 1966 г. эта информация частично была обобщена Н.С. Соболевой, которая установила, что наиболее высокие содержания аммония (> 500 мг/дм3) свойственны водам нефтяных месторождений Предуральского прогиба. Современные исследования аммония в водах нефтяных месторождений подтверждают эту закономерность, но в отдельных случаях и здесь отмечаются его заниженные (до 30-50 мг/дм3) концентрации (Всеволодо-Вильва – 61 мг/дм3), что, вероятно, связано с особенностями накопления этого компонента и наличием неблагоприятных условий для жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий.

По мнению А.А. Карцева [5], почти весь аммоний в природных водах сингенетически связан с органическим веществом водовмещающих пород и особенно с содержанием в ОВ белков. В водах нефтяных месторождений он частично образуется за счет азотсодержащих компонентов нефтей и накапливается в анаэробных условиях в зоне контакта воды с нефтяной залежью. Так, в западных районах (Удмуртия и Кировская область) наряду с низкими содержаниями аммония (до 20-30 мг/дм3) встречаются воды с содержанием аммония 150-200 мг/дм3. Это, вероятно, связано с накоплением его в зонах разрушения азотсодержащих нефтей.

По данным исследований В.А. Кротовой [7], законтурные воды нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции всегда содержат более низкие концентрации аммония, чем воды, отобранные с отстоя нефти, и внутриконтурные воды. Этому явлению не противоречат и данные исследования зон развития нитрифицирующих бактерий. Известно, что для жизнедеятельности любых бактерий жизненно необходимым условием является постоянное поступление в район обитания бактерий питательного вещества. Этим и объясняется наличие повышенных содержаний NH 4 в районах ВНК и в зонах наличия неотектонических трещин. В этом случае анаэробная обстановка наиболее благоприятна для жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий. Высокое содержания аммония в подземных водах свидетельствуют об активных контактах воды с азотными соединениями ОВ водовмещающих пород и нефтей.

Азот является наиболее распространенным водорастворенным газом, который в зоне активного водообмена поступает в основном из воздуха, а в более глубоких горизонтах он накапливается в воде за счет разложения, в основном белковых соединений.

Азот атмосферного происхождения опре- Ar деляется по соотношению 100 .

N 2

Это соотношение в воздухе равно 1.18. В подземных водах глубоких горизонтов оно значительно выше за счет обогащения биогенным азотом.

В Прикамье основным водорастворенным газом является азот и только в непосредственном контакте воды с нефтью происходит повышение газонасыщенности вод и воды насыщены углеводородными газами, где содержание метана достигает 80% и более (Ярино-Каменноложское, Кыласовское месторождения и др.). В западных районах Прикамья (Удмуртия и Кировская область) водорастворенные газы преимущественно азотного состава, а газонасыщенность вод находится в пределах 200-250 см3/л. Нефтяные месторождения имеют газовые азотные шапки, которые на 90% представлены биогенным азотом. Содержание в водах аммония пониженное (50-100 мг/дм3), но и здесь в водах зоны ВНК достигает 100-200 мг/дм3. Такие явления прослеживаются по всем основным водонефтегазоносным толщам, начиная от нижней перми, среднего и нижнего карбона и девона. В каждом водонефтегазоносном комплексе отчетливо прослеживается тенденция увеличения содержания аммония в водах нефтяных месторождений с запада на восток к Предураль-скому прогибу и Передовым складкам Урала. В вертикальном разрезе наиболее высокие концентрации аммония (> 500-1000 мг/дм3) тяготеют к водам нижнепермских водонефтегазоносных толщ. Это можно объяснить наличием в закрытых гидродинамических условиях наиболее благоприятных зон для жизни нитрофицирующих бактерий. В основных тектонических структурах наиболее характерные концентрации аммония находятся в пределах от 50 до 300 мг/дм3 и наиболее высокие концентрации характерны для нефтенасыщенных структур и битуминозных пластов.

