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"
ч
На правах рукописи УДК 533.98.001.891+550.84
Г Г 5 С - 1 ФЕЗ
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, 2000 г.
Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени (РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина) и в ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий
- ВНИИГАЗ".
Официальные оппоненты: доктор г-м.н., профессор доктор г-м.н., профессор доктор г-м.н., профессор
- Ерёменко Н.А.
- Старобинец И.С.
- Романкевич Е.А.
Ведущая организация - Институт Геологии и Разработки Горючих Ископаемых (ИГиРГИ) АН РФ.
Защита состоится 2000 г. в /4 час. мин.
на заседании диссертационного совета Д.071.10.01 при Всероссийском научно-исследовательском . институте геологических, геофизических и геохимических систем (ВНИИгеосистем) по адресу: 113105, г.Москва, Варшавское шоссе, 8.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.
Автореферат разослан " Л-Jj' ÚJgJljp 2000 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета Д.071.10.01, доктор геолого-минералогических
наук, профессор /7/.-Г'<7. В.С.Лебедев
Я^ЗМ-й'Ь^о
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. В настоящее время в России остро стоят проблемы увеличения добычи природных ресурсов. Для повышения эффективности геолого-поисковых работ необходимо использование новых геохимических методов поисков нефтяных и газовых месторождений. Разработан геохимический метод раздельного прогноза нефтегазоносности продуктивных горизонтов в пределах локальных структур и отбраковки непродуктивных горизонтов по составу и распределению различных ароматических соединений (moho-, би- и полициклических углеводородов (ПАУ), составляющих класс полиаренов, а также неуглеводородов) органического вещества (ОВ) подземных вод, который способствует получению достоверной информации, так как базируется на научно-обоснованных и установленных корреляционных связях полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефти, газоконденсатов, ОВ пород.
Осуществление такого принципиально нового подхода к решению задач нефтегазопоисковой органической геохимии связано также с разработкой другого высокочувствительного и селективного метода тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии (TJIC) для определения большого числа полиаренов в одной пробе без разделения ее на отдельные фракции. Актуальность конкретной работы обусловлена также тем, что этот метод может быть применен в регионах с различными геологическими условиями, поскольку опробование его проводилось не только на нашем материке, от западных границ до восточных России и стран СНГ - (Предкарпатская НТО, Днепровско-Припятская ГНП, Прикаспийская и Лено-Тунгусская НГГТ), 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 в пределах локальных структур различных
. С I
нефтегазоносных провинций на основе выявленного комплекса полиаренов ОВ подземных вод как показателя нефтегазоносности, а также корреляционных связей полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами других природных объектов (нефть, конденсат, ОВ пород), определяемых единым методом тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии (ТЛС), с учетом теоретической и практической значимости их является решением крупной научной проблемы, имеющей важное народнохозяйственное значение.
Целью исследования является повышение эффективности геологопоисковых работ на нефть и газ на основе увеличения достоверности прогноза фазового состояния углеводородов в продуктивных горизонтах (нефть, газоконденсат, газ) с параллельной отбраковкой непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций с различными геохимическими условиями и геологическим строением: Предкарпатской НТО (кайнозойский НТК), Днепровско-Припятской ГНП (палеозойский НТК), Прикаспийской НГП (палеозойский НТК), Лено-Тунгусской НГП (рифейский, вендский и кембрийский НТК), а таюке Занзибарской НГБ (постбайосский, мезозойский НТК).
Для достижения намеченной цели необходимо было решить следующие основные задачи-.
1. Разработать методологический подход и единый метод ТЛС для исследования проб нефтей, газоконденсатов, ОВ подземных вод и пород на содержание в них большого числа полиаренов;
2. Опробовать разработанный метод ТЛС для качественного и количественного определения приоритетных (токсичных и канцерогенных) полиаренов на примере определения их в н-парафинах, технических растворителях, белково-витаминном комплексе;
3. Выявить генетические связи между полиаренами ОВ подземных вод и полиаренами нефти, конденсатов, ОВ пород;
4. Установить информативный комплекс полиаренов ОВ подземных вод, который можно рассматривать в качестве принципиально нового критерия нефтегазоносности;
5. Разработать теоретические и практические основы геохимического метода ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций с единых методических позиций на основе исследования закономерностей изменения состава и распределения полиаренов во всех природных объектах;
6. Провести отбраковку непродуктивных горизонтов, а так же осуществить раздельный прогноз продуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций с разной степенью изученности от западных границ до восточных России и стран СНГ (Предкар пате кой НТО, Днепровско-Пригопской ГНП, Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП), а также Занзибарского НГБ.
Для решения поставленных задач были проведены анализы методом ТЛС. 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 ТЛС рассчитан на определение малых количеств анализируемого вещества (до 10"s мг/'мл).
Научная новизна работы заключается в разработке геохимического метода прогноза фазового состояния УВ в продуктивных горизонтах и отбраковки непродуктивных горизонтов по информативному комплексу полиаренов ОВ подземных вод, способствующего существенному повышению эффективности геслого-пеисхсЕых работ па нефть и газ и обеспечивающего достижение высокой достоверности прогноза (до 96%).
С этой целью автором впервые были:
- разработан метод ТСЛ для исследования большого числа полиаренов в одной отдельно взятой пробе нефти и газа, конденсата, ОВ подземных вод и пород, то есть на основе единой технологической базы приведены к сертифицированной системе стандартных образцов; так, достигается их надежность и достоверность, что до сих пор не было реализовано в практике аналитических работ в области геохимии и гидрогеологии;
- разработаны методики количественного определения одиннадцати приоритетных полиаренов в ОВ подземных вод, получены уравнения регрессии и графики зависимости интенсивности флуоресценции полиарена от его количества в пробе;
- разработаны технические решения многих задач и выполнены на уровне изобретений (А.С. № 468137 (1975 г), А.С. № 913316 (1982 г), А.С. № 1695249 (1991 г), патент№ 2006286 (1994 г);
- изучен состав и распределение полиаренов в системе нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород различных НТК с единых методических позиций, что позволило установить генетические связи полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефти, газоконденсатов, ОВ пород, а также теоретически и практически обосновать наличие информативного комплекса полиаренов в ОВ подземных вод, что является принципиально новым подходом к гидрогеохимическим критериям прогноза нефтегазоносности в условиях различных НГП;
- изучены состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод продуктивных и непродуктивных горизонтов Предкарпатской НТО, Днепровско-Припятской ГНП, Прикаспийской, Лено-Тунгусской НГП и Занзибарского НГБ, а также установлены индивидуальные наборы полиаренов для них.
Установлено, что ПАУ, тяжелее фенантрена, могут быть "биологическими метчиками", показателями нефтегазоносности.
На примере вод Предкарпатской НТО и Днепровско-Припятской ГНП показано, что в глубинных маломинерализованных водах полиарены имеют концентрации выше, чем в рассолах.
Практическая значимость работы определяется разработкой теоретических основ, операционной и технической базы технологии геохимического метода ранговой классификации раздельного прогноза продуктивности горизонтов в пределах локальных структур отбраковки непродуктивных горизонтов, что обеспечило достижение высокой достоверности и надежности поисков залежей. Это привело к существенному повышению эффективности геолого-поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
На базе исследования состава и распределения полиаренов в ОВ подземных вод получены новые и расширенные по набору гидрогеохимические характеристики, как показатели нефтегазоносности, проведен прогноз перспективных на нефть и газ локальных структур и отбракованы непродуктивные горизонты в широком региональном плане: Предкарпатской НТО, Днепровско-Припятской ГНП, Прикаспийской НГП и Лено-Тунгусской НГП.
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 полиаренов в ОВ подземных вод и пород, нефтей и конденсатов получены на основе единой технологической базы и проведена сертификация стандартных образцов Этим достигается их надежность и сопоставимость, что до сих пор
практически реализуется в практике аналитических работ в области поисковой органической гидрогеохимии и гидрогеологии.
Разработанный автором метод позволяет определять 32 полиарена непосредственно 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. Разработанная технология может быть применена для отбраковки непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур и продуктивных горизонтов на всех стадиях разведки.
Разработанный комплекс гидрогеохимических показателей при наличии специально отобранных проб подземных вод позволяет проследить направление миграции УВ, тип органического вещества, оконтурить углеводородную залежь и описать гидрогеохимическую модель месторождения, а также сделать заключение о качестве флюидов. Выявленные генетические связи состава полиаренов ОВ пород и нефтей необходимы для корректировки результатов прогноза нефтегазоносности.
Определение токсичных и канцерогенных полиаренов методом ТЛС использовано в различных областях народного хозяйства как способ контроля водных сред. В электронике (проверка качества деионизованных вод, которые необходимы для промывки микросхем), для изготовления товаров народного потребления и прецизионного оборудования, используемого в различных областях науки и техники), в химической (качество растворителей), в 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 токсичных и канцерогенных, в различных 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 геолого-поисковых работ на территориях Предкарпатской ГНО, Днепровско- Припятской ГНП, Прикаспийской и Лено-Тунгусской НГП и Занзибарского НГБ.
Основные положения и результаты диссертационной работы вошли в отчеты: проблемной лаборатории НИР по исследованию нефтегазоносности Восточной Сибири, кафедры теоретических основ поисков нефти и газа ГАНГ им. И.М.Губкина (г. Москва), ВостСибНИИГиМС(а) (г. Иркутск), ИГиГГ Укр.АН (г. Львов), в соавторстве с другими исследователями оформлены в качестве методических рекомендаций и внедрены в различных организациях Мингео СССР: ПГО "ВостСибнефтегазгеология", ПО "Тенгизнефтегаз", ПГО "Акпобнефтегазгеология" (г. Актюбинск), Астраханская НРЭ (г. Астрахань), ЕГО "Нефтегазгеология" (г. Гурьев).
