Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геохимический метод раздельного прогноза продуктивности локальных структур различных нефтегазоносных провинций
ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геохимический метод раздельного прогноза продуктивности локальных структур различных нефтегазоносных провинций"
?Г6 ол
- 9 ИЮП 1чО? На правах рукописи
УДК 553.98.001.891 +550.84
ЖУРАВЛЕВА ЕЛЕНА ДАВЫДОВНА
ГЕОХИМИЧЕСКИЙ МЕТОД РАЗДЕЛЬНОГО ПРОГНОЗА ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ
Специальность 04.00.13 - Геохимические методы поисков
месторождений полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1997 г.
Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской Революции и Ордена Трудового Красного Знамени Академии нефти игаза имени И.М.Губкина (ГАНГ им. И.М.Губкина) и во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ).
Официальные оппоненты:
доктор г-м.н. профессор - Ботнева Т.А. (ВНИГНИ) доктор г-м.н. профессор - Зорькин Л.М. (ВНИИ Г и ГС) доктор г-м.н. - Ильинская В.В.
Ведущая организация - Институт Геологии и Разработки Горючих Ископаемых (ИГиРГИ) АН РФ.
на заседании диссертационного совета д _ 071.05.01
при Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)
по адресу: 105118, г.Москва, Шоссе Энтузиастов, 36.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.
Защита состоится
Автореферат разослан
Ученый секретарь диссертационного совета (
кандидат геолого-минералогических наук
Т.Д. Иванова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. настоящее время в России остро стоят проблемы увеличения добыяа природных ресурсов. Для повышения эффективности геолого-поисховых работ необходимо использование новых геохимических истодов поисков нефтяных, газоконденсатиых и газовых месторождений. Разработка геохимического метода раздельного прогноза продуктивности локальных структур по составу и распределению различных ароматических соединений (moho-, бн- и полициклических • углеводородов (ПАУ), составляющих класс полиаренов,. а также неуглеводородов) оргаяичесхого вещества (ОВ) подземных вод способствует получению достоверной информация, так ках базируется на установленных и научно-обоснованных корреляционных связях полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами других частей единой нефтегазоховденсатной геологической среды (нефть - газоковденсат - ОВ пород).
Осуществление принципиально нового подхода к решению задач
нефтегазопоисковой органичеаой геохимии связано с разработкой и
i
усовершенствованием высокочувствительного и селективного метода тонкосхруггурной люминесцентной спектроскопии (TJ1Q. Актуальность конкретной работы обусловлена разработкой метода исследования водорастворенных органических веществ (ВРОВ), а также разработкой геохимического метода раздельного прогноза продуктивности горизонтов различных локальных структур НГП. Такая работа является важной, в связи с тем, что этот .метод может быть применен в регионах с различными геохимическими условиями и - геологическим строением, поскольку опробование его проводилось не только на нашем материке, от западных границ до восточных России и стран СНГ • (Предкарпатская НГО, Днепровско-Припятская ГНП, Прикаспийская и
г
Лено-Тунгусская НГП), но и на другом континенте, восточная окраина Африки (Занзибарский НГБ).
Разработка геохимического метода ранговой классификации для прогноза ожидаемого флюида из продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций в кратчайшие сроки и при малых капиталовложениях на основе выявленного комплекса двадцати пяти полиаренов ОВ подземных вод как показателя нефтегазоносносги, а также корреляционных связей полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами других природных объектов (нефть, конденсат, ОВ пород), определяемых единым методом тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии (TJIC), с учетом теоретической и практической значимости их является решением крупной научной проблемы, имеющей важное народнохозяйственное значение.
Целью исследования являлась разработка методологии и единого метода исследования полиаренов в целостной нефтсгазоконденсатаой геологической среде (нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород), а также разработка теоретических основ геохимического метода ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур на базе изучения состава и распределения полиаренов ОВ подземных вод нефтегазоносных провинций с различными геохимическими условиями и геологическим строением: Предкарпатской НГО (кайнозойский НГК), Днепровско-Лрилятосой ГОЛ (палеозойский НГК), Прикаспийской НГП (палеозойский НГК), Лено-Тунгусской НГП (рифенский, вендский и кембрийский НГК), а также Занзибарской НГБ (постбайосский, мезозойский НГК).
Для достижения намеченной цепи необходимо было решить следующие основные задачи:
1. Разработать методологический подход и единый метод ТЛС для исследования тридцати двух полнаренов в отдельно взятых пробах (целостной нефтегазоконденсатной геологической среде) нефтей.
¡ газоконденсатов, ОВ подземных вод и пород;
, >
2. внедрил, разработанный метод ТЛС для качественного и количественного определения полнаренов в н-парафннах, технических растворителях, белково-витаминном комплексе;.
3. установить основные закономерности изменения состава и распределения полнаренов во всех природных объектах НГП от западных границ до восточных России и стран СНГ (Предкарпатсхой НГО, Днещювско-Припятсхой ГНП, Прюсаспнйской и Лено-Тунгусской НГП), а также Занзибарского НГБ;
4. установить корреляционные связи между полиаренами ОВ подземных - вод и полиаренами других частей природной системы (яефть-
конденсат-ОВ пород);
5. разработать комплекс полнаренов ОВ подземных вод, который может быть использован в качестве принципиально нового критерия нефтегазоносности;
6. разработать геохимический метод ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивных горизонтов а отбраковхи непродуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций;
7. провести геохимическим методом ранговой классификации отбраковку непродуктивных горизонтов, а так же осуществить раздельный прогноз продуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций с разной степенью изученности.
Для решения поставленных задач были проведены анализы методом ТЛС: 119 проб подземных вод ' с разной минерализацией, метаморфизацией и различным содержанием кислых компонентов, 15 проб конденсатов, 15 проб нефтей и 4Х проб пород. Набор имевшихся
проб природных объектов обеспечил необходимые сведения для получения достоверной и надежной информации. Анализ каждой пробы проводили сразу на тридцать два соединения, без разгонки проб на отдельные фракции, в этом случае исключены потери органических соединений. Метод TJIC расчитан на определение малых количеств анализируемого вещества (до 10-8 мг/мл) в воде.
Научная новизна работы. Разработаны методология и единый метод тонкосгруктурной люминесцентной спектроскопии для исследования сразу тридцати двух полициклических ароматических углеводородов в одной отдельно взятой пробе для системы природных объектов (нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород).
Автором разработаны оригинальные методики для количественного определения одиннадцати полиаренов в ОВ подземных вод, выведены уравнения регрессии и построены графики зависимости интенсивности флуоресценции полиарена от его количества.
Впервые были изучены состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод Предкарпатской НГО, Днепровско-Припятской ГНП, Прикаспийской и Лсно-Тунгусской НГП, а так же Занзибарского НГБ и установлены индивидуальные наборы их.
Технические решения многих задач выполнены на уровне изобретений, так как не имеют аналогов в практике зарубежных и отечественных разработок, имеются патент и авторские свидетельства.
В работе впервые по единой методике изучен состав и распределение полиаренов в системе нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород различных НГК и установлены корреляционные связи полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами в остальных частях системы нефть-конденсат-ОВ пород.
Впервые разработан комплекс этих соединений в ОВ подземных вод, в качестве принципиально нового критерия нефтегазоносносга для различных НГП.
Автором впервые разработан геохимический метод ранговой классификации, дня раздельного прогноза продуктивности горизонтов различных локальных структур НГП, в котором используются данные полухоличесгвеяного анализа полнаренов.
Показано, что ПАУ тяжелее фенантрена могут быть "биологическими метчиками'', показателями нефтегазоносноста.
На примере вод Предкарпатской НГО и Днепровско-Припятской ГНП показано, что в глубинных маломинерализовашшх вояах полиарены имеют концентрации выше, чем в рассолах.
Практическая значимость работы определяется разработанными теоретическими основами, методологией ¡1 геохимическим методом ранговой классификации раздельного прогноза продуктивности локальных структур, способствующими увеличению достоверности и надежности поисков залежей, что приводит к повышению эффективности геолого-поисковых и разведочных работ.
На базе исследования состава и распределения полнаренов. в СВ подземных вод, новых и расширенных по набору характеристик, проведен прогноз перспективных на нефть и газ локальных структур и пустых горизонтов Предкарпатской НГО, Днепровско-Прнпятской ГНП и Лено-Тунгусской НГП. Эти исследования учтены в практике геологических работ на указанных территориях, что подтверждено документами.
На основании выполненных исследований сформулированы и обоснованы научные положения, совокупность которых можно' квалифицировать как новое перспективное решение крупной научной проблемы, имеющей важное народнохозяйственное значение.
Результаты анализа состава и распределения полнаренов в ОВ подземных вод, а также ОВ пород, нефтей и конденсатов получены единым методом и на одном и том же приборе. Это делает их
сопоставимыми, чего до сих пор практически не было в практике аналитических работ.
Разработанный автором метод позволяет определять 32 полиарена в пробах ОВ подземных вод с высокой чувствительностью и селективностью, а также экспрессностью без потерь вещества, так как не нужна предварительная подготовка образца к анализу и разделение его на фракции, что экономит время и средства.
Он может быть применен для отбраковки непродуктивных структур и продуктивных горизонтов по составу полиареноа ОВ подземных вод.
Разработанный геохимический метод ранговой классификации дает возможность прогнозировать тип углеводородных залежей на всех стадиях разведки.
Разработанный комплекс геохимических показателей при наличии специально отобранных проб подземных вод позволяет проследить направление. миграции УВ, оконтурить углеводородную залежь и - описать гидрогеохимкческую модель месторовдения, а также сделать заключение о качестве флюидов. Выявленные корреляционные связи состава полиаренов ОВ пород, нефтей необходимы для корректировки результатов прогноза нефтегазоносности.
По результатам ■ исследования состава полиаренов в ОВ подземных вод Лено-Тунгусосой НГП предсказана перспективность локальных структур. Необосновано ликвидированные скважины в 1984 году, автором рекомендованы для повторных испытаний, так как анализ ОВ подземных вод подтвердили продуктивность пластов.
Определение полиаренов методом ТЛС использовано в различных областях народного хозяйства как метод контроля наличия этих соединений в водных средах. В электронике (проверка и качества деионизованных вод} необходимых для промывки микросхем, для изготовления товаров народного потребления, а также для прецизионного оборудования, используемого в различных областях
науки и техники), в химической (качество растворителей). нефтеперерабатывающей промышленности (чистота н-парафинов и ионнобменных смол), в пищевой промышленности (биологически-витаминные комплексы (БВК) для откорма скота и птицы), а также получения экологически чистых продуктов, в которых канцерогенные полиарены не должны превышать предельно-допустимые концентрации (ПДК). Экологический аспект реализуется определением методом ТЛС некоторых полиаренов, в том числе и канцерогенных, в различных жидких и водных средах (вода океаническая, морская, озерная, речная, сточная, питьевая).
Реализация работы. Разработанные теоретические основы, методология и метод раздельного прогноза продуктивности локальных структур по составу и распределению полиаренов в ОВ подземных вод были использованы при планировании основных направлений геологопоисковых работ на территориях Предкарпатской ГНО, Днепровско-Припятской ГНП, Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП и Занзибарского НГБ.
Оснозные положения и результаты диссертационной работы вошли в отчеты: проблемной лаборатории НИР по нсмедовашпо нефтегазоносноста Восточной Сибири, кафедры теоретических основ поисков нефти и газа ГАНГ им. И.М.Губкина (г. Москва), ВсстСибНИИГиМС(а) (г. Иркутск), ИГиГГ Укр.АН (г. Львов), в соавторстве с другими исследователями и оформлены в качестве методических рекомендаций и внедрены, в различных организациях Мингео СССР: ПГО "ВостСибнефтегазгеология", ПО "Тенгизнефтегаз" ПГО "Акттобнефтегазгеологая" (г. Актюбинск), Астраханская НРЭ (г. Астрахань), ПГО "Нефтегазгеологня" (г. Гурьев).
Полученные результаты исследования состава и распределения полиаренов в ОВ подземных вод позволили дать: рекомендации лля повторного испытания необоснованно ликвидированных в 1934 голу
разведочных скважин, отрицательные заключения о продуктивности ряда структур Лено-Тунгусской НГП, прогноз нефтегазоносносги продуктивных горизонтов различных разведочных площадей Предкарпатской ГНО и Днепровско-Припягской ГНП и провести отбраковку непродукдавных, что привело х сокращению затрат на бурение.
Разработанная автором методика исследования полиаренов в водных средах применена для экологических целей, также как контроль канцерогенных, мутагенных полиаренов и ядов I и II поколения, каковыми являются некоторые из них: в н-парафинах, ъ препаратах (БВК), в растворителях, в продуктах питания, в деионизованных водах, в речных водах и т.д. Целесообразность таких работ оценена производственными коллекти-вами нефтеперегонного завода (г. Кременчуг), электронного завода (г. Ульяновск), электронного завода (г. Москва), п/я "Гибрид" (г. Москва).