В региональном плане содержание аммония в нижнепермских отложениях увеличивается с запада на восток. Так, в водах нижнепермских отложений в Кировской области при газовом выбросе воды из сакмарских отложений содержание аммония определено в 62 мг/дм3 (скв. 36 – Шестаковская площадь), а в детском санатории “Вятские увалы” (с. Бурмакино) содержание аммония уже достигает 97 мг/дм3 (таблица). Наиболее ярко эта тенденция прослеживается в Пермском крае, где содержание аммония в водах Старцевской скважины достигало 197 мг/дм3, на Тиховской площади – 496 мг/дм3 и Копальнинской (Чусовской) – 290-1960 мг/дм3.

В вертикальном разрезе палеозойских отложений Прикамья прослеживается тенденция увеличения содержания аммония в водах карбонатных отложений верхнего карбона и нижней перми и его постепенное медленное уменьшение с глубиной. Одновременно наи- более резкие изменения в его содержании наблюдаются в структурах, где установлены нефтенасыщенные породы. В скважинах, удаленных от ВНК по разрезу и площади, уменьшение аммония и газонасыщенности вод наиболее резко наблюдается с увеличением глубины залегания вод от ВНК. Такие явления можно объяснить влиянием нефтяной залежи на условия жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий в зоне разрушения нефтяной залежи.

Необходимо отметить, что воды зоны активного водообмена фактически не содержат аммония, его почти нет в водах верхнепермских отложений, а в водах нижней перми, которые залегают в анаэробных условиях, отмечены как наиболее высокие концентрации (Копальнинская и Комарихинская площади – 1960 и 2050 мг/дм3), так и почти полное отсутствие (курорт "Ключи" и др.).

Исследования взаимосвязей аммония с другими микрокомпонентами, такими как бор, йод, бром, и макрокомпонентами SO 4 , Ca, Mg показали, что эти связи или отсутствуют (SO 4 , Ca, Mg), или носят сложный характер. Зависимость содержания аммония от бора наблюдается только в водах верхнего карбона и нижней перми, где аммоний почти закономерно увеличивается с ростом содержания в воде НВО 2 . В водах других водоносных комплексов, где НВО 2 изменяется в пределах 50200 мг/дм³, такой зависимости не прослеживается. Это, вероятно, связано с особенностями накопления седиментационных вод и отсутствием условий для обогащения водовмещающих пород борными соединениями.

По мнению многих гидрогеологов-нефтяников, нефтепоисковым показателем является содержание йода в подземных водах [4 – 8, 15]. Связь содержания йода и аммония для наиболее изученных водонефтегазоносных комплексов верейского горизонта и башкирского яруса не прослеживается. Наблюдается тенденция к пропорциональной зависимости, но в отдельных случаях идет независимое увеличение в водах содержания йода и аммония. Вероятно, это связано с наличием в отдельных случаях более активного накопления в водовмещающих породах йода (отдельные рифогенные толщи) и аммония (площади с активным развитием жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий).

Установлены два основных фактора взаимодействия углеводородных залежей: выде- ление из водовмещающих пород йода и аммония при формировании и разрушении углеводородных залежей и активное обогащение вод йодом в рифогенных массивах девона и нижней перми при формировании и разрушении углеводородных месторождений.

Характер распределения содержания аммония в водах московского яруса среднего карбона на территории Прикамья наиболее сложен, здесь имеются как высокие (> 500 мг/дм3) так и пониженные значения, что, вероятней всего, связано с наличием в регионе и в разрезе слабопроницаемых гидродинамически изолированных пластов и линз, которые не имеют активных гидродинамических контактов с водонасыщенными пластами. Все это затрудняет жизнедеятельность нитрофици-рующих бактерий и информативность вод о нефтенасыщенности пород. Это подтверждается и запечатанностью залежей нефти на границе ВНК вторичными карбонатными и сульфидными солями.