Полученные результаты исследования состава и распределения полиаренов в ОВ подземных вод позволили: дать рекомендации для повторного испытания ликвидированных в 1984 году разведочных скважин Лено-Тунгусской НГП, сделать прогноз о нефтегазоносности продуктивных горизонтов различных разведочных площадей Предкарпатской ГНО и Днепровско-Припятской ГНП и провести отбраковку непродуктивных горизонтов, что привело к сокращению затрат на бурение.
Разработанная автором методика исследования полиаренов в водных средах применена для экологических целей как контроль канцерогенных, мутагенных полиаренов и ядов I и II поколения: в н-парафинах, в препаратах (БВК), в растворителях, в продуктах питания, в деионизованных водах, в
речных водах и других водных средах. Целесообразность таких работ оценена производственными коллективами: 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 состава и распределения полиаренов методом ТЛС в образцах конденсатов, вод и пород Танзании (восточные окраины Африки) использованы при открытии месторождения Сонго-Сонго и совпадают с результатами, полученными французской фирмой, которая проводила работы на территории Танзании, другими методами (химическими, хроматографическими и геофизическими).
Результаты авторских разработок в дальнейшем могут найти применение в других институтах и ведомствах, где проводятся исследования по гидрогеохимии 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 Международных конференциях: "Экологическая геофизика и геохимия" М., Дубна, 1998; "Новые идеи в науках в Земле" М., 1999; "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" М., 1999; на Всесоюзных конференциях: "Методы и направления исследований ОВ подземных вод", М., 1975; "Системный подход в геологии" (теоретические и прикладные аспекты), М., 1986, 1989; "Критерии и методы установления генетических связей в системе: нефть - конденсат - ОВ пород и вод", М., 1988; "Интергео" (Проблемы геологии и геофизики), Баку, 1988; на Всесоюзных совещаниях и семинарах:
"Спектральные методы анализа'', Одесса, 1985; "Аналитика Сибири-86", Красноярск, 1986; "Вопросы оптимизации прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе" (поисковый и теоретический аспект), Иркутск, 1987; "Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных провинций", Львов, 1985; "Использование гидрогеологических и гидрогеохимических исследований на различных этапах поисково-разведочных работ на нефть и газ", Пермь, 1989; "Современные методы аналитического контроля качества продуктов", М., 1989; "Современные контрольно-аналитические методы на промышленных предприятиях", М., 1990 г.; "Аналитические методы контроля окружающей среды", М., 1991 г.; "Химический анализ пищевых продуктов и загрязнений окружающей среды", М., 1992 г; на научно-технических конференциях: "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазоносного комплекса России", М., 1994 г.; "Фундаментальные проблемы нефти и газа", М., 1996 г.
Публикации. Основные результаты исследований опубликованы: в 82 печатных работах, в том числе, двух монографиях (без соавторов), 1 патенте, 3 авторских свидетельствах СССР (одно из них 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, Газовая промышленность, Нефтегазовая геология и геофизика, Геохимия АН Укр., в сборниках трудов ИГиРГИ, ВИНИТИ, ГАНГ(а), сборниках докладов и тезисов Международных и Всесоюзных конференций, совещаний и семинаров.
Использованные материалы и личный вклад. Диссертация является итогом тридцатипятилетних исследований автора в области гидрогеологии и геохимии - изучение состава и распределения полиаренов в ОВ подземных вод, а позднее в единой системе нефть-конденсат-ОВ пород сначала в ИГиРГИ АНСССР (г.Москва) в 1979 года, а позднее на кафедре
теоретических основ поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, в котором была продолжена работа по программе "Нефть" тема №20-87, Приказ № 3114 от "8" июня 1987 г. "Создание научных основ и рекомендаций, технических решений и технологий, обеспечивающих повышение эффективности поисково-разведочных работ и разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений на территории Прикаспийской мегасинеклизы".
Другая разработка - изучение состава и распределения полиаренов в системе: нефть-конденсат-ОВ пород - была выполнена по плану важнейших и приоритетных научно-исследовательских работ в соответствии с координационным планом АНСССР по направлениям: "Нефтехимия" и "Реактив", 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 различными организациями из разных нефтегазоносных провинций. Весь фактический материал по исследованию 153 образцов, что составило около 6000 квазилинейчатых спектров флуоресценции, был получен и обобщен лично автором, а результаты анализов были отправлены организациям, приславшим эти образцы, для дальнейшего использования их в практике геологоразведочных 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.
Выполнение данной работы на протяжении последних пяти лет было бы невозможно без существенной финансовой поддержки, оказанной автору как руководителю научных тем и программ такими организациями как:
\ъ
Министерство природных ресурсов РФ, Министерство науки и технической политики РФ, ОАО "Газпром"', ООО "ВНИИГАЗ", ВНИГНИ, ВНИИгеосистем.
Большое влияние на становление автора как специалиста в области гидрогеохимии, на формирование его научных интересов и стиля работы оказали его учителя, замечательные геологи-геохимики - профессор Б.А.Соколов, профессор Ал.А.Петров, гидрогеологи - профессора Е.А.Барс и Л.М.Зорькин, академик РАН А.Н.Дмитриевский.
Большую роль в развитии научных представлений автора сыграло его участие в конференциях и семинарах под руководством: Бакирова Э.А., Барс Е.А., Гусевой А.Н., Ерёменко H.A., Зорькина Л.М., Карцева A.A., Соколова Б.А., а также внимание и неоценимая поддержка этих выдающихся ученых.
При выполнении отдельных частей диссертационной работы полезное содействие автору оказали его коллеги и соавторы.
В процессе написания диссертации существенную помощь оказали ученые РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Гидрохимического института, ООО "ВНИИГАЗ", ВНИГНИ, ВНИИгеосистем, которые внимательно прочитали несколько вариантов работы и сделали много ценных замечаний, позволивших улучшить ее содержание и изложение.
Автор выражает глубокую признательность и сердечную благодарность
всем.
Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Она содержит 30/страниц текста, иллюстрируется 26 таблицами, и рисунками. Список литературы включает М2. работу 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-конденсат-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 нефтегазоносности - 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 индивидуальных органических соединений в нефтях, конденсатах и OB вод, почв и пород и раздельным прогнозом нефтегазоносности продуктивных горизонтов в пределах локальных структур занимались многие ученые: Акрамходжаев A.M., Анциферов A.C., Бакиров Э.А., Бабина Н.М., Барс Е.А., Бейкер Е., Борнхаузер Г., Белецкая С.Н., Бестужев М.А., 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., Добрянский А.Ф., Дурмишьян А.Г., Ерёменко H.A., Ермолкин В.И., Жабрев И.П., Жданов М.А., Жузе Т.П., Зингер A.C., Зорькин JI.M., Ильинская В.В., Ильина A.A., Ильченко В.П., Карцев Ал.А., Козлов А.Л., Конторович А.Э., Кирюхин В.К., Коломбо У., Коган С.С., Коннен Д., Критская С.Л., Ларская Е.С., Ландес К., Луис М., Максимов С.П., Матусевич В.М., Мелькановицкая
4к
С.Г., Мюллер Р., Немченко H.H.. Нестеров И.И., Неручев С.Г., Нечаева О.Л., Панченко A.C., Петров Ал.А., Ровенская A.C., Рыльков A.B., Сазонова Г.И., Сергиенко С.Р., Смирнов Ю.П., Соколов В.А., Стадник Е.В., Стадников Г.Л., Старобинец И.С., Тиссо Б., Трофимук A.A., Успенский В.А., Хант Д., Хаберле Ф., Ходсон Г., Чахмачев В.А., Швец В.М. и многие другие.
Полиарены как составная часть ОВ подземных вод и пород изучались Анциферовым A.C., Барс Е.А., Зингером A.C., Ботневой Т.А., Гордадзе Г.Н., Ильченко В.П., Карцевым Ал.А., Коган С.С., Конторовичем А.Э., Матусевичем В.М., Панченко A.C., Петровым Ал.А., 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, антрацен) 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 80х годов широко применяли химический метод анализа для исследования ОВ подземных вод. Методики, разработанные сотрудниками ИГиРГИ (Барс Е.А., Коган С.С. и др.), были доступны и просты в эксплуатации и при этом обладали сравнительно высокой чувствительностью, что важно при изучении малых концентраций органических веществ в воде. Результаты, полученные другими методами анализа, не были сопоставимыми.
Отсутствие высокочувствительной аппаратуры создавало трудности для исследования полиаренов в ОВ подземных вод или даже исключало такую возможность, так как эти соединения в ОВ подземных вод находятся в очень малых количествах. Анализ литературных источников свидетельствует, что общим недостатком предшествующих работ является отсутствие:
- единого метода определения необходимого и целенаправленного набора полиаренов в пробах различных природных объектов, предусматривающего стандартные условия, позволяющие получить сопоставимые результаты;
- информации о составе и распределении полиаренов в целостной флюидальной системе;
- информативного комплекса полиаренов в ОВ подземных вод, который можно использовать в качестве принципиально нового показателя нефтегазоносное™, по сравнению с единичными полиаренами или даже со случайным набором их, которые применяют до настоящего времени в качестве критерия для прогноза нефтегазоносности;
- метода тестирования проб подземных вод на содержание в них полиаренов для решения прогнозных задач поисковой гидрохимии.