На Всесоюзном семинаре "Использование гидрогеологических и гидрогеохимических исследований на различных этапах поисково-разведочных работ на нефть и газ" в Перми в 1989 г. метод ТЛС рекомендован наряду с другими методами для практического внедрения.
Результаты исследования методом ТЛС состава н распределения полиаренов в образцах конденсатов, вод и пород Танзании (восточные окраины Африки) использованы при открытии месторождения Сонго-Сонго и совпадают с результатами, полученными другими методами (химическими, хроматографичешши и геофизическими).
Результаты авторских разработок в дальнейшем могут найти применение в других институтах и ведомствах, где проводятся исследования по гидро геохимии и геологии. Результаты диссертационной работы могут быть использованы при чтении учебных курсов в Государственных Университетах и ВУЗ(ах) для студентов и аспирантов.
Апробация работы. Материалы диссертации доложены на
ю
Всесоюзных конференциях: "Метода и направления исследований органических веществ подземных вод", Москва, 1975; II и III конференции "Системный подход в геологии" (теоретические и прикладные аспекты), Москва, 1986, 1989. "Критерии и методы установления генетических связей в системе: нефть - конденсат - OB пород и вод", Москва, 1988. Республиканская конференция специалистов "Интергео" (Проблемы геологии и геофизики), Баку, 1988;
Всесоюзных совещаниях и семинарах: "Спектральные методы анализа", Одесса, 1985; "Аналитика Сибири-86", Красноярск, 1986; "Вопросы оптимизации прогноза, поисков и разведай месторождений нефти и газа на Сибирской платформе" (поисковый я теоретический аспект), Иркутск, 1987; "Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных провинций", Львов, 1985; "Использование гидрогеологических и гаярогеохимических исследований на разлпчных этапах поисково-разведочных работ на. нефть и газ", Пермь, 1939; "Современные методы аналитического контроля качества продуктов", Москва, 1989, "Современные контрольно-аналитические методы на промышленных предприятиях", Москва, 1990 г., "Аналитические методы контроля окружающей среды", Москва, 1991 г., "Химический анализ пищевых продуктов и загрязнений окружающей Среды", Москва, 1992 г.
Сборник докладов научно-технической конференции ("Актуальные проблемы состояния и развитая нефтегазоносного компяехса России"), Москва, 1994 г., Всероссийская научная конференция ("Фундаментальные проблемы нефти и газа"), Москва, 1996 г.
Публикации. Основные результаты исследований опубликованы более, чем в 76 печатных работах, в том числе, одной монографии (без соавторов), 1 патенте, 3 авторских свидетельствах СССР (олно из шп без соавторов), 7 обзорах (без соавторов). Статьи и тезисы докладов публиковались в журналах Известия АНСССР, Геология нефти и газа, Известия ВУЗ(ов) серия "Нефть и газ", Нефтяная промышленность,
и
Газовая промышленность, Нефтегазовая геология и геофизика, Геохимия АН Укр., в сборниках трудов ВИНИТИ, ГАНГ(а), сборниках докладов и тезисов Всесоюзных конференций, совещаний и семинаров.
Использованный материалы. Диссертация является итогом почти тридцатилетних исследований автора в области гидрогеохимии -изучения состава л распределения полиаренов в ОВ подземных вод, а позднее в единой системе нефть-конденсат-ОВ пород. Автором лично был создан в ИГиРГИ АНСССР (г.Москва) в 1969 году спектральный прибор для определения малых величин органических соединений в ОВ подземных вод (получены авторские свидетельства СССР), а позднее разработан геохимический метод ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивности локальных структур НГП -(кафедра теоретических основ поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений ГАНГ им. И.М.Губкина) как составная часть работ по программе "Нефть" тема №20-87, Приказ МИНГ им. Губкина 3114 от "8" июня 1987 г. "Создание научных осноз и рекомендаций, технических решений и технологий, обеспечивающих повышение эффективности поисково-разведочных работ и разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений на территории Прикаспийской мегасинеклизы".
Другая разработка была выполнена по плану важнейших и приоритетных научно-исследовательских работ в соответствии с координационным планом АНСССР по направлениям: "Нефтехимия в рамках Комплексной научно-технической программы "Реактив", "комплексная переработка нефтяного и газового сырья с одновременным получением химических и топливных продуктов" (Приказ №330 Минвуза РСФСР - 1982 г., утвержденный Постановлением №555 ГКНТСССР -1985 г.).
Экспериментальной основой диссертации послужил большой фактический материал в виде образцов нефтей, конденсатов, подземных
вод и пород, отобранных из разных нефтегазоносных провинций различными организациями. В ходе анализа лично автором получено более 5000 квазшпшейчатых спектров, флуоресценции. Результаты исследования образцов были выданы организациям, приславшим их, для дальнейшего использования в практике геолого-разведочных работ.
Помимо представленного аналитического материала в процессе работы диссертант критически обработал и обобщил литературный материал, опубликованный в отечественной и зарубежной печати, в том числе,' находящийся в фондовых библиотеках для оценки патентной чистоты, выбранной тематики.
В процессе выполнения работы автор консультировался и пользовался помощью и советами: Анциферова A.C., Барс Е.А., Бакирова Э.А., Ботневой Т.А., Гусевой А.Н., Дахновой М.В., Дмитриевского А.Н., Еременко H.A., Ермолкина В.И., Ивановой Т.Д., Ильинской В.В., Исаева Э.И., Каряхина A.B., Колодия В.В., Ларской Е.С., Левшуновой С.П., Лоджевской М.И., Матусевича В.А., Нечаевой О.Л., Обрядчикова О.С., Петрова Ал.А., Размышляева A.A., Соловьева Б.А., Старосельского В.И., Страдомской А.Г., Теплицкой Т.А. и многих других коллег, которым диссертант выражает бесконечную благодарность и глубокую признательность. .
Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Она содержит 310 страниц текста, иллюстрируется 28 таблицами, и 26 рисунками. Список литературы включает работ отечественных и зарубежных авторов.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Глава 1. ИСТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛИАРЕНОВ В СИСТЕМЕ НЕФТЬ - КОНДЕНСАТ - OB ПОДЗЕМНЫХ ВОД И ПОРОД
В первой главе приведены современные представления о составе и распределении полиаренов, методе их .определения при комплексном исследовании природных объектов как единого целого в геологической системе нефть-хонденсат-ОВ подземных вод и пород, а также о методе раздельного прогноза продуктивности локальных структур.
За последние 20 лет изучение OB подземных вод значительно продвинулось вперед, расширился набор гидрогеохимических показателей нефтегазоносносги - от элементных (азот, органический углерод, фосфор) до целой молекулы и индивидуальных соединений -нафтеновые, гуминовые, жирные кислоты, фенолы, органические соединения азота, н- парафины, пиридин, сложные эфиры, спирты, полициклические ароматические углеводороды.
Исследованием состава нефтей-конденсатов-ОВ вод и пород, индивидуальных органических соединений как показателей нефтегазоносносги и раздельным прогнозом продуктивности локальных структур занимались многие ученые: Акрамходжаев А.М., Анциферов A.C., Бакиров Э.А., Бабина Н.М., Барс Е.А., Бейкер Е., Борнхаузер Г., Белецкая С.Н., Бестужев M.A«, Бордовский O.K., Ботнева Т.А., Брод И.О., Вассоевич Н.Б., Вельте Д., Вебер В.В., Вершинин В.И., Власова И.В., Высоцкий И.В., Гаджи - Касумов A.C., Гордадзе Г.Н., Гусева А.Н., Дмитриевский А.Н., Даннинг X., Добрянсхий А.Ф., Дур ми шь ян А.Г., Еременко H.A., Ермолкин В.И., Жабрев И.П., Жданов М.А., Жузе Т.П., Зингер A.C., Зорькин J1.M., Ильинская В.В., Ильина A.A., Ильченко В.П., Карцев Ал.А., Козлов АЛ., Конторович А.Э., Кирюхин В.К., Коломбо У., Коган С.С., Коннен Д., Критская СЛ., Ларская Е.С., Ландес К., Луис М., Максимов С.П., Матусевич В.М., Мелькановкцкая С.Г., Мюллер Р.,
Нестеров И.И., Неручез С.Г., Нечаева ОЛ., Панченко А.С., Петров Ал.А., Рыльков А.В., Сазонова Г.И., Сергиенко С.Р., Смирнов Ю.П., . Соколов В.А., Стадншсов ГЛ., Тиссо Б., Тихомолова Т.В., Трофимух А.А., Успенский В.А., Хант Д., Хаберле Ф., Ходсон Г., Чахмачев В.А., Швец В.М., Шевцова Г.Б., Шпольский Э.В. и многие другие.
Полиарены как составная часть ОВ подземных вод и пород изучались Анциферовым А.С., Барс Е.А., Зингером А.С., Ботневой Т.А., Ильинской В.В., Ильченко В.П., Карцевым Ал.А., Коган С.С., Конторовичем АЭ., Матусевичем В.М., Шнченко А.С., Теплицкой Т.А., Швецом В.М. и другими учеными. При этом учитывалась связь ОВ подземных вод с ОВ почв и горных пород. Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы) и некоторые полициклические ароматические углеводороды (нафталин, фенантрен, ашрацен) уже давно считаются локальными и информативными показателями нефтегазоносности.
Изучение системы ОВ подземных вод - почв - горных пород позволило найти в природных объектах связь и закономерности состава и распределения бензола, толуола, ксилолов в них. До 70* годов широко применялись методики исследования ОВ подземных вод, разработанные сотрудниками ИГиРГИ (Барс Е.А., Коган С.С. и др.). Они были доступны и просты в эксплуатации, и при этом обладали сравнительно высокой чувствительностью, что важно при изучении малых концентраций органических веществ в воде.
Процессы генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ неизбежно должны отразиться как на ОВ подземных вод, так и на углеводородах в залежах.
Из-за малых концентраций полизренов в ОВ подземных вод, определение их затруднено и находилось в прямой зависимости от аппаратуры, которая должна обладать высокой чувствительностью. Часто это обстоятельство не только создавало трудности для исследования этих соединений в водах, но и совсем исключало
возможность их определения. Анализ литературных источников свидетельствует, что общими недостатками предшествующих работ являются отсутствие единого метода и комплексного исследования полиаренов в разных по физическим и химическим свойствам природных объектах. До сих пор полиарены определяли различными методами в разных природных объектах, поэтому нельзя было получить сравниваемых результатов и четких критериев прогноза иефтегазояосности. Можно сказать, что практически отсутствует прогноз нефтегазоносности по составу полиаренов в ОВ подземных вод.
Таким образом, основная задача поисковой геохимии делится на две части: разработка высокочувствительного метода и методологического подхода для исследования от одного до тридцати двух полиаренов (в одной пробе без разделения на фракции), которые могут указывать на связь с углеводородными залежами (жидкими и газообразными), а также_ метода раздельного прогноза продуктивности горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций.
Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИЧЕСКОГО ПОДХОДА И МЕТОДА ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛИАРЕНОВ КАК ПОКАЗАТЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Во второй главе разработаны методологический подход и метод исследования полиаренов, обоснован выбор набора полиаренов для использования в геохимическом методе оценки продуктивности локальных структур.
Согласно теории органического происхождения углеводородных флюидов, основным источником образования ПАУ в нефтях является лигнин и таннин (целлюлоза). Эта природная группа соединений находится в живых организмах. Высокомолекулярные полимеры аминокислот составляют белки (тирозин, фенилалакин, триптофан), которые являются дополнительным источником образования
полиаренов. Наличие в нефти полнаромзтя*£Ьсхях углеводородов дает гозможность рассматривать эта индивидуальные органические соединения такими же биомархерами как бвомархеры алкановой структуры и полинасыщенных нафтеновых углеводородов, то есть полигрсаы могут указывать на генезис скоплений у1 Лсьодородов.
Применяемые ранее традиционные методы определения полизрено» предусматривали обязательное разделение пробы на фракции, отделение маскирующих компонентов, а также концентрирование я подбор оптимальных условий с использованием дорогостояща реактивов.
После открытия, которое было сделано Э.В.Шпольсхям, Ал~А.Илытой я Л-А.Климовой, получил развитие эмиссионный спехтральный'анализ органических соединений, суп которого состоят в появлении суженных линий * спектре исследуемого образца в соответствующем растворителе при низких температурах.
