Особенности распространения аммония в подземных водах палеозойских отложений Прикамья

Шестов И.Н.; Шувалов В.М.; Тюрина И.М.; Shestov I.N.; Shuvalov V.M.; Turina I.М.

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

Рубрика: Гидрогеология

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

Features of distribution of ammonium in underground waters of paleozoic depositions of Prikamye

Active participation in formation, preservation and destruction oil and gaseous deposits is accepted with underground waters. They are enriched with chlorine, sulphatic and hidro-carbon ions and microcomponents of iodine, bromine, a pine forest, ammonium, kalium, magnesium and saturated with gas. The maintenance of ammonium in waters of paleozoic depositions of Prikamye and other oil-and-gas-bearing areas interest many researchers with the purpose of their use as petrosearch hydrogeochemical criterion. These criteria can be used in a complex with other parameters in view of conditions of paleo-hydro-geological development of area and probable hydrodynamical changes during various paleo-hydro-geological epoch.

Еще

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