Таким образом, основная задача поисковой геохимии делится на две части: разработка высокочувствительного метода и методологического подхода для исследования большого числа полиаренов (в одной пробе без разделения на фракции), которые могут указывать на связь с углеводородными залежами (жидкими и газообразными), а также технологии раздельного прогноза нефтегазоносности продуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных 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, фенилаланин, триптофан), которые являются дополнительным источником образования полиаренов. Наличие в нефти полиароматических углеводородов дает возможность рассматривать эти индивидуальные органические соединения такими же биомаркерами как биомаркеры алкановой структуры и полинасыщенных нафтеновых углеводородов, то есть полиарены могут указывать на генезис скоплений углеводородов.
Применяемые ранее традиционные методы определения полиаренов предусматривали обязательное разделение пробы на фракции, отделение маскирующих компонентов, а также концентрирование и подбор необходимых дорогостоящих реактивов.
После открытия, которое было сделано Э.В.Шпольским, Ал.А.Ильиной и Л.А.Климовой, получил развитие эмиссионный спектральный анализ органических соединений, суть которого состоит в появлении суженных линий в спектре исследуемого образца в соответствующем растворителе при низких температурах.
Метод тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии (ТЛС) обладает высокой чувствительностью (10"IU мг/мл) для чистых реактивов. Он был впервые применен автором диссертации в 70-х годах для определения моно- и биароматических соединений и некоторых других органических соединений в пробах ОВ подземных вод нефтяных и газовых месторождений. Однако, например, такое гетероциклическое соединение, как 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 в отдельных природных объектах, но не было единого метода для исследования состава и распределения целого класса органических соединений - полиаренов в системе нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород.
Диссертантом впервые о таких работах было заявлено в 80- годах и разработан способ поисков залежей УВ по составу и распределению полиаренов в ОВ подземных вод* нефтегазоносных провинций, как повышающий надежность и достоверность результатов анализа и упрощающий поиски скоплений УВ.
Для определения полиаренов в различных природных объектах был применен флуоресцентный спектрофотометр МРР-4 с низкотемпературным устройством, предназначенный для регистрации квазилинейчатых спектров флуоресценции. Разрешающая способность прибора - 2 нм. Установка снабжена двумя монохроматорами, дифракционной решеткой, которая имеет 600 штрихов/мм, в качестве источника служит ксеноновая лампа-150 Вт, исключающая воздействие на исследуемый образец высокой температуры, вследствие чего не происходит потери и деструкции веществ в анализируемых пробах.
Автором был разработан экспрессный, высокочувствительный, люминесцентный метод определения полиаренов в растворах н-гексана, принципиально отличающийся возможностью одновременного определения непосредственно в отдельно взятой анализируемой пробе сразу большого числа 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.
и
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 на исследуемый образец, нет также жесткого воздействия электронов или ионов, при которых может возникнуть реальная угроза гетерогенно-каталитических превращений непредельных УВ с образованием молекул полиароматических , которые маскируют истинные концентрации соединений в пробе. Кроме того, не появляются и сведены к нулю эффекты внутреннего фильтра и ряд других донорно-акцепторных воздействий.
Набор голоядерных ароматических углеводородов с числом ароматических колец от одного до семи и некоторых алкильных гомологов, определяемых методом ТЛС в природных объектах, состоит из следующих соединений: бензол и его гомологи, дифенил, флуорен, дифениленсульфид, карбазол, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен, бензфенантрен, пицен, антрацен, алкилантрацен, антрахинон, тетрафен, алкилтетрафен, пентафен, тетрацен, 1,2-бензтетрацен, пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен, нафтобензпирен, антантрен, перилен, 1,12-бензперилен, коронен, флуорантен, рубицен.
Учитывая опыт отечественных и зарубежных исследователей, в нашем перечне имеются 11 приоритетных полиаренов,* имеющих важное значение для охраны окружающей среды: коронен'"', фенантрен'"', пирен'"', флуорантен'" ', 3,4-бензпирен (+++), 1,2-бензпирен'±', 1,2-бензперилен(±), 1,2-бензантрацен(:!:', перилен(±), хризен'1', антрацен'Ч В выбранном наборе полиаренов часть
Предлагаемый гидрохимический способ поисков залежей УВ защищен авторскими свидетельствами СССР.
* '"' - не обладают канцерогенной активностью, но токсичные углеводороды;
(+++) - сильный канцероген; (±) - слаоыи канцероген.
соединений проявляет канцерогенные и мутагенные свойства. Включение полиаренов, не обладающих канцерогенной активностью, в список приоритетных веществ, загрязняющих окружающую среду, обусловлено их важной ролью в техногенных процессах и, следовательно, имеющих значение при установлении источника загрязнения. Например, коронен и 1,2-бензперилен 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 полуколичсствснная оценка концентрации полиаренов.
Количественная оценка концентрации некоторых полиаренов осуществлялась разными методами:
графически (построены калибровочные кривые зависимости интенсивности линий полиаренов в квазилининейчатых спекрах флуоресценции от их концентрации);
- статистической обработкой результата найдены коэффициенты уравнения регрессии;
- программированием (составлена программа и экспериментальный материал обработан на компьютере), а также использован метод наименьших квадратов.
Полуколичественный вариант оценки концентрации полиаренов в ОВ подземных вод - менее трудоемкий и более экспрессный. Он основан на ранговой оценке интенсивности линий каждого углеводорода в квазилинейчатых спектрах.
Разработанные методологический подход и молекулярный люминесцентно-спектральный метод определения большого числа
полиаренов в одной отдельно взятой пробе ОВ подземных вод без разделения на фракции позволили автору перейти к задаче - системного изучения 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 основной задачи 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.
В обстановке болот или в застойных участках озер, когда аккумулируются споры и смолы растительного происхождения, а также остатки водорослей и планктона, 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. Сохраняются при этом более устойчивые формы ОВ гумусовой природы - смолы, воска и липиды.
В третьей главе представлены проведенные диссертантом исследования состава и распределения полиаренов в пробах - нефтей, конденсатов, ОВ подземных вод и пород - различных НГП, одним н тем же методом анализа: Предкарпатской НТО, 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., Ерёменко H.A., Зингер A.C., Золотов А.Н., Зорькина В.А., Зорькин Л.М., Иванова Т.Д., Ильинская В.В., Калинко М.К., Кирюхин Л.Г., Колодий В.В., Конторович А.Э., Кравченко К.Н., Кунин Н.Я., Ларская Е.С., Лебедев B.C., Лоджевская М.И., Матусевич
B.М., Мильничук B.C., Навроцкий O.K., Немченко H.H., Нечаева О.Л., Обрядчиков О.С., Орешкин И.В., Ровенская A.C., Рогозина Е.А., Садыков А.Н., Серебряков О.И., Соколов В.Л., Соловьев Б.А., Старобинец И.С., 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.
Фактический материал по Прикаспийской НГП представлен в табл. 1.
Для анализа были приготовлены растворы нефтей, конденсатов, OB подземных вод и пород, концентрация которых равна 10° мг/мл, и получены квазилинейчатые спектры флуоресценции методом ТЛС на флуоресцентном спектрофотометре MPF-4. Затем были установлены корреляционные связи полиаренов OB подземных вод с полиаренами нефтей, конденсатов и OB пород Прикаспийской НГП (Рис. 1.). На рисунке представлены специфики значений процента встречаемости отдельных полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции различных природных объектов и хорошо видны элементы сходства, а так же элементы
Таблица 1.
Фактический материал по 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 НТО,
Жанажол девонский Астраханско-
Касаткинская Калмыцкая ГНО
Кочергинская
Красно-
Худукская
Урихтау нефти нижнепермско- Жаркамысско- 10
Кожасай каменноугольный, Енбекская НТО,
Кенкияк девонский, Южно-Эмбинская
Тенгиз верхнедевонский НТО
Астраханское газокон- нижнепермско- Жаркамысско- 10
Урихтау денсаты каменноугольный Енбекская НТО, Астраханско-Калмыцкая ГНО
Тенгиз порода каменноугольный Южно-Эмбинская НТО 4
различия. Максимумы полиаренов в различных флюидах и ОВ пород повторяются, но величина процента интенсивности их линий в спектрах разная. 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 генетическом родстве полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей и конденсатов.
Во всех природных объектах отмечен повторяющийся набор полиаренов, который разнится, в основном, значениями процента встречаемости.
Из специфик, принадлежащих ОВ подземных вод и конденсатам, видно, что значения процента встречаемости для нафталина и алкилнафталина высокие. Это можно объяснить тем, что вода лучше растворяет нафталин и его производные, по сравнению с другими углеводородами. Конденсаты представлены образцами Астраханского ГКМ. Средняя часть специфики (рис. 1), принадлежащая всем природным объектам, совпадает. Это значит, что во всех природных объектах присутствуют полиарены от фенантрена (9) до алкилпирена (24), имеющие одинаковые значения процента встречаемости. Расхождения составов полиаренов нефтей, конденсатов, ОВ пород и ОВ подземных вод наблюдаются, начиная с 3, 4 - бензпирена (26). Все полиарены после 3,4-бензпирена имеют значения процента встречаемости в ОВ подземных вод более низкие, чем в нефтях 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 высоким значениям процента встречаемости.
1к
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), руоицена (32).