Метод тонхострухтурной люминесцентной спегтросхопии (ТЛС) обладает высокой чувствительностью (10-10 мг/мл) для чистых реактивов, шкрохим спектральным диапазоном длин волн (200-900 нм), селективностью и мспрессностъю. Он был впервые применен автором диссертации в 70-х годах для определения моно- и биароматичесхих соединений в некоторых других органических соединений в пробах ОВ подземных вод нефтяных н газовых месторождений. Однако гетероциклическое соединение - пиридин нельзя было определять методом ТЛС подобно бензолу и нафталину, так как пиридин практически не обладает люминесценцией. .
. В практике аналитических работ существовали методы определения единичных ароматических соединений а отдельных природных объектах, ноне было единого метода для исследования состава и распределения целого хласса органических соединений - полиаренов в системе нефть* ковдеисат-ОВ подземных вод и пород.
Диссертантом впервые о тахих работах было заявлено в 80Х годах и
>
I
разработан способ поносов мл ежей УВ по составу н распределению полиаренов в ОВ подземных вод* нефтегазоносных провинций, хах повышающий надежность н достоверность результатов анализа и упрощающий поиска скоплений УВ.
Для определения полиаренов в различных природных объектах был применен флуоресцентный спектрофотометр МРР-4 с низкотемпературным устройством, предназначенный для регистрации квазилинейчатых спапров флуоресценции. Разрешающая способность прибора • 2 нм. Установка снабжена двумя монохроматорами, дифракционной решеткой, которая имеет 600 штрихов/мм, в качестве источника служит ксеяоновая лампа-150 Вт, исключающая воздействие на исследуемый образец высокой температуры, вследствие чего не происходит потери и деструкции веществ их в анализируемых пробах.
Автором был разработан экспрессный, высокочувствительный, люминесцентный метод определения полиаренов в распорах н-гексал», принципиально отличающийся возможностью одновременного определения непосредственно в отдельно взятой анализируемой пробе сразу тридцати двух полиаренов без предварительного разделения этой пробы на отдельные фракции.
Для соблюдения необходимых критериев проведения анализов и получения сопоставимых результатов были обеспечены стандартные условия отбора проб и одинаковые условия проведения исследований.
Метод ТЛС • физико-химический метод, мягкого воздействия на образцы природных объектов, дающий возможность использовать методологию определения индивидуального состава полиаренов в сложных органических смесях, без изменения структуры объекта исследования, то есть отсутствует термическое воздействие иа исследуемый образец, нет также жесткого воздействия электронов или
* Предлагаемый гидрохимический способ поисков залежей УВ защищен авторскими свидетельствами СССР. 18
ионов, при которых может возникнуть реальная угроза гетерогенно-каталитичесгих превращений непредельных УВ с образованием молекул полиарома 1 ичесхях углеводородов, которые будут маскировать истинные концентрации соединений в пробе. Кроме того, наличие следовых количеств ве приводит при замораживании х образованию полихрнсталличесхих растворов, агрегатов, а-Также не появляются и съедены к нулю эффекты внутреннего фильтра в ряд других донорно-акцепторных воздействий.
. Набор голоядерных ароматических углеводородов с числом ароматических колец от одного до семи и некоторых алкильных гомологов, определяемых в природных объегтах методом ТЛС, состоит из тридцати двух соединений: бензол и его гомологи, дифенил, флуорея, днфсниленсулъфид, карбазол, нафталин, алхилнафталин, аценафтен, фена!Гф«н, алкилфенантрен, трифенилеи, хризен, бензфенантрен, пилен, антрацен, алхилангграцен, антрахинон, тетрафен, алхялтетрафен, пентафен, тетрацен,1,2-бензтетрацеи, пирен, алхилпирен, -3,4-бензпирен, нафтобензпирек, антаятрен, перилен, 1,12-бензперилен, хоронен, флуорантен, рубнцен.
Учитывая епьгг отечественных и зарубежных исследователей, в нашем перечне имеются 11 приоритетных полиаренов,* имеющих важное значаше дм охраны охружающей среды: хоронен**), фенактрен'-', пирен<->, флуорантен«, 3,4-бензгтирен <**+>, 1,2-бензпирен^, 1,2-бензперклен<^, 1,2-бензантрацен<2>, перилен^, хризен<2, антрацен^. В выбранном наборе полиаренов часть соединений проявляет канцерогенные и мутагенные свойства. Включение полиаренов, не обладающих канцерогенной активностью, в список приоритетных веществ, загрязняющих окружающую среду, обусловлено нх важной ролью в техногеннш
*
(•>. «с обладают канцерогенной активностью, но токсичные
углеводороды; <***> - сильный канцероген; <*> • слабый канцероген.
процессах и, следовательно, имеющих значение при установлении источника загрязнения. Например, коронен и 1,2-бекзперилен преобладают в отработанных газах двигателей, а пирен и флуорантен служат критерием степени антропогенной загрязненности полиаренами природных объектов.
Для применения в практике геологоразведочных работ на нефть и газ геохимического метода ранговой классификации по. наличию полиаренов в ОВ подземных вод автором работы предложена количественная или полуколичественная оценка концентрации полиаренов.
Количественная оценка концентрации некоторых полиаренов осуществлялась разными методами:
• графически (построены калибровочные кривые зависимости интенсивности линий полиаренов' в квазилшинейчатых спекрах флуоресценции от их концентрации);
• расчетными (выведено' уравнение регрессии н найдены коэффициенты, соответствующие одиннадцати полиаренам);
• программированием (составлена программа и экспериментальный материал обработан на ЭВМ "Искра"-125б, а также использован метод наименьших квадратор
Полухоличестаенный вариант оценки концентрации полиаренов в ОВ подземных вод • менее трудоемкий и более экспрессный для использования в геохимическом методе ранговой классификации для прогноза продуктивности локальных структур. Он основан на ранговой оценке интенсивности линий каждого углеводорода в квазилннейчатых спектрах.
Разработанные методологический подход и молекулярный люминесцентно-спеетральный метод определения тридцати двух полиаренов в одной отдельно взятой пробе ОВ подземных вод без разделения на фракции позволили автору перейти к вопросу • системное
изучение новых показателей нефтегазоносности единым методом анализа в целостной нефтегазоконденсатной среде: нефть, газоконденсат, ОВ подземных вод и пород.
Глава 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР. КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ СВЯЗИ ПОЛИАРЕНОВ В НЕФТЯХ-КОНДЕНСАТАХ-ОВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД И ПОРОД
Решение одной из задач разработки геохимического метода раздельного прогноза продуктивности локальных структур связано с выявлением корреляционных связей и распределением полиаренов в системе нефть-конденсат-ОВ пород и ОВ подземных вод. Полиарены содержатся в органическом веществе осадков гумусовой и сапропелевой природы.
Количество органического вещества 7 сохраняющегося в осадках, меняется в широких пределах в зависимости от биопродуктивности и обстановки накоплення и преобразования материала. В обстановке болот или в застойных участках озер, когда аккумулируются споры и смолы растительного происхождения, а также остатки водорослей и плактона, образуются специфические формы ОВ - накапливается обводненный органогенный ил - сапропель.
После гибели живых существ, слагающее их органическое вещество подвергается физическим или химическим воздействиям и происходит дегидратация и окисление. Большая часть ОВ превращается либо в газы, которые рассеиваются в атмосфере, либо в растворимые соединения. Они, в свою очередь, выносятся грунтовыми водами. Сохраняются при этом более устойчивые формы ОВ гумусовой природы - смолы, воска и липиды.
На стадии диагенеза органическое вещество осадков первоначально представлено биополимерами, унаследованными от живых существ, такими как: углеводы, белки, липиды. Одна часть этого материала образует комплексы с минеральными компонентами, а другая -разлагается микробами на слагающие их мономеры. Часть мономеров конденсируется, циклизуегся, полимеризуется с образованием геополимеров (азотосодержащие и гуминовые кислоты) предшественников керогена. Смесь мономеров, био- и геополимеров испытывает низкотемпературные (~50°С) трансформации, протекающие с потерей кислорода, азота и серы, в результате чего образуются более углеродистые соединения.
На стадии катагенеза (от 50° до 200°С) повышение температуры способствует повышению растворимости в водах определенной части органических соединений, содержащихся в породах; облегчается переход из твердого в жидкое состояние, а жидкостей в газы.
Источником образования ароматических УВ (Добрянский, 1946 г.), содержащих от трех и более колец, является растительный детрит -остатки наземной флоры - и содержатся они в смешанном сапропелево -гумусовом материале на разных стадиях его изменения.
О присутствии в современных осадках таких полиаренов, как пирен, коронен, хризен, трифенилен и перилен (все незамешенные молекулы), -впервые сообщил Мейншейн и потом многие исследователи подтвердили этот факт. Однако перилен, видимо, образуется при диагенезе. Отмечен факт увеличения концентрации перилена в ароматической фракции экстрактов, выделенных из осадков, с увеличением глубины захоронения. Айзенштадт пришел к выводу, что перилен образуется из терригенного органического материала, так как он часто встречается среди компонентов наземного происхождения. Предшественниками перилена были нафтохиноны и дигидроксилпериленхинон, обнаруженные в ряде
организмов. Ароматическое соединение - 3,4 - бензпирен - обычный компонент почв, но причиной его появления считаются лесные пожары.
Полицикличность ароматических структур углеводородов реализуется сочлененнем (связь через один углеродный атом), как в случае дифенила, и конденсированием (связь через два углеродных атома), как в случае нафталина. В нефтях преобладают соединения с конденсированными ароматическими кольцами такие как: антрацен, фенантрен и так далее. Одним из источников реликтовых ароматических УВ, молекулы которых содержат одно, два и три ароматических кольца, могут быть олефины и "прямое замыкание метановых УВ в ароматическое кольцо". (Добрянский, 1946 г.).
Появление полиароматических углеводородов также можно объяснить конденсацией различного типа моно- и биароматических соединений.
В третьей главе представлены проведенные диссертантом исследования состава и распределения полиаренов в пробах - нефтей, конденсатов, OB подземных вод и пород - различных НГП, одним и тем же методом анализа: Предкарпатской НГО, Днепровско-Припятской ГНП, Прикаспийской НГП, Лено-Тунгусской НГП и Занзибарского НГБ (восточная часть Африки).
Научным обобщением материалов по геохимии и нефтегазоносное™ вышеуказанных регионов занимались многие ученые: Авров В.П., Анциферов A.C., Айзенштадт Г.Е., Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Барташевич О.В., Бодунов Е.И., Ботнева Т.А., Вышемирский B.C., Гусева А.Н., Гурари Ф.Г., Дахнова М.В.,'Дмитриевский А.Н., Дробот Д.И., Еременко H.A., Зингер A.C., Золотов А.Н., Иванова Т.Д., Ильинская В.В., Калинко М.К., Кирюхин Л.Г.. Колоднй В.В., Конторовмч А.Э., Кравченко К.Н., Кунин Н.Я., Ларская Е.С., Лоджевская М.И.. Матусевич В.М., Мильничук B.C.. Навроцкий O.K., Нечаева О.Л., Обрядчиков О.С., Орешкин И.В., Рогозина Е.А., Садыков
А.Н., Серебряков О.И., Соколов B.JL, Соловьев Б.А., Сурков B.C., Такаев Ю.Г., Трофимук A.A., Тищенко Л.Ф., Ульмасвай Ф.С., Утегалиев С.У., Фазлиев Д.Ф., Фотиади Э.Э., Швец В.М., Шпильман И.А., Чахмахчев В.А., Чекабаев С.Е.. Четверикова О.П., Чистяков В.Г., Яншин А.Л. и другие.
В соответствии с классификацией новых российских технологий изучения нефтегазовой "геологической среды" (по А.Н.Дмитриевскому и ОЛ.Кузнецову) УВ залежи рассматриваются как природные нефтегазовые объекты. Новые методы изучения и освоения углеводородных ресурсов будут основаны на оптимальном использовании таких фундаментальных свойств геологической среды как ее квантованность (иерархичность) от мега- до микроуровня, нелинейность по многим характеристикам, например, наличие физико-химической "памяти" о прошлых воздействиях. Иерархическое положение УВ зачежей определяется как подсистема, а исследуемый комплекс нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород - как элементы этой подсистемы. Распределение и состав полициклических ароматических углеводородов, оказавшихся весьма информативными показателями фазового состояния УВ в залежах, можно рассматривать как свойство подсистемы. Огромное значение при этом имеет единый методический подход к комплексным исследованиям элементов подсистемы, который дает возможность получить сопоставимые результаты и оценить каждую часть представленной системы на молекулярном уровне. Так, в работе представлен фактический материал, дающий представление о свойствах подсистемы, которое определяется составом и распределением тридцати двух полиареиов в образцах нефтей, конденсатов, OB подземных вод и пород, а также выявленными корреляционными связями полиареиов в названных природных объектах.