Наиболее активные гидродинамические связи установлены в нефте- и водонасыщенных карбонатных отложениях башкирского и серпуховского ярусов. В западных районах Прикамья содержание аммония в водах не превышает 100 мг/дм3 (Дебесская, Зотовская, Ижевская и др.), а в восточных (Ножовская, Елкинская, Дубовогорская, Григорьевская и др.) достигает 300 мг/дм3 и более. Это указывает на более активную гидродинамическую связь водо- и нефтенасыщенной части пласта и обогащение вод аммонием в зоне ВНК нефтенасыщенных структур. Наиболее характерные содержания аммония в водах башкирских отложений основных тектонических структур находятся в пределах 100-200 мг/дм3. Концентрации аммония от 200 мг/дм3 и выше обнаружены в тех структурах, где интенсивны процессы жизнедеятельности нитрифицирующих бактерий и, вероятно, наиболее активны процессы разрушения белковых соединений нефтей и ОВ пород.

В девонских терригенных отложениях Прикамья аммоний находится в основном в пределах 100-150 мг/дм3, но наиболее распространенной концентрацией является 40-50 мг/дм3. Максимальные концентрации его в водах терригенных отложений девона на территории Волго-Уральской нефтегазоносной области достигают 600 мг/дм3 [4], а в воде силурийских отложений Колвинской глубокой скважины (6890-6905 м) – 900 мг/дм3. Во- донасыщенные породы имели избыточное давление и повышенную насыщенность углеводородными газами, а пластовая температура превышала 100оС, что, возможно, сказалось на обогащении вод аммонием.

При использовании аммония в качестве нефтепоискового критерия необходимо учитывать основные пути обогащения им вод. В качестве гидрогеохимического критерия его можно применять в комплексе с другими показателями, в том числе такими, как содержание йода, газонасыщенность вод и состав водорастворенного газа с учетом содержания водорастворенного органического вещества и характера метаморфизма его в водовмещающих толщах.

В количественном отношении в ВолгоУральской нефтегазоносной провинции каждый нефтегазоносный район имеет свои максимальные и минимальные концентрации аммония. Необходимо учитывать также условия палеогидрогеологического развития района и возможные гидродинамические изменения в различные палеогидро-геологические эпохи.

Таблица. Опорная гидрогеохимическая информация о содержании аммония и других микрокомпонентов в подземных водах палеозойских отложений

№ п/п	Район исследования (площадь)	№ скв.	Интервал опробования	Возраст пород	М, г/дм³	Содержание, мг/дм³
№ п/п	Район исследования (площадь)	№ скв.	Интервал опробования	Возраст пород	М, г/дм³	NH 4	I	Br	HBO 2
1	Колвинская	СГ-1	6890-6905	Sln	214	> 900	32	1114	2279
2	Северомыйская	1	1667-1714	Vn	236	69	9	730	-
3	Батырбайская	7	2302-2309	Vn	285	107	9	1520	38
4	Киенгопская	1	2399-2405	Rif	271	288	10	610	-
5	Ижевская	164	2002-2006	Vn	253	101	9	751	74
6	Дуринская	23	2673-2681	D 2 e	270	132	19	657	66
7	Куединская	1	1981-1983	D 3 ps	273	127	11	1530	7,0
8	Ножовская	6	2164-2171	D 3 ps	266	82	10	1050	41
9	Оверятская	4	1920-2035	D 2 e	256	70	10	796	31
10	Сырьяны	17	1588-1599	D 3 t	224	86	30	616	29
11	Юмышская	73	2008-2028	D 2 tm	241	400	16	1063	165
12	Дороховская	2	2145-2165	D₂tm	270	314	19	753	133
13	Красновишерская	6	2186-2168	D 2 tm	243	288	21	826	712
14	Ординская	103	2216-2234	D 2 tm	245	317	16	829	166
15	Шуртанская	57	2200-2275	D 2 tm	265	367	15	903	135
16	Гежская	151	2094-2200	C 1 t	72	94	58	292	104
17	Дороховская	2	1857-1890	C 1 t	263	269	15	691	139
18	Елкинская	40	1698-1704	C 1 t	260	451	14	981	73
19	Кизел, шахта скв. 62		≈ 1000 м	C 1 t	124	40	211	409	37
20	Камайская	32	2048-2060	C 1 t	299	478	17	1029	44
21	Красновишерская	6	1912-1925	C 1 t	268	317	29	948	671
22	Лызовская	52	1380-1432	C 1 t	195	302	54	818	50
23	Павловская	73	1417-1437	C 1 t	271	460	17	783	109
24	Березовка – Лысьва	65-П	2035-2263	C 1 v	273	761	21	1497	490
25	Боровицкий проф.	9	2100-2162	C 1 v	256	529	44	1223	90
26	Вс. Вильва	35	1670-1680	C 1 v	232	60	13	1312	18
27	Дуринская	4	2550-2564	C 1 v	292	422	34	1805	421
28	Елкинская	40	1667-1687		260	479	12	1058	31
29	Камайская	32	2004-2008	C 1 v	271	244	11	1334	16
30	Комарихинская	359	2067-2077	C 1 v	278	460	8	1258	39
31	Павловская	24	1401-1414	C 1 v	270	329	13	679	70
32	Мишкинская	183	1454-1457	C 1 v	279	169	13	793	369
33	Чутырская	284	1508-1515	C 1 v	261	36	9	653	59
34	Красновишерская	9	1667-1746	C 1 sr	182	363	23	902	887
35	Оверятская	20	1224-1039	C 1 sr	258	178	14	772	191

