ГЕОХИМИЯ ПОРОВЫХ РАСТВОРОВ ПОРОД С КОНЦЕНТРИРОВАННЫМ ОРГАНИЧЕСКИМ ВЕЩЕСТВОМ

Л.А.Абукова, О.П.Абрамова, И.Ф.Юсупова

В сб. «Актуальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа» Тр. Седьмой Научной конференции. М. ГЕОС «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», 2004.

В работе впервые рассмотрены результаты исследований состава поровых растворов, полученных при различных физических режимах их отжатия из горючих сланцев – кукерситов (Эстонское месторождение O2kk). В литологическом отношении рассматриваемые породы – высокоуглеродистые мергели, сложенные в основном органическим, карбонатным и терригенным материалом примерно в равных соотношениях по массе; стадия преобразованности – ранний катагенез.

Методика проведения экспериментов предполагала задание 3-х режимов: плавного геостатического нагружения (режим I), стрессового геодинамического воздействия (режим II) и сопряженного стресс-термобарического воздействия (режим III). Отмечается, что [1]элементы минеральной матрицы Са, Mg, Na, K, S выносятся рыхлосвязанными водами при более мягких режимах (рис. 1-а), а в жестких термобарических условиях возрастают концентрации микроэлементов Сo, Cr, Ni, Pb, V, Cu и др. (рис. 1-б; 1-в)

Наиболее чутко реагируют на сопряженный "стресс"-термобарический режим Сo, Cr, Ni, V, Fe (увеличение относительно "плавного" режима в 2 – 8 раз). Подобные концентрации обычно характеры для агрессивных кислых вод.

Полученные результаты показывают, что связанные воды являются активным агентом первичной миграции УВ не только для глин, но и для нефтегазоматеринских пород, представленных другими литологическими разностями.

Интенсивность выноса [2]Сорг поровыми водами прямо связана с высокой концентрацией органического углерода в породе (до 40% вес.). Содержание водорастворенного Сорг, (рис. 1-г) в поровых растворах как при плавных (230-250 мг/л), так и "стрессовых" режимах моделирования (250-300 мг/л) гораздо выше, чем в других опытах с глинистыми нефтегазоматеринскими породами.

Полученные результаты позволяют рассматривать горючие сланцы как важный объект для изучения процессов флюидогенерации, в частности нефтегазообразования, в районах с различной геодинамической активностью.

Рис. 1а-1г. Геохимический состав поровых вод, отжатых из кукерситов

Режимы:

1 – плавное наращивание давления от 0 до 800 атм.;

2- знакопеременное давление в интервале от 0 до 800 атм.;

3-сопряженное "стресс"-термобарическое воздействие (t0 от 400 С до 800 С при Р =400 - 800 атм.

Литература.

  1. Абукова Л.А. , Карцев А.А., Лашкевич В.С., Иванова В.Д. //Механохимия поровых вод глинистых отложений в аспекте генезиса нефти и газа. /Генезис нефти и газа.М. ГЕОС, 2003.
  2. Карцев А.А. Абрамова О.П., Дудова М.Я. Органическое вещество в горных растворах.// Изв. АН ССР, серия геологическая, № 7, 1969.
  3. Симоненко В. Ф. Роль поровых растворов в процессах нефтегазообразования. //Теоретические вопросы нефтегазовой геологии. Киев, Наукова Думка, 1980

[1] Анализ химических элементов выполнен методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой на приборе "IRIS Advantage" производства фирмы "Thermc Jarrell Ash (ИОНХ РАН)

[2] Опреление органисекого углерода выполнено методом мокрого разложения и окисления пробы в концентрированной серно-хромовой смеси при 130?С с последующим кулонометрическим титрованием на приборе «АУЛ» - аналог установки «RockEval», Франция (Институт океанологии РАН).