Фактический материал Прикаспийской НГП представлен в табл. 1.
Таблица I.
Фактический материал Прикаспийской НГП.
Название Тип Возраст Газонефтеносная Коли-
месторождений флюида нефтегазоносного или чество
и площадей комплекса . нефтегазоносная область проб
Урихтау пластовая нижнепермско- Жаркамысско- 22 .
Кожасай вода каменноугольный, Енбекская НГО,
Жанажол . девонский Астраханско-
Касаткин схая Калмыцкая ГНО
Кочергинская
Красно-
Худукская
Урихтау - нефти нижнепермско- Жаркамысско- 10
Кожасай ,.... ... каменноугольный,. Енбекская НГО,
Кенкияк девонсхий, Южно-
Тенгиз верхнедевонский Эмбинская НГО
Астраханское газокон- нижнепермско- Жаркамыссхо- 10
Урихтау денсаты каменноугольный Енбекская НГО, Астраханско-Калмьщкая ГНО
Тенгиз порода каменноугольный Южно-Эмбинская НГО 4
Для анализа нефтей, конденсатов, ОВ подземных вод и пород были приготовлены растворы, концентрация которых равна 10-5 мг/мл, и получены методом ТЛС квазилинейчатые спектры флуоресценции в постоянном режиме флуоресцентного спектрофотометра МРР-4 японской фирмы "Хитачи". ■ После регистрации квазилинейчатых спектров
флуоресценции были установлены корреляционные связи полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей, конденсатов и ОВ пород Прикаспийской НГП (Рис. 1.). На рисунке представлены специфики величины процента встречаемости состава и распределения полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции различных природных объектов и хорошо видны элементы сходства, а так же элементы различия. Максимумы полиаренов в различных флюидах и ОВ пород повторяются, но интенсивности их линий в спектрах разные. Особенно часто повторяются интенсивные максимумы, принадлежащие следующим полиаренам: алкилфенантрену (10), хризену (12), антрацену (15), алкилантрацену (16), тетрафену (18), алкилтетрафену (19), пирену (23), алкилпирену (24), 3, 4 - бензпирену (26), антантрену (27). Присутствие одних и тех же полиаренов в составе нефтей, конденсатов и ОВ подземных вод свидетельствует о родстве полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей и конденсатов.
Во всех природных объектах отмечен повторяющийся набор полиаренов, который разнится, в основном, распределительным рядом.
Из гистограмм, принадлежащих ОВ подземных вод и конденсатам, видно, что процент встречаемости для нафталина и алкилнафталина высокий. Это можно объяснить тем, что вода лучше растворяет нафталин и его производные, по сравнению с другими углеводородами. Конденсаты представлены образцами Астраханского ГКМ, которые, как известно, характеризуются наличием легких углеводородов. Средняя часть гистограмм (рис. 1), принадлежащая всем природным объектам, совпадает. Это значит, что во всех природных объектах присутствуют полиарены от фенантрена (9) до апкилпирена (24), имеющие одинаковый процент встречаемости. Расхождение состава полиаренов в нефтях. конденсатах и ОВ пород и состава полиаренов ОВ подземных вод наблюдается с 3, 4 - бензпирена (26). Начиная с 3, 4 - бензпирена, все остальные полиарены имеют процент встречаемости более низкий, то
есть встречаются реже в ОВ подземных вод, чем в нефгях и конденсатах. Это закономерно, так как растворимость в воде высокомолекулярных соединений таких как: алкилпирена, 3, 4 - бензпирена, антантрена -уменьшается, иначе говоря, растворяющая способность вод уменьшается с увеличением массы и числа колец в молекуле полиаренов. Эти соединения лучше растворяются в газе, видимо, поэтому кривая газоконденсатов в этой части рисунка имеет высокие максимумы, соответствующие высокому проценту встречаемое™.
Элементом сходства можно считать отсутствие шести полиаренов в нефтях, конденсатах, ОВ пород и подземных вод Прикаспийской НГП: бензфенантрена (13), пентафена (20),тетрацена (21), 1,2- бензтетрацена (22), нафтобензпирена (25), рубицена (32).
Нефти Прикаспийской НГП не содержат, кроме перечисленных выше полиаренов, еще дифениленсульфид (3), пицен (14), коронен (30), следовательно, за их появление в ОВ подземных вод ответственны только конденсаты. В свою очередь за появление в ОВ подземных вод 1,12-бензперилена (22) отвественны только нефти, тик как его нет в газоконденсатах. Антрахинон (17) содержится в нефтях, а в ОВ подземных вод его нет. Это можно объяснить тем, что антрахинон трудно растворяется в воде.
Результаты исследования состава и распределения ПАУ нефтей Прикаспийской НГП показали, что нефти генерировались органическим веществом сапропелево-гумусового типа. Состав аренов нефти характеризуется несколькими максимумами (Рис. 1), распределяющимися практически между бензолом (I) и хризеном (12), а также между антраценом (15) и флуорантеном (31). Особенно следует выделить линии полиаренов 4, 5, 6, 9, 10, 12, которые указывают на наличие низкомолекулярных соединений, присущих сапропелевому ОВ. Другие -принадлежат высокомолекулярным соединениям: 15, 16, 18, 19, 23, 26, 28, 31. Эти многочисленные максимумы указывают на значительную примесь
£5 30 • тщлреяи
Ряс. 1. Состав н распределениеполнаренов в нефтях, конденсатах, ОВ подземных води пород
Прикаспийской НГП. Полнарспы:
1. бензол
2. дпфемнл
3. дифспмлсисульфид
4. клрбяэол
5. нафталин
6. влкмлпафтапин
7. аишафтен
8. флуорен
Обозначения: нефть -
9. фенаитрен
10. олкилфешштрен
11. трифенилен
12. хртеп
13. бензфепаптрен
14. пнцен
15. антрацен
16. алкилантрацен
; конденсат —»—; ОВ подземных вод—• —; ОВ пород---.
17. антрахинон
18. тетрафеи
19. алкилтетрпфен
20. пентафен
21. тетрацен
22. 1,2-бенэтетрацен
23. пирен
24. алкилпиреи
25. нафтобензпирен
26. 3,4-бензпирен
27. антантрен
28. перплен
29. 1,12-бснзпернлен
30. коронен
31. флуорантен
32. рубицен
гумусового материала ОВ.
Нефти Прикаспийской НГТТ содержат практически все полиарены, а, начиная с нафталина (5) и до флуорантена (31) каждый углеводород имеет большой процент встречаемости, который колеблется от 40^80. Конденсаты и нефти Прикаспийской, НГП отличаются составом и распределением полиаренов. Полиарены в образцах конденсатов встречены по всему диапазону исследуемых соединений от бензола (1) до флуорантена (31) н практически все максимумы, принадлежащие легким (низкомолекулярным), средним и тяжелым (высокомолекулярным) полиаренам, очень высокие, то есть процент встречаемости полиаренов составляет от 50 до 100. •
Как было отмечено ранее, в'образцах ОВ подземных вод полиарены характеризуются величиной процента встречаемости ниже, чем в" конденсатах и ОВ пород.
Исследование образцов ОВ подземных вод и конденсатов Астраханского ГКМ показали, что набор полиаренов. в этих "пробах почти одинаковый, но каждое соединение содержится в большем количестве в пробах конденсатов, чем в пробах ОВ подземных вод.
Все нефти месторождений Прикаспийской НГП: Урихтау, Тенгиз, Жанажол, Кожасай- содержат набор четырнадцати полиаренов и в основном, тяжелых (от фенантрена до флуорантена). Бензол, как правило, отсутствует. Линии полиаренов в квазилинейчатых спектрах средние и интенсивные. Однако состав полиаренов нефтей месторождений Урихтау и Тенгиз несколько отличается от состава других нефтей наличием легких углеводородов и, кроме того, нефти месторождения Тенгиз содержат большое число более легких ароматических соединений (от дифенила до . фенантрена), которых в нефти месторождения Урихтау значительно меньше.
Элементы различия нефтей Г и О В подземных вод и пород заключаются в том, что в нефтях и ОВ подземных вод обнаружены
низкомолекулярные соединения, которые отсутствуют в ОВ пород. Это, по-видимому, связано с фугитильностью легких аренов (нафталина, алкшшафталина, аценафтена, флуорена) из ОВ пород. Возможно, тяжелые полиарены концентрируются, в основном, в матрице пород, а легкие - в ОВ пород, и нефтей.
При сравнении состава и распределения полиаренов нефтей, конденсатов, ОВ' подземных вод и ОВ пород (каменноугольные отложения, башкирский, ярус) месторождения Тенгиз выявлены корреляционные связи высокомолекулярных полиаренов. Их составы полностью совпадают, однако, интенсивности линий в квазилинейчатых спектрах ОВ пород гораздо выше, чем в спектрах нефтей и отсутствуют легкие полиарены. Порода месторождения Тенгиз представлена известняками органогенно-обломочными с повышенной глинистостью по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) (Авров В.П., 1987г.).
Днепровско-Припятская ГНП. Предкарпатская НГО.
Фактический материал (палеозойского НГК) Днепровско-Припятской ГНП и (кайнозойского НГК) Преякарпатской НГО представлен результатами исследования девятнадцати образцов ОВ подземных вод разведочных площадей и месторождений. Анализируемые воды хлориднокальциевого типа имеют различную минерализацию: маломинерализованные от 14,6 до 25,2 г/л и рассолы от 157 до 265 г/л. Одна часть их отобрана из отложений - нижнего карбона, визейского и турнейского ярусов, другая - из отложений олигоцена и эоцена. При опробовании наряду с продуктивными горизонтами некоторые горизонты оказались промышленно непродуктивными.
В ОВ подземных вод Предасарпатского НГО (кайнозойский НГК) месторождений Танявского и Космачского ГКМ - установлено присутствие небольших количеств легких ароматических соединений таких как: бензола, дифенила, карбазола, нафталина, алкилнафталина,
флуорена. В ОВ подземных вод Росильнянского ГКМ, кроме перечисленных полиаренов, найдены также: фенантрен, алкилфенантрен, 3,4-бензпирен, пирен и алкнлпирен, коронен.
Набор информативных полиаренов Днепровско-Припятской ГНП, указывающих на наличие продуктивных отложений, составляет восемнадцать соединений. Органическое вещество подземных вод -смешанного типа с преобладанием гумусовогб ОВ и, возможно, этим объясняется высокая концентрация и большой набор полиаренов от легких до тяжелых, от бензола (1) до перилена (28).
ОВ подземных вод непродуктивных структур содержит существенно меньше полиаренов, от семи до одиннадцати, и процент встречаемости их очень низкий, до 10, такой набор полиаренов можно считать фоновым.
Установлено также отличие состава и распределения полиаренов ОВ подземных вод в ОВ маломинерализованных глубинных и конденсационных. В связи с тем, что конденсационные воды обладают меньшей .минерализацией, чем маломинерализованные воды, в ~ них растворяется большее число, органических соединений и в большем количестве.
Фактический материал Лено-Тунгу&коя НГП представлен результатами изучения состава и распределения полиаренов в пятидесяти двух образцах ОВ подземных вод (рифейскнх, вендских и нижнекембрийских отложений).
Можно отмепггь, что полиарены, присутсвующне в ОВ подземных вод Лено-Тунгусской НГП, содержатся в меньших количествах, чем в ОВ подземных вод, - рассмотренных ранее нефтегазоносных провинций. Информационными полиаренами в этой провинций оказываются только легкие - их всего восемь, величина процента встречаемости которых равна 30 (см. табл. 2), от бензола (1) до трифенилена (11).
Можно сказать, что присутствуют соединения, относящиеся к
хруппе углеводородов, молекулы которых являются производными «
нафталина, от бензола (1) до алкилтетрафена (19), а соединения, относящиеся к группе углеводородов, молекулы которых являются производными дефеиила, отсутствуют. Таким образом, углеводороды, которые являются производными нафталина, присущи сапропелевому типу органического вещества.
Органическое вещество подземных вод Лено-Тунгусской НГП является ОВ смешанного типа с явным преобладанием сапропелевого. В органическом веществе этой НГП полностью отсутствуют следующие углеводороды: бензфенантрен, антрахинон, алкилтеграфен, пентафен, тетрацен, 1,2-бензтетрацен, нафтобензлирен, рубицен. Все остальные углеводороды можно считать характерными для продуктивных горизонтов Лено-Тунгусской НГП, которые были определены в пробах ОВ подземных вод, но в очень малых количествах.
В работе показано, что увеличение вклада сапропелевой составляющей в смешанное ОВ влечет понижение концентрации тяжелых полиаренов, начиная с пирена (23) и до флуорантена (31) в нашем перечне.