Нефти Прикаспийской НГП не содержат, кроме перечисленных выше полиаренов, также дифениленсульфид (3), пицен (14), коронен (30), следовательно, за ¡гх появление в ОВ подземных вод ответственны только конденсаты. В свою очередь, за появление в ОВ подземных вод 1,12-бензперилена (29) ответственны только нефти, так 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 (1) и хризеном (12), а также между антраценом (15) и флуорантеном (31). Особенно следует выделить линии полиаренов под номерами: 4, 5, 6, 9, 10, 12, - которые принадлежат низкомолекулярным соединениям, присущим сапропелевому ОВ. Высокомолекулярные соединения имеют следующие номера: 15, 16, 18, 19, 23, 26, 28, 31. Многочисленные максимумы вышеперечисленных полиаренов указывают на значительную примесь гумусового материала ОВ.
Конденсаты и нефти Прикаспийской НГП отличаются и составом, и распределением полиаренов.
Нефти Прикаспийской НГП содержат полиарены, начиная с нафталина (5) и до флуорантена (31), и каждый имеет высокие значения процента встречаемости, которые колеблются от 4(МО. Полиарены в образцах
м
СГ4
нефть конденсат
Рис. 1. Состав и распределение полиаренов в Полиарены:
25 26 27 28 29 30 31 32 полиарены
нефтях, конденсатах, ОВ подземных вод и пород Прикаспийской НГП.
1. бензол
2. дифенил
3. днфениленсульфид
4. карбазол
5. нафталин
6. алкилнафталин
7. аценафтеи
8. флуорен
9. фенантрен
10. алкилфенантрен
11.трифенилен
12. хризен
13. бензфенантрен
14. пицен
15. антрацен
16.алкилантрацен
17.антрахинон
18. тетрафен
19. алкилтетрафен
20. пентафен
21. тетранен
22. 1,2-бензтетрацен
23. пирен
24.алкилпирен
25. нафтобензпирен
26. 3,4-бензпирен
27. антантрен
28. перилен
29. 1,12-бензперилен
30. коронен
31. флуорантен
32. рубицен
конденсатов встречены по всему диапазону исследуемых соединений от бензола (1) до флуорантена (31) и практически все максимумы, принадлежащие легким (низкомолекулярным), средним и тяжелым (высокомолекулярным) полиаренам, очень высокие, то есть значения процента встречаемости полиаренов составляют от 50 до 100. Как было отмечено ранее, в образцах ОВ подземных вод полиарены характеризуются значением 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, в основном, тяжелых (от фенантрена до флуорантена). Бензол, как правило, отсутствует. В квазилинейчатых спектрах линии полиаренов средние и интенсивные. Состав полиаренов нефтей месторождений Урихтау и Тенгиз несколько отличается от состава других нефтей наличием легких полиаренов (от дифенила до фенантрена).
Элементы различия нефтей, ОВ 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 фугитивностью из ОВ пород легких аренов таких, как: (нафталина, алкилнафталина, аценафтена, флуорена). Возможно, тяжелые полиарены концентрируются, в основном, в матрице пород.
При сравнении составов и распределений полиаренов в нефтях, конденсатах, ОВ подземных вод и пород выявлено, что их составы практически совпадают. Интенсивности линий в квазилинейчатых спектрах
ОВ пород гораздо выше, чем в спектрах нефтей, и в спектрах ОВ пород полностью отсутствуют легкие полиарены.
Днепровско-Припятская ГНП. Предкарпатская НТО.
Фактический материал по Днепровско-Припятской ГНП (палеозойский НТК) и Предкарпатской НТО (кайнозойский НТК) 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 Предкарпатского НТО (кайнозойский НТК) месторождений Танявского и Космачского ГКМ - установлено присутствие небольших количеств легких ароматических соединений таких, как: бензол, дифенил, карбазол, нафталин, алкилнафталин, флуорен. В ОВ подземных вод Росильнянского ГКМ, кроме перечисленных полиаренов, найдены также: фенантрен, алкилфенантрен, 3,4-бензпирен, пирен и алкилпирен, коронен.
Набор информативных полиаренов Днепровско-Припятской ГНП, указывающих на наличие продуктивных отложений, состоит из восемнадцати соединений. Органическое вещество подземных вод - смешанного типа с преобладанием гумусового ОВ и, возможно, этим объясняются высокие значения концентраций большого набора 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 значения процента встречаемости их очень низкие, до 10. Такой набор полиаренов можно считать фоновым.
2<3
Установлено также различие состава и распределения полиаренов в ОВ маломинерализованных глубинных и конденсационных вод. В связи с тем, что конденсационные воды обладают меньшей минерализацией, чем маломинерализованные воды, в них растворяется большее число полиаренов и в большем количестве.
Фактический материал по Лено-Тунгусской Hill представлен результатами изучения состава и распределения полиаренов в пятидесяти двух образцах ОВ подземных вод (рифейских, вендских и нижнекембрийских отложений).
Можно отметить, что полиарены, присутствующие в ОВ подземных вод Лено-Тунгусской Hl Ii, содержатся в меньших количествах, чем в ОВ подземных вод, рассмотренных ранее нефтегазоносных провинций. Информационными полиаренами в этой провинции оказываются только легкие - их всего восемь, значения процента встречаемости которых составляют 30, от бензола (1) до трифенилена (11) (см. табл. 2).
Можно сказать, что присутствуют соединения, относящиеся к группе углеводородов, молекулы которых являются производными нафталина, от бензола (1) до алкилтетрафена (19), а соединения, относящиеся к группе углеводородов, молекулы которых являются производными дифенила, отсутствуют. Таким образом, углеводороды, которые являются производными нафталина, присущи сапропелевому типу органического вещества.
Органическое вещество подземных вод Лено-Тунгусской Hl 11 является ОВ смешанного типа с явным преобладанием сапропелевого, в котором полностью отсутствуют следующие углеводороды: бензфенантрен, антрахинон, алкилтетрафен, пентафен, тетрацен, 1,2-бензтетрацен, нафтобензпиреи, рубицен. Все остальные углеводороды можно считать характерными для продуктивных горизонтов Лено-Тушусской НГП, логя они были определены в пробах ОВ подземных вод в очень малых количествах.
В работе показано, что увеличение вклада сапропелевой составляющей в ОВ подземных вод влечет понижение концентрации тяжелых полиаренов, начиная с пирена (23) и до флуорантена (31).
Восточная часть Африки (Занзибарский НГБ).
Исследованы состав и распределение полиаренов в шести образцах ОВ подземных вод, конденсатов и сланцев, любезно предоставленных одной из французских компаний, для определения типа флюида в залежи (месторождение Сонго-Сонго, скв.2 интервалы перфорации (1979т2000 м) и (1955т1975 м). Образцы были отобраны из мезозойских (постбайосских) отложений Занзибарского НГБ. Присутствие полиаренов в конденсатах, начиная с нафталина и до 1,12-бешперилена, отмечено высоким значением процента встречаемости равным хта (рис. ^2). Гакой же состав и распределение полиаренов повторяется в образцах ОВ пород, однако, легкие углеводороды до фенантрена отсутствуют. Большинство присутствующих полиаренов в ОВ подземных вод имеют значения процента встречаемости равные 40, исключение составляют - дифенил, флуорен, 3,4-бензпирен, значения процента встречаемости .которых равны Л 00, 80, 60 (соответственно). Шесть полиаренов, отсутствующие во всех природных объектах Занзибарского ЛГБ, не встречены также во ^сех образцах описанных ранее НГП. Кроме того, во всех исследуемых образцах отсутствуют следующие полиарены: карбазол, антрацен, алкилантрален, лнтрахинон, тетрафен, ллкилтетрафен, антантрен, коронен, флуорантен.
Характерными полиаренами в ОВ подземных вод для этой ллошади являются следующие: дифенил, днфениленсульфид, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен, пицен, ниренллкидпирен, 3,4-бензпирен, перилен, 1,12-бензперилен.
ЬО
* V ¡1
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32
полиарены
Рис. 2. Состав и распределение полиаренов в природных объектах Занзибарского НГБ.
Полиаре^ы:
1. бензол
2. дифенил
3. дифениленсульфид
4. карбазол
5. нафталин
6. ал кил нафталин
7. аценафтеи
8. флуорен
9. фспаитрсм
10. алкилфенантреи
11. трифенилен
12. хрнзен
13. бензфенантреп
14. шшси
15. антрацен
16. алкилатрацсн
17. ан'фахинои
18. тетрафсн
19. апкилтстрафен
20. пентафен 2 Г. тетрацен
22. 1,2-беплс1рацен
23. пирен
24. алкилиирсп
25. нафтобензпирен
26. 3,4-бензпирен
27. антантрен
28. перилец
29. 1,12-бепзперилен
30. короиен
31. флуоранте»
32. рубицен
Установлены корреляционные связи полиаренов 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 (НТК). Состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод различных нефтегазоносных провинций показан на рис. 3. Состав полиаренов в ОВ подземных вод Днепровско-Прилятской ГНП характеризуется двумя максимумами, которым соответствуют высокие значения процента встречаемости от бензола до хризена, что связано с примесью сапропелевого типа ОВ, и от пирена до антантрена, что обусловлено примесью гумусового материала.
Состав полиаренов ОВ подземных вод Прикаспийской НГП
характеризуется наличием множественных максимумов. Высокие значения процента встречаемости нафталина, фенантрена, антрацена можно объяснить наличием примеси сапропелевого ОВ, а примесь гумусового ОВ ответственна за появление высокомолекулярных полиаренов: пирена, перилена, коронена, - имеющих также высокие значения процента встречаемости. Из рис. 3 можно видеть, что низкомолекулярные полиарены в ОВ подземных вод Лено-Тунгусской НГП (от бензола до алкилнафталина) имеют самые высокие значения процента встречаемости.