Окончание таблицы

№ п/п	Район исследования (площадь)	№ скв.	Интервал опробования	Геол. возраст	М, г/дм³	Содержание, мг/дм³
№ п/п	Район исследования (площадь)	№ скв.	Интервал опробования	Геол. возраст	М, г/дм³	NH 4	I	Br	HBO 2
36	Тиховская	5	с глуб. 1630	C 1 sr	271	241	19	867	216
37	Урминская	6	2860-2900	C 1 sr	270	500	16	1349	335
38	Яборовская	518	1714-1723	C 1 sr	180	356	23	811	1060
39	Баклановская	93	1728-1730	C 2 в	271	209	10	1019	154
40	Батырбайская	44	1158-1162	C 2 в	225	160	13	430	155
41	Белоевская	1	1355-1359	C 2 в	247	110	15	633	94
42	Бухаровская	133	2770-2886	C 2 в	249	299	12	991	28
43	Вартзи-Ятчи	4/77	752-1120	C 2 в	257	100	6	462	129
44	Гайвинская	142	1201-1218	C 2 в	252	176	13	746	84
45	Гремихинская	114	1117-112	C 2 в	270	79	10	535	36
46	Дебесская	605	1297-1302	C 2 в	261	82	8	521	139
47	Дуринская	60	1756-1764	C 2 в	263	461	33	1371	88
48	Злодаревская	193	1138-1153	C 2 в	228	88	9	490	103
49	Золотаревская	92	1448-1454	C 2 в	261	24	11	715	106
50	Игринская	476	1320-1328	C 2 в	264	208	13	532	59
51	Комарихинская	366	1757-1786	C 2 в	247	126	6	640	-
52	Красногорская	90	1272-1274	C 2 в	248	85	11	581	34
53	Лиственская	128	1226-1234	C 2 в	250	80	12	640	89
54	Очерская	10	1306-1314	C 2 в	259	160	17	682	126
55	Соколовская	50	1447-1469	C 2 в	271	36	4	832	50
56	Лызовская	38	1135-1154	C 2 mv	234	54	17	602	27
57	Касибская	11	1385-1397	C 2 mv	204	270	20	1004	102
58	Ниримская	84	1488-1405	C 2 mv	218	114	9	448	145
59	Золотаревская	95	1433-1445	C 2 mv	269	42	13	666	64
60	Соколовская	50	1426-1441	C 2 mv	254	58	15	960	55
61	Северомыйская	1	119-1125	C 2 mv	221	19	10	650	45
62	Краснокамская	161	1071-1117	C 2 mv	258	116	15	691	81
63	Красногорская	96	1262-1266	C 2 mv	258	102	11	579	74
64	Кезская	378	1316-1332	C 2 mv	262	85	13	746	49
65	Толошерская	49	893-952	C 2 mv	180	50	7	969	42
66	Ножовская	38	1182-1184	C 2 mv	261	112	13	688	58
67	Злодаревская	193	1118-1120	C 2 mv	258	42	12	574	87
68	Вавожская	230	самоизл.	С 3	246	90	9	462	80
69	Бол. Гондырь	5	самоизл.	С 3	265	274	14	527	440
70	г. Ижевск, сан. “Металлург”	1/73	765-783	С 3	263	120	14	598	328
71	Красновишерская	109	1083-1197	С 3	164	237	13	466	787
72	Кизнер	1	310-490	С 3	222	104	11	331	214
73	Шестаковская, Киров. обл.	36	650-934	С 3	224	62	10	501	101
74	Сырьяны	18	605-655	С 3	274	87	9	294	131
75	Таманская	5362	435-439	С 3	290	464	36	1148	1824