Восточная часть Африки (Занзибарский НГрк
Исследованы состав и распределение полиаренов в шести образцах 05 подземных вод, конденсатов и сланцев, любезно предоставленных одной из французских компаний, для определения типа флюида в залежи (месторождение Сонго-Сонго, скв.2 интервалы перфорации (197942000 м) и (1955;1975 м). Образцы были отобраны из посгбайосских, мезозойских отложений Занзибарского НГБ. Присутствие полиаренов в-конденсатах, начиная с нафталина и до 1,12-бензперилена, отмечено высоким процентом их встречаемости, равным ста (рис. 2). Такой же состав и распределение полиаренов повторяется в образцах ОВ пород, однако лепсие углеводороды до фенантрена отсутствуют. Большинство присутствующих полиаренов в ОВ подземных вод имеют процент встречаемости равный 40, исключение составляют - дифенил, флуорен,
^ &сгречяенот
25 зо. Лолмреяи
Рис. 2. Состав и распределение полиаренов в природных объектах окраин
(Занзибарского НГБ). Обозначения: ОВ пород---; ОВ подземных вод-
Полиарены:
9. фепаптреп
10. алкнлфенантрсн , 11. трифеинлен
12. хриэсн
13. бсизфснантрси И. пицеп
15. антрацен ,
16.алкилантрацен
1. бензол
2. дифенил
3. дифеииленсульфид
4. кирбазол
5. нафталин
6. ¡ижшшафталин
7. акепафтеп
8. флуорен
17. антрахинон ; 18. тетрафеп
19. алкнлтетрафен
20. пснтафсп
21. тстрацен
22. 1,2-бс1тстраиеп
23. пирен
24. алкплпирен
восточной части Африки -—; конденсат—»—.
25. нафтобеизпирен (.26. 3,4-беизпирен
27. антантрен
28. перилен
29.1,12-бешперилен
30. коронсн
31. флуорантен
32. рубицен
3,4-бензпирен, процент встречаемости которых раы-ц 100, 80, 60 (соответственно). Шесть полиаренов, отсутствующие во всех природных объектах Занзибарского НГБ, не встречены также во всех образцах, описанных ранее НГП. Кроме того, во всех исследуемых образцах отсутствуют следующие полиарены: карбазол, антрацен, алкидантрацен, антрахинон, тетрафен, алкшггеграфен, антантрен, коронен, флуорантен.
Характерными полиаренами в ОВ подземных вод для этой площади являются следующие: дифенил, дифениленсульфид, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен, пицен, пирен.алкилпирен, 3,4-бензпирен, перилен, 1,12-бензперилен.
Установлены корреляционные связи между полиаренами ОВ подземных вод с полиаренами ОВ пород и конденсатов изученной площади.
По разработанным автором критериям состав полиаренов в ОВ подземных вод месторождения Сонго-Сонго указывает на присутствие скорее газоконденсатной залежи, чем нефтяной, а, возможно, это месторождение смешанного типа (НГК).
Состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод различных нефтегазоносных провинций показан на рис. 3. Состав полиаренов в ОВ подземных вод Днепровско-Припятской ГНП характеризуется двумя максимумами, которые соответствуют высоким процент! встречаемости от бензола до хркзека, чго связано с примесью сапропелевого типа ОВ, и от пирека до антакгрена, что обусловлено примесью гумусового материала.
Состав полиаренов ОВ подземных вод Прикаспийской НГП характеризуется наличием множественных максимумов. Высокий процент встречаемости нафталина, фенантрена, антрацена можно объяснить наличием примеси сапропелевого ОВ, а примесь гумусового ОВ ответст-
Рис.3. Состав и Обозначения:
Полиарены: I.бензол
2. дифенил
3. дифепнлеисульфид
4. карбазол
5. нафталин
6. илкшшафтшшп
7. ицишфтси
8. флуорен
распределение полиаренов в ОВ подземных вод различных нефтегазоносных провинций.
Днепровско-Припятская ГНП----; Прикаспийская НГП — * — * — ;
Лено-Тунгусская НГП—о — о— ; Занзибарская НГБ ......
9. феиантрен
10. алкилфенаитрен
11. трифсшшен
12. хризен
13. бспэфенантрсн
14. шщсн
15. антрацен
16. алкмлашрацсн
17. аитрахинон
18. тстрафен
19. ¡шкилтетрафси
20. иентафсн
21. тигрицей
22. 1,2-бсН)1с!рацси
23. мирен
24. алкшширеп
25. нафтобензпнрен
26. 3,4-бензпирен
27. аитантрен
28. перилен
29. 1,12-бснзпсрилсм
30. коронсн
31. флуораптеп
32. рубицеп
венна за появление высокомолекулярных подиаренов: пирена, перилена, коронена, - так же имеющих высокий процент встречаемости.
Из рис. 3 также можно видеть, что низкомолекулярные полиарены в ОВ подземных вод - Лено-Тунгусской НГП (от бензола до алкилнафталнна) имеют самый высокий процент встречаемости. Процент встречаемости высокомолекулярных структур значительно ниже, чем низкомолекулярных, что обусловлено сапропелевым типом ОВ древних отложений.
В составе полиаренов ОВ подземных вод Занзибарского НГБ самый высокий процент встречаемости принадлежит низкомолекулярному ароматическому соединению, - дифенилу, с постепенным уменьшением в сторону карбазола, потом значение процента встречаемости постоянное от фенантрена до пшена. Высокомолекулярные ароматические соединения: пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен и перилен, а также 1,12-бензперилен - имеют очень высокий процент встречаемости. Появление их можно объяснить наличием неокисленного ОВ гумусовой природы, связанной с лигнином высшей растительности.
Из рис. 3 видно, что специфики величины процента встречаемости и состава полиаренов каждой из изученных провинций не совпадают, так как имеют свой индивидуальный состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод.
В зависимости от возраста отложений изменяется количество полиаренов. Более молодые отложения характеризуются составом большого числа полиаренов в ОВ подземных вод, а древние - значительно меньшим. Так, набор наиболее информативных полиаренов, процент встречаемости которых 30 и выше, в ОВ подземных вод Днепровско-Припятской ГНП состоит из 18, Прикаспийской НГП - из 15, а Лено-Тунгусской НГП - всего из 8 (см. табл. 2).
Таблица 2.
Индивидуальный состав полиаренов* в ОВ подземных вод различных нефтегазоносных провинций бывшего СССР.
Название НГП, возраст отложений Состав полиаренов Общее число
1 2 3
Днепровско-Припятская ГНП (палеозойские) бензол, дифенил, карбазол, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трифени-лен, хризен, пицен, антрацен, тетра-фен, пирен, алкилпирен, антантрен, перилен 18
Прикаспийская НГП (палеозойские) бензол, нафталин, алкилнафталин, фенантрен, алкилфенантрен, трифени-лен, хризен, антрацен, алкилантраиен, пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, !,12-бензперилен 15
Лено-Тунгусская НГП (рифейские, вендские, нижнекембрийские) бензол, нафталин, алкилнафталин, фенантрен, алкилфенантрен, хризен, антрацен, трифенилен 8
В отложениях Днепровско-Припятской ГНП (палеозойский НГК) в прибрежно-морских фациях со сносом растительного материала преобладает сапропелево-гумусовое ОВ. В отложениях Прикаспийской НГП (палеозойский НГТС) также присутствует смешанное сапропелево-гумусовое ОВ. В Лено-Тунгусской НГП для древних отложений (рифейских, вендских и нижнекембрийских) характерно сапропелевое ОВ.
- Учитывались только наиболее информативные полиарены, процент встречаемости которых равен 30 или выше.
Общим для ОВ подземных вод исследованных нефтегазоносных провинций является:
- отсутствие шести полиаренов - бензфенантрена, пентафека, теграцеяа, 1,2-беязтетрацена, нафтобешпирена, рубицена;
- наличие комплекса, состоящего из двадцати шести полиаренов, имеющих различную величину процента встречаемости, который может служить показателем нефтегазоноскости локальных структур различных нефтегазоносных провинций: - бензол, дифенил, дифениленсульфид, карбазол, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, антрахинон, флуорен, фенантрен, алхилфенантрен, трифенилек, хризен, пицен, антрацен, алкилантрацен, тетрафен, алкшппрафен, пирен, глкилпирен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, 1,12-бензперилен, корокен, фдуорантен.
В разработанном комплексе полиаренов в ОВ подземных вод только четыре ароматических соединения имеют величину процента встречаемости равную 30 и ниже - дифенил, дифениленсульфид, тетрафен, алхилтетрафен, - а, значит, являются менее информативными, чем остальные, у которых величина процента встречаемости равна 30 и выше.
Разработанный комплекс полиаренов в ОВ подземных вод, используемый автором в качестве гадрогеохимичгского критерия нефтегазоносности, принципиально отличается от других критериев, до сих пор используемых, тем, что критерием нефтегазоноскости является не одно (бензол) или два (бензол и толуол) соединения, г целый набор информативных ароматических соединений. Так, пробы ОВ подземных вод Н- и ГК-ыесторождений либо не содержат бензол, либо содержат его в фоновых количествах и только некоторые пробы ОВ подземных вод Н-месторождений (древнейших отложений Лено-Тукгусской НГП) характеризуются более высокими количествами. При существующем несоответствии в распределении бензола в ОВ подземных вод один бензол никак не может быть показателем ни нефтяных, ни газоконденсатных залежей. Видимо, бензол в ОВ подземных вод может только дополнять
информацию о нефтегазсяссиссти, которую дает комплекс полиаренов как гидрогеохимическии критерий прогноза продуктивности локальных структур.
Выявленные корреляционные связи между полиаренами ОВ подземных вод н полиаренамл, входящими в состав конденсатов, нефтей и ОВ пород различных НГП позволили разработать комплекс полиаренов з ОВ подземных вод, состоящий из двадцати шести вышеперечисленных полиаренов, который можно использовать в качестве критерия нефтегазоносности. что наглядно показывает пример Прикаспийской НГП.
Таким образок, набор наиболее информативных полиаренов значительно шире в ОВ подземных вод карбона по сравнению с ОВ подземных вод более древних отложений (ркфей, венд, нижний кембрий). Однако несмотря на это - полиарены, характерные для последних, повторяются в наборе ОВ подземных вод (карбона) для различных НГП. Примечательно, что набор информативных полиаренов в ОВ подземных вод древних отложений отличается отсутствием более тяжелых полиаренов, начиная с пирена, что свидетельствует о взаимосвязи между типом исходного ОВ и составом полиаренов.
Разработанный метод исследования состава и распределения полиаренов в целостной нефтегазоконденсатной геологической среде различных нефтегазоносных провинций позволили автору работы преодолеть наиболее трудный вопрос в аиалитико-методолопгческом отношении - системное изучение показателей нефтегазоносности а различных природных объектах единым методом анализа, а также теоретически обосновать существование комплекса полиаренов в ОВ подземных вод как нового критерия нефтегазоносности, разработанного на основе установленных корреляционных связей полиаренов в ОВ подземных вод с полиаренамн нефтей, конденсатов и ОВ пород.
Глава 4.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА РАНГОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР
Подземные воды, контактирующие с УВ залежами, являются наиболее информативным источником о продуктивности локальных структур, так как они отражают особенности и характерные признаки полиаренов, находящихся в нефтях, конденсатах и ОВ пород.
Состав и распределение полиаренов в системе нефти-конденсаты-ОВ подземных вод и пород различных нефтегазоносных провинций России и стран СНГ представлены в таблице 3, из которой видно, какие полиарены, входящие в состав ОВ подземных вод, совпадают с полиаренами, нефтей и конденсатов. Исключение составляет антрахинон, который был определен только в нефтях. В таблице приведены усредненные значения процента встречаемости полиаренов в анализируемых образцах природных, объектов. Подземные -воды, в которых определялись . полиарены, представлены разными типами с различной минерализацией -и степенью мегаморфизации. Пробы подземных вод Прикаспийской НГП отличаются к тому же аномально высокими содержаниями кислых газов, сероводорода и углекислого газа.
Комплекс полиаренов, используемый как кр,ггерий нефтегазоносности, состоит из двадцати пяти теоретически и методически возможных определений полиаренов ОВ подземных вод для всех изученных НГП. Исключением является состав ОВ подземных вод Прикаспийской НГП, который включает еще три полиарена (алкилантрацен, алкилтетрафен, 1,12-бензперилен) кроме тех, которые входят в общий комплекс. Это, видимо, объясняется тем, что среди проб вод Прикаспийской НГП преобладают конденсационные воды Астраханского ПСМ. Конденсационные воды - аномальные и отражают влияние свободных УВ в ловушках. Особыми свойствами эти воды обязаны подземной конденсации паров воды изначально растворенных в
Таблица 3.