Значения проаемта встречаемости высокомолекулярных структур значительно ниже, чем низкомолекулярных, что обусловлено сапропелевым типом ОВ древних отложений.
В составе полиаренов ОВ подземных вод Занзибарского НГБ самое высокое значение процента встречаемости принадлежит низкомолекулярному
Занзибарский НГБ Прикаспийская НГП Лено-Тунгусская НГП ■X— Днепровско-Припятская ГНП
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
полиарены
1'ис 3. ("оста» и распределение полиарсноп иОП подземных под различных нефтегазоносных провинций. Полиарспы:
1.бензол
2. дифепип
3. дифенипепсульфид
4. карбазол
5. иафтлии
6. алкшшафталип
7. анеиафгеи
8. флуорцм
9. феиаитрен
10. алкилфснаитрсн
11.трифенилен
12. хризен
13. бсн'зфспашрси
14. пицеи
15. антрацен
10. алкилашрацеп
17. антрахииоп
18. тетрафеп
19. алкилтетрафен
20. пептафен 2 I. тетрацоп
22. 1,2-бензтетрацен
23. пирен
21. алкилпирсн
25. пафтобензпирен
26. 3,4-бснзпирси
27. антаитрсн
28. перилен
29. 1,12-бенз[1срилсм
30. коронен
31. флуорантен
32.рубицсп
Ы
соединению - дифеиилу, с постепенным уменьшением в сторону карбазола, потом значение процента встречаемости - постоянное от фенантрена до пицена. Высокомолекулярные ароматические соединения: пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен и перилен, а также 1,12-бензперилен - имеют очень высокие значения процента встречаемости. Появление их можно объяснить наличием неокисленного ОВ гумусовой природы, связанной с лигнином высшей растительности.
Из рис. 3 видно, что специфики значений процента встречаемости и состава полиаренов каждой из изученных провинций не совпадают, так как в ОВ подземных вод имеется свой индивидуальный состав и распределение полиаренов.
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, значения процента встречаемости которых равны 30 и выше, в ОВ подземных вод Днепровско-Припятской ГНП состоит из 18, Прикаспийской НГП - из 15, а Лено-Тунгусской Hill - всего из 8 полиаренов (см. табл. 2).
В отложениях Днепровско-Припятской ГНП (палеозойский НТК) преобладает сапропелево-гумусовое ОВ. В Прикаспийской НГП (палеозойский НТК) присутствует смешанное сапропелево-гумусовое ОВ. В Лено-Тунгусской НГП (древние отложения - рифейские, вендские и нижнекембрийские) характерно преимущественно сапропелевое ОВ. В отложениях более молодого возраста (Днепровско-Припятская ГНП) процесс
5k
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, апкилантрацен, пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, 1,12-бензперилен 15
Лено-Тунгусская НГП (рифейские, вендские, нижнекембрийские) бензол, нафталин, алкилнафталин, фенантрен, алкилфенантрен, хризен, антрацен, трифенилен 8
растворения полиаренов в воде идет гораздо интенсивнее, то есть осуществляется переход УВ из залежи в воду, и, соответственно, разрушение УВ залежи идет быстрее, чем в древних отложениях (Лено-Тунгусская НГП), где также существует тенденция перехода УВ из залежи в воду, но менее интенсивно, и поэтому разрушение УВ залежи идет медленнее.
- Учитывались только наиболее информативные полиарены, значения процента встречаемости которых равны 30 или выше.
Общим для ОВ подземных вод осадочно-породных бассейнов исследованных нефтегазоносных провинций является:
- отсутствие семи полиаренов - бензфенантрена, антрахинона, пентафена, тетрацена, 1,2-бензтетрацена, нафтобензпирена, рубицена;
- наличие информативного комплекса полиаренов, который может служить показателем оценки продуктивности ловушек и фазового состояния углеводородов в залежах любых нефтегазоносных провинций, состоящего из двадцати пяти соединений полиаренов, имеющих различные значения процента встречаемости: - бензол, дифенил, дифениленсульфид, карбазол, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен, пицен, антрацен, алкилантрацен, тетрафен, а^килтетрафен, пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, 1,12-бензперилен, коронен, флуорантен.
Комплекс полиаренов ОВ подземных вод, разработанный автором, в качестве гидрогеохимического критерия нефтегазоносности принципиально отличается от других, используемых до сих пор. В разработанном комплексе полиаренов ОВ подземных вод только четыре ароматических соединения имеют значения процента встречаемости равные 30 и ниже - дифенил, дифениленсульфид, тетрафен, алкилтетрафен, то есть являются менее информативными, чем остальные, у которых значение процента встречаемости равно 30 и выше.
Так, пробы ОВ подземных вод Н- и ГК-месторождений (и молодых, и относительно древних отложений) либо не содержат бензол, либо содержат его в фоновых количествах и только некоторые пробы ОВ подземных вод Н-месторождений (древнейших отложений Лено-Тунгусской НГП) характеризуются большими количествами. При существующем несоответствии в распределении бензола в ОВ подземных вод один бензол никак не может быть показателем ни нефтяных, ни газоконденсатных
2.6
залежей. Видимо, бензол в ОВ подземных вод может только дополнять информацию о нефтегазоносности, которую дает комплекс полиаренов как гидрогеохимический критерий прогноза продуктивности горизонтов в пределах локальных структур.
Выявленные корреляционные связи между полиаренами ОВ подземных вод и полиаренами, входящими в состав конденсатов, нефтей и ОВ пород различных НГП, на территории Евроазиатского и Африканского континентов, позволили разработать комплекс полиаренов в ОВ подземных вод, который можно использовать в качестве критерия нефтегазоносности, что наглядно показывает пример Прикаспийской НГП.
Набор наиболее информативных полиаренов значительно шире в ОВ подземных вод карбона по сравнению с ОВ подземных вод более древних отложений (рифей, венд, нижний кембрий). Однако, несмотря на это, полиарены, характерные для последних, повторяются в наборе полиаренов 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 пород и составом полиаренов ОВ вод.
Разработанный метод исследования состава и распределения полиаренов в целостной нефтегазоконденсатной геологической среде различных нефтегазоносных провинций позволил автору работы преодолеть трудный вопрос в аналитико-методологическом отношении - системное изучение показателей нефтегазоносности в 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 полиаренами нефтей, конденсатов и ОВ пород.
Глава 4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА РАНГОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР
Подземные воды, длительное время контактирующие с УВ залежами, являются информативным источником о нефтегазоносности продуктивных горизонтов в пределах 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 сходство составов и распределения полиаренов всех природных объектов ОВ подземных вод с полиаренами, нефтей и конденсатов; и ОВ пород. Исключение составляют антрахинон и 1,12-бензперилен, которые были определены в нефтях и конденсатах Прикаспийской НГП. В таблице приведены усредненные значения процента встречаемости полиаренов в анализируемых образцах природных объектов. Подземные воды, в которых определялись полиарены, представлены разными типами, различной минерализации и степенью метаморфизации. Пробы подземных вод Прикаспийской НГП отличаются аномально высокими содержаниями кислых компонентов, сероводорода и углекислого газа. Несмотря на все различия исследуемых подземных вод, видно сходство полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами других природных объектов.
Комплекс полиаренов, используемый как критерий нефтегазоносности, состоит из двадцати пяти теоретически и методически возможных определений полиаренов ОВ подземных вод для всех изученных НГП.
ъг
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 объясняется тем, что в пробах 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 углеводородной фазе. Эти воды характеризуются низкой минерализацией и процесс растворения полиаренов в них происходит легче, поэтому набор полиаренов в них более многочисленный и их информативность очень высокая. Сходство составов и распределения полиаренов всех природных объектов осадочно-породных бассейнов изученных нефтегазоносных провинций позволяет сделать вывод о генетическом родстве полиаренов всех частей природной системы.
Принимая во внимание вышеизложенное, становится очевидным, что перенос полиаренов, генерируемых ОВ различного генетического типа нефтегазоматеринских пород, в породы коллекторы происходит в водорастворенной форме.
При обработке полученных результатов возможно использовать как точные количественные методы, о которых речь шла во 2 главе, так и полуколичественные методы статистического анализа, а именно, ранговой классификации. (Степанова Г.С., 1979).
В основу геохимического метода ранговой классификации для прогноза фазового состояния УВ в залежах положены выявленные автором генетические связи между полиаренами ОВ подземных вод и полиаренами ОВ пород, нефтей, конденсатов. Метод предусматривает подсчет рангов в функции классификации (Ф кл.), в которую входят два параметра - состав полиаренов (различный набор их) и интенсивность соответствующих аналити-
Таблица 3.
Состав и распределение полиаренов в системе нефти-конденсаты-ОВ подземных
№№ п/п Название углеводородов (по системе Клара) % встречаемости
Подземные воды кон-ден. нефть пород.