Список литературы Особенности распространения аммония в подземных водах палеозойских отложений Прикамья

Богомолов В.Г. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазо-носной области./В.Г. Богомолов и др. М.: Недра. 1967. 422с.
Валитов Н.В. К вопросу о происхождении азота в северо-западных районах Волго-Уральского края/Н.Б. Валитов//Тр. Казан. Геолог. ин-та. Казань, 1971. Вып. 30. С. 313 -316.
Зайдельсон М.И. Аммоний в пластовых водах, как прямой нефтепоисковый показатель/М.И. Зайдельсон//Тр. КНИИНП. Куйбышев, 1963. вып. 20.
Зайдельсон М.И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области/М.И. Зайдельсон и др. М.: Недра, 1973. 280 с.
Зингер А.С. Газогидрохимические критерии нефтегазоносности локальных структур/А.С. Зингер/Саратов. ун-т. Саратов, 1966. 475 с.
Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа//А.А. Карцев. М.: Недра, 1969, 270 с.
Кротова В.А. Роль гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей/В.А Кротова. М.: Гостоптехиздат, 1957. 127 с.
Нефтепоисковые гидрогеологические критерии. Л.: Недра, 1969. 235 с.
Норицина Л.Е. Азотные соединения в подземных водах Зауралья/Л.Е. Норицина//Химический состав и ресурсы подземных вод Предуралья и Зауралья. Свердловск, 1986. С. 101 -106.
Оборин А.А. Нефтегазопоисковая геомикробиология/А.А. Оборин, Е.В. Стадник; УРО РАН. Екатеринбург, 1996. 408 с.
Пецюха Ю.А. О распределении аминного азота в водах продуктивных и непродуктивных горизонтов Волгоградского Поволжья/Ю.А. Пецюха, Д.Ф. Козлова//Органическое вещество подземных вод в нефтяной геологии/ВНИИОЭНГ.М., 1967.
Тверье Ф.М. Содержание аммония в пластовых водах палеозойских отложений Пермской области/Ф.М. Тверье, И.Н. Шестов, Е.Л. Сухаревич//Геология нефти и газа. 1966. № 3.
Трубчанинов В.В. Нефтепоисковое значение отдельных компонентов химического состава подземных вод Удмуртской АССР и Кировской области/В.В. Трубчанинов//Геологическое строение и нефтегазоносность северных и западных районов Волго-Уральской провинции. Пермь. 1991. С. 113 -120.
Шестов И.Н. Нефтепоисковые гидрогеохимические критерии Прикамья/И.Н. Шестов, Б.А. Бачурин//Тр. ВНИГНИ. М., 1982. Вып. 243. С. 69 -75.
Шестов И.Н. Газогидрогеохимические критерии оценки нефтеносности локальных структур в условиях Прикамья/И.Н. Шестов, Б.А. Бачурин, И.Г. Калачникова, Н.Г. Гецен//Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. М., 1981. С. 123 -128.
Шестов И.Н. Нефтепоисковое значение вертикальной гидрогеохимической зональности для северных районов Урало-Поволжья/И.Н. Шестов, Ю.Б. Баранов, З.А. Шиляева//Геологическое строение и нефтегазоносность северных и западных районов Волго-Уральской провинции. Пермь, 1991. С. 101 -112.

Еще

Статья научная