Состав и распределение полиаренов в системе нефть-кондеисат-ОВ ' - подземных вод к пород различных нефтегазоносных провинций
России и стран СНГ_
п/п Название углеводородов (по системе Клара) средняя величина % встречаемости
ОВ подземных вод конденсат нефть порода
Лено-Тунгус-схая НГП Днепров-ехо-При-шггская ГНП Прикаспийская НГП Прикаспийасая НГП
1 Бензол 80 68 36 29 60 0
2 Дифенил 22 58 20 71 70 0
3 Дифениленсульфид 8 16 30 43 0 0
4 Карбазол 30 58 30 57 30 0
5 Нафталин 99 84 78 71 100 0
6 Алкилнафталин 65 84 74 71 90 0
7 Аценафтея 27 73 30 43 50 0
8 Флуорен 30 35 30 57 80 0
9 Фенантрен 45 79 84 100 100 100
10 Алкилфенантрен 39 79 52 100 100 100
И Трифенилен 39 52 68 86 70 25
12 Хризен 37 47 68 86 100 100
13 Бензфекантрен 0 0 0 0 0 0
14 Пилен 29 35 30 . 100 0 25
15 Антрацен. 39 47 84 100 90 100
16 Алкилантрапеп 0 0 37 71 90 100
17 Антрахинон 0 0 0 0 20 25
.18 Тетрафен 30 47 30 57 50 75
19 Алкилтетрафен 0 0 15 29 50 50
20 Пентафен 0 0 0 0 0 0
21 Тетрацен 0 0 0 0 0 0
22 1,2-бензтеграиен 0 0 0 0 0 0
23 Пирен 1 30 84 68 100 100 100
24 Алкилпирен 6 52 • 68 86 100 25
25 Нафтобензпнрен 0 0 0 0 0 0
26 3,4-бензпнрея 18 30 58 100 80 100
27 Антантреи 27 58 52 71 100 75
28 Перил ен 25 35 58 20 100 100
29 1,12-бензперилен 0 0 47 0 60 75
30 Коронен 28 30 30 43 0 25
31 Флуорантен 25 . 30 30 43 80 75
32 Рубипен 0 0 0 0 0 0
углеводородной фазе. Конденсационные воды характеризуются низкой минерализацией и повышенной растворяющей способностью, поэтому набор полиаренов в них более многочислен, чем в других пробах ОВ подземных вод и их информативность гораздо выше.
Используя данные по полиаренам ОВ подземных вод и пород, нефтей и конденсатов изученных НГП, разработан метод для прогноза непродуктивных и продуктивных локальных структур (нефть, газ, газоконденсат).
В основу этого метода положены выявленные автором корреляционные связи между полиаренами ОВ подземных вод и полиаренами ОВ пород, нефтей, конденсатов. Методика предусматривает подсчет рангов в функции классификации (Фкл), то есть в Фкл входят два параметра - состав полиаренов в ОВ подземных вод, различный набор их. и интенсивность соответствующих линий в квазилинейчатых спектрах флуоресценции. Можно сказать, что при подсчете рангов интенсивность полиаренов такой же параметр, ~ как и наличие соответствующего набора полиаренов в спектре исследуемого образца ОВ подземной воды.
Интенсивность, высота линий в квазилинейчатых спектрах флуоресценции полиаренов, измеряется в условных еяеницах (у.е.). Максимальная интенсивность принята за 100 у.е. н делится на пять равных частей. Интенсивность каждого полиарена в спектре оценена в соответствующее число рангов:
. от 0 - 21 у.е. • очень слабая (о.с.) -1 ранг, от 21-41 у.е. • слабая (с) - 2 ранга, от 41-61 у.е. - средняя (ср) - 3 ранга, от 61 - 81у.е. - интенсивная (и) - 4 ранга, от 81 до 100 ул. - очень интенсивная (о.и.) • 5 рангов.
Например, в квазилинейчатом спектре флуоресценции образца ОВ подземной воды определены пять линий со следующими интенсивносгями:
1.-бензола-10у.е.,(о.с)-1ранг,
2. - нафталина - 58 у.е., (ср) -} ранга,
3. - дифенила - 39 у.е., (с) • 2 ранга,
4. - фенантрена -76у.е., (й) - 4 ранга,
5. - хризена - 85 у.е., (о.и) - 5 рангов.
Функция классификации (Фкл.) включает состав полиаренов и интенсивность в рангах каждого углеводорода, а затем подсчитывается сумма рангов всех углеводородов. В данном условном примере сумма рангов равна 1+3+2+-4+5=15, что означает, что "функция классификации" равна 15, а запись Фкл.=15. По этой функции проводится классификация локальных структур на продуктивные (нефтяные, газоконденсатные и газовые) и непродуктивные.
Полуколичественный подсчет рангов сокращает время на анализ и дает весьма ценную информацию о прогнозе продуктивности локальных структур, так как интенсивность линий полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции и их наличие находятся в прямой зависимости от продуктивности пласта. Так, образцы ОВ подземных вод непродуктивных структур содержат от 2 до 4 полиаренов, лиши которых в квазилинейчатых спектрах фосфоресценции имеют слабую интенсивность, то есть, имеющиеся в наличии полиарены содержатся в ОВ подземных вод в очень малых количествах, поэтому количество рангов низкое.
Информативность полиаренов складывается из процента встречаемости и процента интенсивности. Если учитывать только один процент встречаемости, то можно сказать, что практически это не полная характеристика информативности полиарена, входящего в определяемый комплекс. Встречаемость подсчитывается следующим образом. Например, взято для анализа 10 проб ОВ подземнш вод и в каждой пробе
определен бензол, следовательно, процент встречаемости бензола равен 100. Процент интенсивности включает в себя значение процента встречаемости в определяется так же подсчетом. Например, бензол был определен во всех десяти образцах ОВ подземных вод и его десять линий в квазшшнейчатых спектрах флуоресценции имели различную интенсивность, то есть различную высоту, оцененную в рангах, как было описано выше: одна • средняя (ср), пять - слабых (с), три - очень слабые (ос) и две -интенсивные (и), тогда сумма рангов составит (1хЗ)+(5х2)+(Зх1)+(2х4)=24 ранга. Высший ранг это - 5, если бы линия была очень интенсивная и тогда 100-процентная интенсивность для 10™ линий составляла бы 5x10=50 (рангов), а у нас 24 ранга. Решаем простое уравнение:
50 - 100% 1 24x100
24 - X )■ тогда х =-1Г-= 48,0%;
откуда следует, что процент интенсивности равен 48,0%. Это значение показывает, что бензол • показатель нефтегазоносного! высокоинформационный . . _ ''
Результаты исследования состава и распределения пояиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод различных НГП, указывающих на нефтеносные, газоконденсатные или газоносные горизонты, а также непродуктивные горизонты различных локальных структур, сведены в четыре специфики на рис. 4-7.
Специфики отражают величины (процентов) встречаемости и интенсивности состава полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных и продуктивных горизонтов различных локальных структур. Для построения этих гистограмм было отобрано равное число проб (по десять) ОВ подземных вод из нефтеносных (рис. 4), газоконденсатных (рис. 5), газоносных (рис. б) и непродуктивных (рис. 7) горизонтов различных локальных структур, поэтому все значения величин (процентов) встречаемости и интенсивности - усредненные.
Рис. 4 иллюстрирует специфики величин (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов. Высокие и средние величины (процентов) встречаемости (50, 70, 90) отмечены для следующих легких и тяжелых полиаренов: флуорена, нафталина, алкилнафталина, фенантрена, антрацена, пирена. Величина (процента) интенсивности у всех вышеперечисленных полиаренов равна от 38 до 60. В образцах ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов встречается 3,4-бензпирен, так же входящий в разработанный комплекс показателей нефтегазоносности. Процент встречаемости 3,4-бензпирена равен 30, а процент интенсивности - 22.
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов различных локальных структур нефтеносных провинций отличают высокие и средние значения величин (процента) интенсивности легких полиаренов (до фенантрена) и низкие • тяжелых (от фенантрена до флуорантена). Функция классификации для нефтеносных горизонтов Фхл."Н" равна от 26 до 43 рангов.
Рис. 5 демонстрирует специфики величин (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиаренов в хвазилиненчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов. Высокий процент встречаемости равный 100 отмечен у таких соединений как: карбазол, нафталин, алкилнафталина,' аценафтен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенклен, антрацен, пирен, антантрен, перилен. Отмечены высокие величины процента интенсивности равные от 36 до 76.
В составе полиаренов ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов присутствует 3,4-бензпирен, также как и в ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов, величина процента встречаемости которого равна 80, а - процента интенсивности - 52.
Рис. 4. Специфики величии (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиаренов и квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных под нефтеносных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций, Фкл."Н"=26т43 рангов.
Рис. 5. Специфики величин (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций, Фкл.=38466 рангов.
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций отличают большие значения процента интенсивности легких, средних и тяжелых полиаренов, функция классификации для газоконденсатных горизонтов Фют."ГК" равна от 38 до бб рангов.
Рис. б - представляет специфики величины. (процентов) встречаемости и интенсивности состава полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоносных горизонтов. Обращает внимание очень интенсивная практически одна линия бензола в квазилинейчатом. спектре флуоресценции, величина процента встречаемости ее равна 100 и величина процента интенсивности также высокая, равная • 77. Все остальные обнаруженные полиарены а комплексе: дифенил, нафталин, алкилнафталин, флуорен - имеют процент встречаемости не выше 60, процент интенсивности не выше 30, а для остальных полиаренов - ниже, поэтому их значения считаются "фоновыми".
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоносных горизонтов различных локальных структур отличает наличие очень интенсивной линии бензола, а все остальные соединения в спектре имеют фоновые значения интенсивности. Функция классификации для газового горизонта Фкл."Г" равна от 12 до 22 рангов.
Рис. 7 представлены специфики величин (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения в квазилинейчатых спектрах флуоресценции полиаренов в ОВ подземных вод "непродуктивньи структур". Здесь отмечен высокий процент встречаемости - до 60 (легких и средних) тзолиаренов, но из-за малого процента интенсивности равного 20 или ниже, они мдгут быть отнесены к "фоновым значениям": бензол,
Рис. 6. Специфики величии (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоносных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций, Фкл.= 12*22 рангов.
Рис. 7. Специфики величин (процентов) встречаемости и интенсивности состава и распределения полиареноп в хвазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных пропиицнП, Фкл."Н.С."=8;20 рингов.
нафталин, алкилнафталин, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен.
Таким образом, состав и распределение лолиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций отличает наличие в спектрах малоинтенсивных линий легких и средних полиаренов до пирена. Функция классификации для непродуктивных структур Фкл."НС" равна от 8 до 20 рангов.
Установлено, что состав полиаренов ОВ подземных вод непродуктивных структур совпадают с составом соединений ОВ подземных вод продуктивных горизонтов, однако, значения (процентов) встречаемости и интенсивности очень низкие.
Достоверность раздельного прогноза продуктивных горизонтов и отбраковки - непродуктивных горизонтов различных локальных структур исследованных нефтегазоносных провинций (Предкарпатской НГО и Днепровско-Припятской ГНП) подтверждают 95% совпадение результатов, полученных геохимическим методом ранговой классификации, с промысловыми данными (ИГиГГ АН Укр., г. Львов).
Выявлены непродуктивные локальные структуры Лено-Тунгусской НГП: - Балаганкинскинская пл. поисковая скв. 2 (2295-2498 м), скв. 2 (2295-2308), Верхне-Катангская пл., поисковая скв. 160 (2950 м), Верхнечонская скв. 26, (1580-1590 м), скв. 39 (1634-1644 м), скв. 37 (13541387 м). Результаты прогноза по непродуктивным горизонтам вышеперечисленных площадей (ПГО "ВосгСибнефтегазгеология", г.Иркутск) полностью совпали с результатами испытания пластов. Результаты раздельного прогноза продуктивности (нефть, газ, газоконденсат) других площадей Лено-Тунгусской НГП совпадают в двадцати случаях из двадцати одного, подтвержденный погноз составляет 96%.
Прогноз продуктивности по составу и распределению лолиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод пл. Сонго-Сонго разведочной скв. 2 (]979;2000м) и (1955^ 1975м) Занзибарского НГБ полностью совпал с результатами, полученными работником французской фирмы БЬааЬап №оп.
Таким образом:
показана возможность использования разработанного геохимического метода ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивности и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур НГП;
- установлены критерии раздельного прогноза продуктивных (нефть, газ, конденсат) и непродуктивных горизонтов различных локальных структур по составу и распределению полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции в ОВ подземных вод. входящих в состав комплекса - показателя нефтегазоносности;
- выявлены индивидуальные наборы наиболее информативных лолиаренов как критерии продуктивности пластов различных нефтеносносных провинций;
достоверность раздельного прогноза нефтегазоносности продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур НГП составляет 96%.