Лено-Тунгусской НГП Днепров-ско-При-пятской ГНП Прикаспийской НГП Прикаспийская НГП
1 Бензол и его гомологи 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 Аценафтен 27 73 30 43 50 0
8 Флуорен 30 37 30 57 80 0
9 Фенантрен 45 79 84 100 100 100
10 Алкилфенантрен 39 79 52 100 100 100
11 Трифенилен 39 52 68 86 70 35
12 Хризен 37 47 68 86 100 100
13 Бензфенантрен 0 0 0 0 0 0
14 Пицен 29 35 30 100 0 35
15 Антрацен 39 47 84 100 90 100
16 Алкилантрацен 0 0 37 71 90 100
17 Антрахинон 0 0 0 0 25 30
18 Тетрафен 30 47 30 57 50 75
19 Ал килтетрафен 0 0 15 29 50 58
20 Пентафен 0 0 0 0 0 0
21 Тетрацен 0 0 0 0 0 0
22 1,2-бензтетрацен 0 0 0 0 0 0
23 Пирен 30 84 68 100 100 100
24 Алкилпирен 6 52 68 86 100 25
25 Нафтобензпирен 0 0 0 0 0 0
26 3.4-бенз пирен 18 30 58 100 80 100
27 Антантрен 27 58 52 71 100 75
28 Перилен 25 37 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 Рубицен 0 0 0 0 0 0
ческих линий в условных единицах (у.е.) в квазилинейчатых спектрах флуоресценции определяемого полиарена.
В основу геохимического метода ранговой классификации для прогноза фазового состояния УВ в залежах положены выявленные автором генетические связи между полиаренами ОВ подземных вод и полиаренами ОВ пород, нефтей, конденсатов. Метод предусматривает подсчет рангов в функции классификации (Ф кл.), в которую входят два параметра - состав полиаренов (различный набор их) и интенсивность соответствующих аналитических линий в условных единицах (у.е.) в квазилинейчатых спектрах флуоресценции определяемого полиарена.
Точность количественной оценки определяется высокой чувствительностью прибора 10"8 мг/мл, при помощи которого проводились измерения. Точность равна величине 10"6 мг/мл. Сущность проводимого анализа заключается не в выявлении количественных характеристик содержания полиаренов в пробах природных объектов, а в выявлении их соотношений. В связи с этим, отображения результатов анализа не требуют такой высокой точности, как при измерениях. С этой точки зрения, является необходимым и достаточным проранжировать шкалу количественных характеристик.
Величину X *10"8 мг/мл целесообразно принять за количественную меру одного ранга. Изменение этой величины приводит только к изменению общего числа рангов. Исходя из этого, вся шкала была разбита на пять рангов, которые отражают категории интенсивности линий: от 0—21 у.е. - очень слабая (o.e.) - 1 ранг, от 21-41 у.е. - слабая (с) - 2 ранга, от 41-61 у.е. - средняя (ср) - 3 ранга, от 61-81 у.е. - интенсивная (и) - 4 ранга, от 81-100 у.е. - очень интенсивная (о.и.) - 5 рангов.
В квазилинейчатом спектре флуоресценции образца, например, ОВ подземной воды определены пять линий со следующими интенсивностями:
1.-бензола -10 у.е., (о.с) - 1 ранг,
2. - нафталина - 58 у.е., (ср) - 3 ранга,
3. - дифенила - 39 у.е., (с) - 2 ранга,
4. - фенантрена -76у.е., (и) - 4 ранга,
5. - хризена - 85 у.е., (о.и) - 5 рангов.
Функция классификации включает состав полиаренов и интенсивность каждого в рангах, а затем подсчитывается сумма рангов всех полиаренов. В данном условном примере сумма рангов равна 1+3+2+4+5=15, что означает, что "функция классификации" равна 15, а запись Ф кл.=15. По этой функции проводится классификация непродуктивных и продуктивных горизонтов в пределах локальных структур (нефтеносные, газоконденсатные и газоносные), а также отбраковка непродуктивных горизонтов.
Полуколичественный метод статистического анализа сокращает время на анализ и позволяет получить точные оценки характеристик состава и распределения в природных объектах, используя ранговую (категориальную) классификацию, давая 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, линии которых в квазилинейчатых спектрах фосфоресценции имеют слабую интенсивность, то есть полиарены содержатся в ОВ подземных вод в очень малых количествах, поэтому количество рангов низкое.
Значение процента встречаемости подсчитывается, например, следующим образом: взято для анализа 10 проб ОВ подземных вод и в каждой пробе определен бензол, следовательно, значение процента встречаемости
иг.
бензола равно 100%. Значение процента интенсивности и определяется так же подсчетом. Например, бензол был определен во всех десяти образцах ОВ подземных вод и его десять линий в квазилинейчатых спектрах флуоресценции имели различную интенсивность, то есть различную высоту аналитического максимума, 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 - 5, если бы аналитический максимум был очень интенсивный, тогда 100 процентная интенсивность для 10™ линий составляла бы 5x10=50 (рангов), а у нас 24 ранга. Решение простого уравнения дает значение процента интенсивности равное 48, откуда следует, что значение процента интенсивности равно 48,0%., и это означает, что бензол - высокоинформационный показатель нефтегазоносности.
Результаты исследования состава и распределения полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод различных НГП, указывающих на нефтеносные, газоконденсатные или газоносные горизонты, а также непродуктивные горизонты различных локальных структур, отображены четырьмя спецификами (рис. 4-7), полученными на основе гистограмм.
Специфики отражают значения процентов встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных и продуктивных горизонтов в пределах локальных структур. Для построения этих специфик было отобрано равное число проб (по десять) ОВ подземных вод из нефтеносных (рис. 4), газоконденсатных (рис. 5), газоносных (рис. 6) и непродуктивных (рис. 7) горизонтов в пределах исследуемых локальных структур. Все значения процентов величин встречаемости и интенсивности были усреднены.
4з
Рис. 4 иллюстрирует специфики значения процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов. Высокие и средние значения процентов встречаемости (50, 70, 90) отмечены для следующих легких и тяжелых полиаренов: флуорена, нафталина, апкилнафталина, 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, также входящий в разработанный комплекс показателей нефтегазоносности. Значение процентра встречаемости 3,4-бензпирена равно 30, а значение процента интенсивности -22.
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтеносных провинций отличают высокие и средние значения процента интенсивности легких полиаренов (до фенантрена) и низкие значения процента интенсивности тяжелых (от фенантрена до флуорантена). Значение Ф кл. "Н" для нефтеносных горизонтов равно от 26 до 43 рангов.
Рис. 5 демонстрирует специфики значений процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов. Высокое значение процента встречаемости, равное 100, отмечено у таких соединений, как: карбазол, нафталин, апкилнафталина, аценафтен, фенантрен, алкилфенатрен, трифенилен, антрацен, пирен, антантрен, перилен. Наблюдаются высокие значения процента интенсивности равные от 36 до 76.
В составе полиаренов ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов присутствует 3,4-бензпирена, также как и в ОВ подземных вод нефтяных
ц
Рис. 4. Специфики значения величин процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазшшнейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод нефтеносных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций, Ф кл. = 26^43 рангов.
Рис. 5. Специфики значения величин процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций, Ф кл. = 38;66 рангов.
горизонтов; величина процента встречаемости его равна 80, а значение процента интенсивности - 52.
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоконденсатных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций отличают большие значения процента интенсивности легких, средних и тяжелых полиаренов, значение Ф кл. "ГК" для газоконденсатных горизонтов равно от 38 до 66 рангов.
На рис. 6 представлены специфики значений процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоносных горизонтов. Обращает внимание очень интенсивный практически один аналитический максимум бензола в квазилинейчатом спектре флуоресценции; величина процента встречаемости этого максимума равна 100 и величина процента интенсивности - 77. Все остальные обнаруженные полиарены в комплексе: дифенил, нафталин, алкилнафталин, флуорен - имеют значение процента встречаемости не выше 60, значение процента интенсивности не выше 30, а для остальных полиаренов эти значения ниже, поэтому они считаются "фоновыми".
Таким образом, значение Ф кл. "Г" для газоносного горизонта равно от 1Ь22 рангов.
На рис. 7 представлены специфики значений процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов. Высокие значения процента встречаемости, а именно, до 60 отмечены у легких и средних полиаренов, но из-за малых значений процента интенсивности равных 20 или ниже, такие легкие и средние полиарены, как: бензол, нафталин, алкилнафталин, алкилфенантрен, трифенилен, хризен - отнесены к "фоновым значениям".
с-
Рис. 6. Специфики значения величин процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод газоносных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций, Ф кл. = 12 т 22 рангов.
Рис. 7. Специфики значения величин процента встречаемости и интенсивности полиаренов в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций, Ф кл. = 8 т 20 рангов.
Таким образом, состав и распределение полиаренов в квазилинеичатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций отличает наличие в спектрах малоинтенсивных линий легких и средних полиаренов до пирена. Значение Ф кл. "НС" для непродуктивных структур равно от 8 до 20 рангов
Можно видеть, что составы полиаренов ОВ подземных вод непродуктивных горизонтов и ОВ подземных вод продуктивных горизонтов совпадают, однако, значения процента встречаемости и интенсивности первых - очень низкие.
Раздельный прогноз продуктивных горизонтов и отбраковка непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур исследованных нефтегазоносных провинций (Предкарпатской НТО и Днепровско-Припятской ГНП), подвержены повторным разбуриваниям и совпадение результатов составляют 95% (ИГиГГ АН Укр., г.Львов).
Выявлены непродуктивные структуры Лено-Тунгусской НГП такие, как: - Балаганкинская пл. поиск, скв. 2 (2295-2498 м), скв. 2 (2295-2308), Верхне-Катангская пл., поиск, скв. 160 (2950 м), Верхнечонская скв. 26, (1580-1590 м), скв. 39 (1634-1644 м), скв. 37 (1354-1387 м). Отрицательные результаты прогноза подтверждены результатами разбуривания пластов (ПГО "ВостСИБнефтегазгеология" г.Иркутск). Результаты раздельного прогноза продуктивных горизонтов (нефть, газ, газоконденсат) других площадей Лено-Тунгусской НГП совпали в двадцати случаях из двадцати одного, то есть подтвержденный прогноз составляет 95%.
Прогноз продуктивных горизонтов пл. Сонго-Сонго развед. скв. 2 (1979т2000м) и (1955т1975м) Занзибарского НГБ полностью совпал с результатами разбуривания (БЬааЬап №оп).
Таким образом:
- разработанным геохимическим методом ранговой классификации подтвержден прогноз фазового состояния УВ в залежах и проведена отбраковка непродуктивных горизонтов локальных структур различных НГП;
- установлены критерии прогноза фазового состояния УВ в залежах (нефть, газ, конденсат) и непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур по составу и распределению полиаренов, входящих в состав комплекса - показателя нефтегазоносности, в квазилинейчатых спектрах флуоресценции ОВ подземных вод;
- выявлены индивидуальные наборы наиболее информативных полиаренов в составе информативного комплекса как критерия нефтегазоносности для различных нефтегазоносных провинций;
- достоверность прогноза фазового состояния УВ в залежах непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных НГП составляет 95%.
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 прогноз ожидаемого преобладающего флюида (нефть, газ или газоконденсат) в исследуемой ловушке. Как было показано в главах 3 и 4, информативным для раздельного прогноза продуктивных горизонтов в пределах локальных структур является информативный комплекс полиаренов ОВ подземных вод является показателем нефтегазоносности, с помощью которого автором получен новый фактический материал и сделан прогноз нефтегазоносных продуктивных горизонтов в пределах площадей центратьпсй части Днепровско-Припятской ГНП и Предкарпатской ГНО. Даны практические рекомендации, переданные в 1986 году в ИГиРГГ АН Украины (г.Львов).
Результаты прогноза продуктивных горизонтов в пределах локальных площадей по составу и распределению ОВ подземных вод из разведочных и поисковых скважин представлены в табл. 4.
Таблица 4.
Прогноз нефтегазоносности продуктивных горизонтов исследованных площадей Днепровско-Припятской ГНП
Названия площадей, № скв. Интервал перфорации (м) Нефтегазонос- ность, тип УВ залежи Непродуктивный горизонт Количество рангов
Н гк Г
1 2 3 4 5 6 7
Писаренковская, СКВ. 1 3215-3227 визейский ярус, горизонт В-20 + 14
ЮжноАфанасьевская, скв. 2 3038,5-3089,5 визейский ярус, горизонт В-16 + 69
Ярмолинцевская, скв. 2 скв. 5 4574-4592 нижний карбон + 16
3579-3647 визейский ярус + 18
Гудымская, СКВ. 1 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
Крещатинская, скв. 1 2607-2682 визейский ярус, горизонт В-17 н., В-20 + 61
5Х
Дальнейшим разбуриванием поисковых и разведочных скважин, указанных в табл. 4, был полностью подтверждены сделанный ранее автором прогноз.
Прогноз нефтеносных горизонтов локальных структур для вышеперечисленных нефтегазоносных провинций имеет принципиальное значение, в связи с тем, что глубинные подземные воды часто характеризуются малой минерализацией (по В.В.Колодию). Геохимический метод ранговой классификации для раздельного прогноза продуктивных горизонтов в пределах локальных структур позволяет также анализировать глубинные маломинерализованные воды, что является большим преимуществом предлагаемого метода. Практически возможно осуществление контроля геолого-разведочных работ от поиска до разработки, на всех этапах геолого-поисковых работ.
Учитывая наличие большого числа полиаренов в составе ОВ подземных вод высокой минерализации Днепровско-Припятской ГНП, .. можно использовать эти воды как сырье для получения дорогостоящих полиаренов.
На основе анализа проб ОВ подземных вод из разведочных скважин 8, 27 и 42 Астраханского ГКМ автором даны положительные рекомендации о продуктивности трех горизонтов. Состав и распределение полиаренов в ОВ подземных вод из этих скважин характерны для газоконденсатных (ГК) залежей. Состав полиаренов ОВ подземной воды из скв. 8 характеризуется большим набором их высокими значениями процента встречаемости, поэтому можно с уверенностью сказать, что исследуемый горизонт содержит ГК залежь. Прогноз флюида был сделан заранее до разбуривания. Сравнительный анализ результатов состава и распределения полиаренов в обпазцях ОВ подземных вод и газоконденсатов из скв. 27 и 42, показывает их сходство, генетическое родство и правильность прогнозных оценок.
Полученные данные были переданы в СевКавНИИГАЗ для практического использования.
Автором был сделан прогноз разведочных площадей Лено-Тунгусской НГП на поисково-разведочном этапе. Даны положительные рекомендации о нефтегазоносности горизонтов некоторых площадей Лено-Тунгусской НГП, отнесенных при испытании пластов ПГО "ВостСибнефтегазгеология" к неперспективным. Скважины на этих площадях были ликвидированы в 1984 году. В связи с полученными положительными результатами, было предложено повторное разбуривание ликвидированных скважин на таких площадях, как: Подволочная, скв. 161, 2954-2927 м; Усть-Кутская, скв. 10, (2096-2669 м); Тэтэрская, скв. 278, (2130-2198 м); (1610-1618м); Хушманская, скв. 1, (2770-2805 м); Чорская, скв. 2, (3110-3201 м). Прогноз нефтегазоносное™ продуктивных горизонтов вышеперечисленных площадей Лено-Тунгусской НГП позже был подтвержден повторным разбуриванием скважин. Даны также рекомендации о продуктивности пласта (поиск, скв. № 2) м. Сонго-Сонго. Исследование состава полиаренов в ОВ подземных вод из этой скважины выявил набор полиаренов (от бензола до флуорена), характерный для ГК пласта.
Прогноз нефте- и газоносности и отбраковка непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур геохимическим методом ранговой классификации может быть проведен в любом регионе, на любых этапах нефтегазопоисковых работ, независимо от типа вод, степени их метаморфизации, минерализации и содержания кислых газов. Практически разработана технология, которая может быть применена не только в геологии, но и в других областях, где есть нужда в использовании информации о составе и распределении полиаренов в жидких средах.
Необходимо отметить экологический аспект разработанной технологии. Например, минерализованными водами можно пользоваться только после
5k
очистки и контроля содержания в них полиаренов, и сбрасывать эти воды в поверхностные водоемы опасно, так как они содержат токсичные полиарены, из которых многие являются ядами I и II поколения.
Предложенная технология в настоящее время внедрена автором в следующих 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);
- чистоты продуктов питания и биологического витаминного комплекса (БВК), идущего для откорма скота и птицы, в пищевой промышленности. Документы о внедрении технологии имеются.
В работе предложены методические рекомендации по использованию геохимического метода ранговой классификации:
1. к 100 мл. пробы исследуемой подземной воды добавляются четыре мл н-гексана и смесь встряхивается в течение 10 минут, а затем отделяется н-гексановый экстрат для замораживания жидким азотом;
2. замороженный н-гексановый экстракт помещается в флуоресцентный спектрофотометр и с помощью приема спектрального фракционирования, получают квазилинейчатые спектры флуоресценции необходимых полиаренов;
3. подсчитывают и суммируют ранги по квазилинейчатым спектрам флуоресценции полиаренов, получая значение функции классификации;
4. осуществляет раздельный прогноз нефтегазоносности продуктивных локальных структур и непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур по следующим критериям:
- нефтеносный горизонт - линии легких, средних и тяжелых полиаренов по значению процента интенсивности в спектре - средние и слабые, а
Ф кл. "Н" = 26+43 рангов;
- газоконденсатный горизонт - линии легких, средних и тяжелых полиаренов в спектре - интенсивные или очень интенсивные, а Ф кл. "ГК" = 38т66 рангов;
- газоносный горизонт - выделяется очень интенсивная линия бензола в спектре на фоне других линий полиаренов по интенсивности очень слабых, а Ф кл. "Г" = 12т22 рангов;
- непродуктивный горизонт - все линии присутствующих полиаренов в спектре по значению процента интенсивности очень слабые, составляющие "фоновые значения", а Ф кл. "НГ"= &20 рангов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенных исследований решена крупная научная проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение, - разработан геохимический метод ранговой классификации отбраковки непродуктивных горизонтов и раздельного прогноза продуктивности горизонтов (нефть, газ, газоконденсат) в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций.
При этом:
1. Разработаны методология и метод ТЛС (на основе эффекта Шпольского) для определения большого числа полиаренов непосредственно в исследуемой пробе без предварительной обработки, концентрирования и разделения ее на отдельные фракции, а также два варианта оценки результатов анализа: полуколичественный, использующий информацию о содержании полиаренов в рангах, и количественный, использующий зависимость интенсивности линии в квазилинейчатой флуоресценции определяемого полиарена от его концентрации в пробе, или уравнение
регрессии с найденными коэффициентами. Вышеперечисленные варианты оценки результатов анализа выполнены на большом фактическом материале и все спектрограммы полиаренов получены единым методом анализа. Метод защищен авторскими свидетельствами (№ 9113316, № 1695249). Чувствительность метода определения полиаренов ОВ подземных вод составляет 10"8 мг/мл.
2. На основе сходства состава и распределения полиаренов в системе нефть-конденсат-ОВ подземных вод и пород установлено генетическое родство полиаренов всех частей природной системы осадочно-породных бассейнов изученных нефтегазоносных провинций, в связи с этим, очевидно, что перенос полиаренов, генерируемых ОВ различного генетического типа нефтематеринских пород, в породы-коллекторы реализуется в водорастворенной форме.