Глава 5. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА РАНГОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ
При проведении геологоразведочных работ важен не только прогноз наличия или отсутствия флюидов, но и раздельный прогноз, то есть тип флюида (нефть, газ или газоконденсат) в исследуемой структуре. Как было показано выше (в главах 3 и 4), информативным для раздельного прогноз;) продуктивности локальных структур является
комплекс полиаренов, их состав и распределение в ОВ подземных «ох, извлеченных из скважин исследуемых горизонтов. Автором получен новый фактический материал, с помощью которого сделан прогноз продуктивности площадей центральной части Днспровсхо-Пршшххой ГНИ и Предкарпатской ГНО и даны практические рекомендации, переданные в 1986 году в ИГиГГ АН Укр. (гЛьвов). Результаты прогноза продуктивности локальных площадей по составу ОВ подземных вод то разведочных и поисковых скважин сведены в табл. 4.
Прогноз нефтегазоносности разведочных площадей
Днепровско-Припятской ГНП _ ___ Таблица 4.
Названия площадей, №скв. Интервал перфорации (м)' Нефтегазоноо- ность, тип УВ залежи Непродуктивный горизонт Количество рангов
Н гк Г
1 2 3 4 5 6 7
Писарекковскал, схв, 1 3215-3227 визейский ярус, горизонт В-20 + 14
Юхсно- Афанасьевская, скв. 2 3038,5-3089,5 визейский ярус, горизонт В-16 + 66
Ярмоликцевская, аэ.2 4574-4592 нижний карбон + 16
скв. 5 3579-3647 визейский ярус + 20
Гудымская, скв. I 4671-4725 визейский ярус, горизонт В-17 + 62
4737-4798 визейский ярус, горизонт В-18 + 16
Зорьковская, скв.370 4927-4956 визейский ярус, горизонт В-20 + 26
Крещатянская, скв. 1 2607-2682 визейский ярус, горизонт В->7 н., В-20 + 61
Дальнейшее разбуриваняе поисковых и разведочных скважин, указанных в таблицах, а также исследование проб ОВ подземных вод другими методами анализа полностью подтвердили сделанный ранее автором прогноз.
Прогноз продухтнвносга нефтеносных горизонтов различных локальных структур для вышеперечисленных нефтегазоносных провинций имеет принципиальное значение, в связи с тем, что глубинные подземные воды часто характеризуются малой минерализацией (по В.В.Колодшо). Применение геохимического метода ранговой классификации для раздельного прогноза локальных структур позволяет прогнозировать нефтегазовосность также а тех провинциях, где имеются глубинные маяоминераднзоваяные воды, что является большим преимуществом предлагаемого метода. Практически возможно осуществление контроля геолого-разведочных работ от поноса до разработки.
• Учитывая наличие большого числа • полиаренов. в составе ОВ подземных вод высокой минерализации Днепровско-Припятской ГНП, можно использовать этя воды . как сырье для химической промышленности, например, получения дорогостоящих полиаренов.
На основе анализа проб ОВ подземных вод из разведочных скважин 8, 27 я '42 Астраханского .ГКМ даны положительные рекомендации о продуктивности горизонтов. Состав и распределение подиареноз в ОВ подземных вод нз этих скважин соответствует тем показателям, которые характерны для газоконденсатных (ГК) залежей. Состав и распределение полиаренов ОВ подземной^ воды из скв. 8 характеризуются многочисленностью н высоким процентом встречаемости их, поэтому можно е уверенностью сказать, что исследуемая плошадь содержит ГК. Сравнительный анализ результатов состава и распределения полиаренов в образцах ОВ подземных вод и газоконденсатов нз скв. 27 и 42,
показывает их сходство, что подтверждает правильность прогнозных оценок.
Полученные данные были переданы в СевКавНИИГАЗ для практического использования.
Исследования состава и распределения полиаренов ОВ подземных вод методом ТЛС положены в основу раздельного прогноза продуктивности разведочных площадей Леяо-Туягусской НГП. Даны положительные рекомендации о нефтегазоносносга некоторых площадей Лено-Тунгусской НГП, отнесенных при испытании пластов ПГО "ВосгСибнефтегазгеояогия" х неперспективным и, потому скважины на этих площадях были лихвидированны в 1984 году. В связи с этим, было предложено повторное разбуривание необоснованно ликвидированных скважин на следующих площадях: пл. Подволочка*, скв. 161, 2954-2927 м; пл. Усть-Кутская, скв. 10, (2096-2669 м); пл. Тэтэрска*, скв. 278, (2130-2198 м); м. Дулисьминское, скв. 11, (2486-2552 м); м. Верхнечонское, скв. 24,
(1б10-1618м); пл. Хушманская, скв. I, (2770-2805 м); пл. Чорскал, скв. 2,
>
(3110-3201 м): м. Даниловское, скв. 1, (1600-1606 м).
Раздельный прогноз продуктивности, проведенный для перечисленных площадей Лено-Тунтусской НГП, геохимическим методом ранговой классификации, позже был подтвержден данными других (люминесцентно-битуминологического, химического и люмттеохеятпо-петрографического) методов анализа. Даны также рекомендации о продуктивности пласта по результатам исследования полиаренов в ОВ подземных вод' поисковой скв. №2, м, Сонго-Сонго, Применение геохимического метода ранговой классификации позволило сделать прогноз наличия ГК. Этот вывод позже бьщ подтвержден другими методами анализа. Исследование состава полиаренов в ОВ подземных вод нз этой скважины выявил набор полиаренов (от бензола до флуорена) характерный для ГК пласта.
Прогноз нефте- и газоносности площадей и непродуктивных схрунур геохимическим методом ранговой классификации может быть проведен в любом регионе, на любых этапах нефтегазопоисховых работ, независимо от типа вод, вх метаморфизации, минерализации и содержания кислых газов. Разработанный метод может быть применен не .только а геологии, яо и в других областях, гае есть нужда в использовании информации о составе и распределении поляаренов в жидких средах.
Необходимо отметить экологический аспект использования подобных вод. Минерализованными водами можно пользоваться тольхо после очистки я контроля содержания в них полиаренов. Сбрасывать эти воды > поверхностные водоемы опасно, так как они содержат токсичные яолизреяы, из которых многие являются ядами ! и II поколения.
Предложенный метод в настоящее время внедрен автором в слезающих областях промышленности как метод контроля: . . .. ?. чистоты вод, которыми промывают микросхемы, используемые в электронной промышленности для народного хозяйства;
• чистоты химических реактивов в химической промышленности;
• концентрации канцерогенных, мутагенных соединений и ядов I и II поколения в водах (питьевых, сточных, озерных, морских, океанических) для охраны окружающей среды;
- чистоты продуктов питания и биологического витаминного комплекса (БВК), идущего для откорма скота и птицы в лишевой Промышленности. Документы имеются.
В . работе предложены методические рекомендации по использованию геохимического метода ранговой классификации; 1.x 100 мл. пробы исследуемой подземной воды добавляются четыре мл н-гехсана и смесь встряхивается в течение 10 минут, а затем отдаляется н-гехсановый эксграт для замораживания жидким азотом;
2. замороженный н-гексановый экстракт помешается в флуоресцентный спектрофотометр и с помощью приема спектрального фракционирования, получают квазилинейчатые спектры флуоресценции двадцати шести полиаренов;
3. суммируют ранги по интенсивности присутствующих полиаренов, что составляет функцию классификации (Фкл.);
4. осуществляют раздельный прогноз продуктивности горизонтов и отбраковку непродуктивных горизонтов различных локальных структур, основаный на оценке состава полиаренов и интенсивности линий в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод, подсчитанных в рангах:
нефтеносный горизонт - линии в спектре легких, средних и тяжелых
полиаренов по интенсивности средние и слабые, а Фкл."Н" = 26=43 рангов,
газоконденсатный горизонт - линии в спектре легких, средних и тяжелых полиаренов интенсивные или очень интенсивные, а Фкл.'ТК" = 38+66 рангов,
газоносный горизонт - выделяется очень интенсивная линия бензола в спектре на фоне других линий полиаренов по интенсивности очень слабых, а Фет."Г' = \2&2 рангов,
непродуктивный горизонт - все линии полиаренов в спектре по
интенсивности очень слабые, составляющие "фоновые значения", а Фхл."НГ"= 8;20 рангов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основные результаты исследований сводятся к следующему. 1. Решена крупная научная проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение, - разработан геохимический метод
ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивности горизонтов (нефть, газ,-газоконденсат) различных локальных структур и отбраковки непродуктивных горизонтов, использующий комплекс полиаренов ОВ подземных вод в качестве показателя нефтегазоносности. Полиарены определяются высокочувствительным и селективным методом тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии (ТЛС), что открывает новые перспективы исследования целостной нефтегазовой геохимической среды (нефть-конденсат-ОВ подземных вод н пород) на основе теоретического и экспериментального изучения состава и распределения полиаренов единым методом анализа.
2. Разработан метод ТЛС (на основе эффекта Шпольского) и методология определения сразу тридцати двух полиаренов непосредственно в исследуемой пробе без предварительной обработки, концентрирования и разделения на отдельные фракции. Метод защищен авторскими свидетельствами и пригоден для анализа нефтей, газоконденсатов, ОВ пород и подземных вод различной минерализации, метаморфизации. Чувствительность метода определения полиаренов ОВ подземных вод составляет 1(И мг/мл.
Разработаны два варианта оценки результатов анализа, полученных методом ТЛС. Первый - полуколичественный, использующий информацию о содержании полиаренов в рангах. Преимущество полуколичественной оценки полиаренов в ОВ подземных вод как варианта рационального, информативного и перспективного показано на примере палеозойских отложений Днепровско-Припятской ГНП, палеозойских отложений Прикаспийской НГП, рифейских, вендских и кембрийских отложений Лено-Тунгусской НГП, мезозойсхих, (постбайосских) отложений Занзибарского НГБ (восточная окраина Африки). Второй, - количественный, использующий построение графиков зависимости интенсивности линий в спектре определяемого полиарена от его концентрации. Выведено уравнение регрессии и найдены
коэффициенты. Кроме того, обработку экспериментального материала проводили на ЭВМ "Искра"-1256 методом наименьших квадратов. Вышеперечисленные варианты оценки результатов анализа основаны на большом фактическом материале и все спектрограммы полиаренов получены по единой аналитической методике.
3. Выявлены основные закономерности изменения состава и распределения полиаренов в системе (нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород) нефтегазоносных провинций с различными геолого-геохимическими условиями и геологическим строением. Установлено, что двадцать шесть полиаренов в ОВ подземных вод являются характерными для нефтегазовой геологической среды и составляют необходимый комплекс, который используется в качестве показателя нефтегазоносности.
4. Установлены корреляционные связи полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей-конденсатов-ОВ пород. Экспериментально установлено, что состав полиаренов ОВ подземных вод повторяет состав полиаренов нефтей и конденсатов. Все линии полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод значительно менее интенсивные, чем линии полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции нефтей и конденсатов. Выявлены корреляционные связи полиаренов в ОВ конденсационных вод с полиаренами конденсатов Астраханского месторождения и показано, что опресненные, конденсационные воды, способствуют растворению органических компонентов из углеводородных залежей, а также являются более информативными, чем пластовые воды. На примере м. Тенгиз установлены корреляционные связи полиаренов нефтей и ОВ пород.
5. Выявлен комплекс полиаренов ОВ подземных вод как новый показатель продуктивности лекальных структур различных нефтегазоносных провинций. Дана оценка информативности, величина процента встречаемости каждого показателя. Установлено, что такие полиарены, как: бензол, дифенил, карбазол, дифенилснсульфид,
нафталин, алхилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трнфенилен, хрязен, пицен, антрацен, тетрафен, пирен, алкшпгарен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, хоронен, флуорантен -присутствуют во всех пробах ОВ подземных вод, их встречаемость составляет от 20 ? 80%; алхилантрацен, алхилтетрафен, 1,12-бензперилен -встречаются только в пробах ОВ подземных вод Прикаспийской НГП.
6. Экспериментально установлено, что для каждой нефтегазоносной провинции существует индивидуальный набор полиаренов, чем более древние отложения, тем меньше число их. Количество полиаренов в ОВ подземных вод зависит от типа ОВ и от возраста отложений. Наименьшее число полиаренов в наборе равно восьми в ОВ подземных вод более древних отложений сапропелевого типа Лено-Тунгусской НГП, в отложениях карбона Прикаспийской НГП повышается до 15 и в отложениях карбона Днепровско-Припятской ГНП равно 18.