3. Разработан новый подход к гидрогеохимическим показателям для прогнозной оценки нефтегазоносности на основе выявленного комплекса, состоящего из двадцати пяти полиаренов ОВ подземных вод: бензол, дифенил, карбазол, дифениленсульфид, нафталин, алкилнафталин, аценафтен, флуорен, фенантрен, алкилфенантрен, трифенилен, хризен, пицен, антрацен, алкилантрацен, тетрафен, алкилтетрафен, пирен, алкилпирен, 3,4-бензпирен, антантрен, перилен, 1,12-бензперилен, коронен, флуорантен. Дана оценка информативности каждого полиарена, которая состоит из значений процента встречаемости и интенсивности.
4. Экспериментально установлено, что для каждой нефтегазоносной провинции существует индивидуальный набор наиболее информативных полиаренов.
5. Разработаны теоретические основы геохимического метода ранговой классификации и установлены критерии для прогноза продуктивных
горизонтов и для отбраковки непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций:
- нефтеносный горизонт - линии в квазилинейчатом спектре флуоресценции легких, средних и тяжелых полиаренов по значениям процента интенсивности
- средние и слабые, аФкп. "Н" = 26т43 рангов;
- газоконденсатный горизонт - линии в квазилинейчатом спектре флуоресценции легких, средних и тяжелых полиаренов по значениям процента интенсивности - интенсивные или очень интенсивные,
а Ф кл. "ГК" = 3&66 рангов;
-газоносный горизонт - в квазилинейчатом спектре флуоресценции выделяется очень интенсивная линия бензола на фоне других линий полиаренов очень слабых по значению процента интенсивности, а Ф кл. "Г" = 12т22 рангов;
- непродуктивный горизонт - все линии полиаренов в квазилинейчатом спектре флуоресценции по значениям процента интенсивности очень слабые, составляющие "фоновые значения'', а Ф кл. "НГ"' = 8т20 рангов.
Прогнозные оценки нефтегазоносное™, полученные разработанным методом, на 95% подтверждены результатами промыслового бурения в Лено-Тунгусской НГП и Днепровско-Припятской ГНП, Предкарпатской НТО. Прикаспийской НГП, Занзибарском НГБ. Высокий экономический эффект получен от внедрения предлагаемого метода на территориях: Лено-Тунгусской НГП (м. Собинское и м. Верхнечонское), Днепровско-Припятской ГНП - подтвержденный документами.
6. Геохимическим методом ранговой классификации внедрен как метох контроля результатов опробования и испытания скважин на разных этапа> геологоразведочных работ. Так, на основании положительных результатов полученных геохимическим методом, были рекомендованы для повторногс
эазбуривания скважины на территории Лено-Ту н гусс ко й НГП, щквидированные в 1984 году, как неперспективные.
7. Разработанный метод ТЛС определения большого числа полиаренов з отдельно взятой пробе является многофункциональным и вндерен как 1рецизионный метод контроля концентрации полиаренов в жидких средах в эазличных областях промышленности (электронной, химической, пищевой), а также для охраны окружающей среды.
В представленной работе защищаются следующие основные положения:
1. Методологический подход и единый тонкоструктурный люминесцентно-:пектральный метод определения большого числа полиаренов в целостной нефтегазоконденсатной геологической среде.
2. Теоретическое обоснование существования информативного комплекса полиаренов ОВ подземных вод как нового критерия нефтегазоносности, разработанного на основе установленных генетических связей полиаренов ОВ подземных вод с полиаренами нефтей, конденсатов и ОВ пород.
3. Геохимический метод ранговой классификации для раздельного прогноза нефтегазоносности продуктивных горизонтов и отбраковки непродуктивных горизонтов в пределах локальных структур различных нефтегазоносных провинций.
4. Прогноз фазового состояния УВ в залежах и отбраковка непродуктивных горизонтов геохимическим методом ранговой классификации на примере кайнозойских отложений Предкарпатской НТО, палеозойских отложений Днепровско-Припятской ГНП и Прикаспийской НГП, рифейских, вендских и кембрийских отложений Лено-Тунгусской НГП, а также мезозойских (постбайосских) отложений Занзибарского НГБ.
Список основных работ по теме диссертации:
1. Журавлева Е.Д. Метод определения малых количеств бензола в подземных водах с помощью квазилинейчатых спектров. Научно-технический сб. "Нефтегазовая геология и геофизика" № 11, 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. 1519 (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 индивидуальных органических соединений в подземных водах нефтяных и газовых месторождений методом молекулярной спектроскопии. // Сб. трудов ГЕОХИ. Доклады I Всесоюзного совещания по химии и инструментальным методам ана-лнза природных, сточных вод. М., 1973. с. 13-17 (соавт. Карякин A.B.).
5. Журавлева Е.Д. О применении люминесцентно-спектратьных 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. Каракин A.B.).
7. Журавлева Е.Д. Способ количественного определения пиридина в воде. A.c. №3468137 Б.И.СССР № 15, Гос. Ком. по делам открытий и изобретений, М., 1975, с. 44 (соавт. Карякин A.B.).
3. 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.). Журавлева Е.Д. Определение малых количеств нафталина в подземных водах нефтяных и газовых месторождений. - Изв. ВУЗ(ов). Нефть и газ. № 7, г.Баку, 1982, с. 15-18.
0. Журавлева Е.Д. Гидрохимический способ поисков залежей углеводородов. A.C. № 913316. Б.И.СССР № 10, Гос.Ком. по делам открытий и изобретений, М., 1982, с. 18-19.
1. Журавлева Е.Д. Органические соединения в водах нефтяных и газовых месторождений и их определение методом квазилинейчатых спектров. / Монография. Дип. ВИНИТИ № 4819-84. М„ 1984, с. 194.
2. Журавлева Е.Д. Определение малых количеств бензола и нафталина в маломинерализованных водах методом квазилинейчатых спектров фосфоресценции. - // Сб. научных трудов ИГиРГИ АНУкраины "Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных провинций", г. Киев, "Наукова Думка", 1985. с. 25-29.
3. Журавлева Е.Д. Аналитические исследования жидких углеводородов, пластовых вод и пород при системном подходе (прогнозирование нефтеносности недр). - // Сб. докладов II Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии / теоретические и прикладные аспекты, часть И, МИНГ им. М.И.Губкина, 1986, с. 447 (соавт.: Бакиров Э.А., Исаев Э.И., Саркисян B.C. и др.).
1. 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 пирена 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 С.Л., 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 / теоретические и прикладные аспекты/". М., МИНГ им. И.М.Губкина, книга 2, 1990, с. 45-60.
19.Журавлева Е.Д. Определение канцерогенных соединений спектраль-ным 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, № 12, М., 1990, с. 40-41 (соавт. Критская С.Л.).
. Журавлева Е.Д. Углеводородный состав подземных вод Сибирской платформы (по данным тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии). Обзор М. Деп., ВИНИТИ, № 4465-В 90, 1990, с. 20. !. Журавлева Е.Д. Подземные воды как источник информации об углеводородных залежах. - Газовая промышленность, № 10, "Недра", М., 1990, с. 54-55 (соавт. Критская С.Д.).
>. 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.
[.Журавлева Е.Д. Метод ТЛС для контроля и оценки примесей ПАУ в различных средах. М., Деп. ВИНИТИ № 12, б/о 209, 1990, с.27. >. Журавлева Е.Д. Особенности осадконакопления в докунгурском верхнем палеозое Прикаспийской впадины в связи с перспективами нефтегазоносности. Нефтяная промышленность. - // 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.).
¡. Журавлева Е.Д. "Способ определения полиаренов в пластовых водах при поисках залежей углеводородов", A.C. № 1695249, М., 1991 (Соавт. Исаев Э.И.).
'.Журавлева Е.Д. Раздельное прогнозирование углеводородных залежей по составу аренов в пластовых водах. Обзор. М., № 1253 -В-91, Деп. ВИНИТИ, №7, б/о 380, 1991, с.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.
29.Журавлева Е.Д. Использование химического состава пластовых вол для прогноза залежей углеводородов. Обзор. М., Деп. ВИНИТИ № 4302-В91, № 3,б/о 327, 1992, с.15.
30. Журавлева Е.Д. Определение содержания полиароматических углеводородов в системе подземная вода-нефть-конденсат-порода различных нефтегазоносных областей - // 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. Способ очистки синтетического органического ионно-обменного материала // Патент №2006286 на изобретение. Гос. реестр от 30.01.94., Бюлл. изобр. №2, Комитет РФ по потентам и товарным знакам (РОСПАТЕНТ). - М„ 1994, с. 16 (соавт.: Пучков В.В., Добудько В.Д., Евграфова Г.А.).
33.Журавлева Е.Д. Прогнозирование углеводородных залежей по содержанию аренов в пластовых водах. Геология нефти и газа. М. Геоинформмарк, 1994, с. 19-22. (соавт. Критская С.л.).
34. Журавлева Е.Д. Повышение эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с использованием метода тонкоструктурной люминесцентной спектроскопии - // Сб. тезисов докладов научно-техн. конференции "Актуальные проблеммы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М., ВНИГНИ, 1994, с. 28.
35. Журавлева Е.Д. Низкотемпературная люминесцентная спектроскопия для контроля содержания токсичных соединений в подземных водах и жидких средах. // Сб. тезисов докладов Всероссийской научной конференции
-
Журавлева, Елена Давыдовна
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Москва, 2000
-
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