7. Разработаны теоретические основы геохимического метода ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивности горизонтов и для отбраковки непродуктиных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций:
нефтеносный горизонт - линии в спектре, легких, средних и тяжелых
полиаренов по интенсивности средние и слабые, а Фхл."Н" = 26443 рангов,
газоконденсатный горизонт - линии в спектре легких, средних и тяжелых полиаренов интенсивные или очень интенсивные, а Фкл.'ТК" = 38*66 рангов,
газоносный горизонт - выделяется очень интенсивная линия бензола в спектре на фоне других линий полиаренов по интенсивности очень слабых, а Фкл.Т' = 12;22 рангов, непродуктивный горизонт - все линии полиаренов в спектре по
интенсивности очень слабые, составляющие "фоновые значения", а Фкл."НГ"= 8420 рангов.
Установлено 96% совпадение результатов, полученных геохимическим методом ранговой классификации по составу полиаренов ОВ подземных вод Лено-Тунгусской НГП и Днепровско-Припятскон ГНП с прогнозными опенками нефтегазоносносги, которые представлены производственно-геологическими объединениями (ПГО). Получен высокий экономический эффект от внедрения предлагаемого метода на территории Лено-Тунгусской НГП (м. Собинское и м. Верхнечонское), Днепровско-Припятской ГНП, подтвержденный документами. Положительный прогноз подтвердился на 95%.
8. Возможен контроль результатов опробования и испытания скважин геохимическим методом ранговой классификации на разных этапах геологоразведочных работ. Так, на основании положительных результатов, г. гученных геохимическим методом, были рекомендованы для повторного разбуривания скважины, ликвидированные в 1984 году как неперспективные, на территории Лено-Тунгусской НГП.
9. Метод ТЛС для определения большого числа полиаренов в отдельно взятой пробе внедрен как прецизионный метод контроля концентрации полиаренов в жидких средах в различных областях промышленности (электронной, химической, пищевой), а также для охраны окружающей среды.
В представленной работе защищаются следующие основные положения:
1. Методологический подход и единый молекулярный люминесцентно'-спекгральный метод определения тридцати двух полиаренов в целостной нефтегазокондексатной геологической среде.
2. Теоретическое обоснование существования комплекса полиаренов ОВ подземных вод как нового критерия нефтегазоносносги, разработанного на основе установленных корреляционных связей полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей, конденсатов и ОВ пород.
3. Эффективный и рациональный геохимический метод ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур нефтегазоносных провинций.
4. Возможность применения геохимического метода ранговой классификации доя раздельного прогноза продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов различных локальных структур на примере (кайнозойских отложений) Предкарпатской НГО, (палеозойских отложений) Днепровско-Прнпятской ГНП и Прикаспийской НГП, (рифейских, вендских и кембрийских отложений) Лено-Тунгусской НГП, а также мезозойских (постбайосских) отложений Занзибарского НГБ (восточная окраина Африки).
Список основных работ по тема диссертации:
1. Журавлева Е.Д. Метод определения малых количеств бензола в подземных водах с помощью хвазитзнейчатых спектров. Научно-технический сб. "Нефтегазовая геология и геофизика" № И, ВНИИОЭНГ, М., 1971 (совт. Карякин A.B.).
2. Журавлева Е.Д. Колебательные спектры некоторых углеводородов ряда трицикло - (5, 2, 1, 0, 2, 6) - декана. Известия АНСССР, 6., М. 1971, с.15-19 (соавт. Петров Ал.А., Епишев В.И.).
3. Журавлева Е.Д. О применении люминесцентной спектроскопии при поисках нефти и газа. Экспресс-информация. Нефтегазовая геология и геофизика. № 16., ВНИИОЭНГ, М., 1973,.с. 2-8.
4. Журавлева Е.Д. Определение индивидуалышх органических соединений в подземных водах нефтяных н газовых месторождений методом молекулярной спектроскопии. II Сб. трудов ГЕОХИ. Доклады I Всесоюзного совещания по химии и инструментальным методам анализа природных, сточных вод. М., 1973. с. 13-17 (соавт. Карякнн A.B.).
5. Журавлева Е.Д. О применении люминесцентно-спектраяьных исследований для определения гидрохимических показателей нефтегазоносности // Сб. трудов ИГиРГИ. "Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений". М., 1974, с. 31-34.
6. Журавлева Е.Д. О возможности применения метода квазилинейчатых спектров для определения компонентов органического вещества подземных вод. // Сб. трудов ВСЕГИНГЕО. "Методы исследования органического вещества подземных вод". Вып. 96, ч. I, М., 1975, с. 53-57 (соавт. Каряхин A.B.).
7. Журавлева Е.Д. Способ количественного определения пиридина в воде. A.c. №468137 Б.И.СССР № 15, Гос. Ком. по делам открытий и изобретений, М., 1975, с. 44 (соавт. Карякнн A.B.).
8. Журавлева Е.Д. К вопросу определения пиридина в подземных водах нефтяных и газовых месторождений. - Изв. ВУЗ(ов). Нефть и газ, № 2, г.Баку, 1976, с. 18-20 (соавт.: Карякин A.B., Гришин А.П.).
9. Журавлева Е.Д. Определение малых количеств нафталина в подземных водах нефтяных я газовых месторождений. - Изв. ВУЗ(ов). Нефть и газ. № 7, г.Баку, 1982, с. 15-18.
10. Журавлеза Е.Д. Гкдрогеохимический способ поисков залежей углеводородов. A.C. № 913316. Б.И.СССР № 10, Гос.Ком. по делам открытий и изобретений, М., 1982, с. 18-19.
И. Журавлева Е.Д. Органические соединения в водах нефтяных и «
газовых месторождений и их определение методом квазилинейчатых спектров. / Монография. Деп. ВИНИТИ № 4819-84. М., 1984, с. 194.
12. Журавлева Е.Д. Определение малых количеств бензола и нафталина в маломинерализоваяиых водах методом квазилинейчатых спектров фосфоресценции. - // Сб. наутаых трудов ИГиГТ АН Укр. "Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных провинций", г. Киев;"Наукова Думка", 19S5. с. 25-29.
13. Журавлева Е.Д. Аналитические исследования жидких углеводородов, пластовых вод к пород при системном подходе (прогнозирование нефтеносности недр). - // Сб. докладов II Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии / теоретические и прикладные аспекты, часть II, МИНГ им. М.И.Губкнна, 1986, с. 447 (соавт.: Бакиров Э.А., Исаев Э.И., Саркисян B.C. и др.).
14. Журавлева Е.Д. Квазилинейчатые спектры люминесценции ультрамикропримесей. // Сб. докладов II Региональной конференции "Аналитика Сибири - 86" г. Красноярск, 1986, с.29-31 (соавт.: Исаев Э.И., Саркисян B.C., Петров С.И. и др.).
15. Журавлева Е.Д. Определение малых количеств тгрена как показателя нефтегазоносности методом тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии в различных геологических объектах. // Сб. докл. Республ. конф. по проблемам геологии и геофизики /, г. Баку, 1988, с. 60-61 (соавт.: Галкин A.B., Исаев Э.И.).
16. Журавлева Е.Д. Новый подход к решению задач нефтегазопоисковой органической гидрогеохимии - // Сб. тезисов докладов Всесоюз. конференции "Критерии и методы установления генетических связей в системе: нефть-конденсат-ОВ пород и вод". Труды ВНИГНИ. М., 1988, с. 104-106 (соавт.: Бакиров Э.А., Исаев Э.И.).
17. Журавлева Е.Д. Распределение полиароматических углеводородов в зонах нефтегазонакопления. - // Информ. сб. Вып. 3. "Передовой производственный и научно-технический опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. М„ 1989, с. 1-4 (соавт.: Критская СЛ., Полякова И.И.).
18. Журавлева Е.Д. Системный подход к выявлению корреляционных связей полиаренов в природных объектах. // Сб. докл, III Всес. конф. "Системный подход в геологии 1 теоретические и прикладные аспекты/". М„ МИНГ им. И.М.Губкшт, книга 2,1990. с. 45-60.
19Журавлева Е.Д. Определение канцерогенных соединений спектральным методом квазилинейчатых спектров люминесценции в нефтях, конденсатах, подземных водах нефтегазоносных областей. - Изв. ВУЗ(ов). Нефть и газ, № 3. г. Баку, 1990, с. 3-6 (соавт. Галкин A.B.).
20. Журавлева Е.Д. Прогнозирование углеводородных залежей по содержанию аренов в пластовых водах. - Геология нефти и газа, J& 12, М., 1990, с. 40-41 (соавт. Критская СЛ.).
21. Журавлева Е.Д. Углеводородный состав подземных вод Сибирской платформы (по данным тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии). Обзор М. Дел., ВИНИТИ, J6 4465-В 90, 1990, с. 20.
22. Журавлева Е.Д. Подземные воды как источник информации об углеводородных залежах. - Газовая промышленность, 10, "Недра", М., 1990, с. 54-55 (соавт. Критская С Д.).
23. Журавлева ЕЛ. Особенности осадконаколления в докунгурском верхнем палеозое Прикаспийской впадины в связи с перспективами нефтегазоносности. Нефтяная промышленность. - И Информ. сб. Вып. 1, Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности, М., 1991, с. 1-4 (соавт.: Обрядчиков О.С., Харахашьян Э.В.).
24. Журавлева Е.Д. Способ очистки синтетического органического
ионно-обмеиного материала // Патент №2006286 на изобретение; Гос.
реестр от 30.01.94., Бюял. изобр. ,Na2, Комитет РФ по потеятам и
товарным знахам (РОСПАТЕНТ). - М., 1994, с. 16 (соавт.: Пучков В.В., t
Добудько В.Д., Евграфова Г.А.).
25. Журавлева Е.Д. Использование химического состава пластовых вод для прогноза залежей углеводородов. Обзор. М. Деп. ВИНИТИ № 4302-В91, №3, б/о 327, 1992, с. 15.
26. Журавлева Е.Д. Особенности исследования подземных вод и других ' флюидов Прикаспия. Обзор. М. Деп. ВИНИТИ 4303-В32, №3, б/о 342,
1992, с. 12.
27. Журавлева Е.Д. Раздельное прогнозирование углеводородных залежей по составу аренов в пластовых водах. Обзор. М., №1253 - В -91, Дет. ВИНИТИ., № 7, б/о 380,1991, с. 26.
28. Журавлева Е.Д. Полициклические углеводороды как принципиально новые гидрогеохимические критерии прогноза нефтегазоносности по данным тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии. Обзор., М., Деп. ВИНИТИ, № 4464-В90, б/о 432,1990 г.. с. 22.
29. Журавлева Е.Д. Метод ТЛС для контроля и оценки примесей ПАУ в различных средах. М., Деп. ВИНИТИ № 12, б/о 209,1990, с. 27.
30. Журавлева Е.Д. Определение содержания полиароиатических углеводородов в системе подземная вода-нефть-конденсат-порода различных нефтегазоносных областей - II Сб. научных трудов. "Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии". М., "Наука", 1993, с. 80-84.
31. Журавлева Е.Д. Полициклические арены в подземных водах нефтегазоносных провинций Украины и их связь с залежами углеводородов - // Сб. научных трудов. "Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии". М., "Наука", 1993, с. 84-92 (соавт. Колодий В.В.).
32. Журавлева Е.Д. Прогнозирование углеводородных залежей по содержанию аренов в пластовых водах. Геология нефти и газа. М. Геоинформмарх, 1994, с. 19-22. (соавт. Критская Сл.).
33. Журавлева Е.Д. Повышение эффективности разработки нефтяных, газовых и газокоаденсатных месторождений с использованием метода тонхосгруктурной люминесцентной спектроскопии - И Сб. тезисов докладов научно-техн. конференции "Актуальные проблеммы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М., ВНИГНИ, 1994, с. 28.
34. Журавлева Е.Д. Низкотемпературная люминесцентная спектроскопия для контроля содержания токсичных соединений в подземных водах и жвдких средах. // Сб. тезисов докладов Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти н газа", М., ГАНГ им. И.М.Губкина, секция №10 - экология, 1996.
-35. Журавлева Е.Д. "Способ определения полиаренов в пластовых водах при поисках залежей углеводородов", А.С. №1695249, М., 1991. (Соаэт. Исаев Э.И.)
-
Журавлева, Елена Давыдовна
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Москва, 1997
-
ВАК 04.00.13
- Геохимический метод раздельного прогноза продуктивности локальных структур различных нефтегазоносных провинций
- Геолого-геохимические критерии прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах
- Нефтегеологические особенности и перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции
- Научное обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья
- Научное обоснование методов прогноза нефтегазоносности локальных структур
