РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

В.В. Колодий

В сб. «Гидрогеология и нефтегазоносность». Минск. Наука и техника. 1982. с. 25-46

Современные представления о роли подземных вод в миграции нефти

Проблема миграции и аккумуляции нефти настолько тесно связана с взглядами на ее происхождение, что зачастую "миграционные гипотезы оказываются логическими следствиями, вытекающими из взглядов на проблему нефтеобразования" /26, с. 3/.Субъективность такого подхода очевидна в связи с острой дискуссионностью проблемы генезиса нефти. В то же время отдельные стороны миграции и аккумуляции нефти могут быть аргументированы объективным материалом, в частности гидрогеологическим, который может быть полезен и для решения вопросов ее генезиса. Апробирование наиболее популярных миграционных концепций всей совокупностью гидрогеологических данных представляется необходимым, хотя осуществляется далеко не всегда.

Большинство гипотез нефтеобразования, биогенных и абиогенных, предполагает рассеянное состояние новообразованной нефти в нефтепроизводящих породах или веществе мантии. Отсюда логически вытекают представления о первичной миграции или эмиграции нефти из этих пород или мантийных очагов в коллекторы.

Эмиграция нефти сменяется вторичной миграцией — перемещением по проницаемым пластам, зонам трещиноватости пород и т.п. В принципе миграция мыслима как для рассеянной, так и сконцентрированной в некотором объеме нефти. Образованию элементарных скоплений нефти предшествует первичная аккумуляция. Если полагать, что залежь образуется из рассеянной нефти непосредственное ловушке, в которой она сейчас залегает, то первичная аккумуляция является заключительным этапом формирования залежи. Так или иначе, если гипотезой нефтеобразования предусматривается эмиграция рассеянной нефти, то ею должна предусматриваться и первичная аккумуляция — в ловушке или на пути к ней. Формирование нефтяной залежи может быть представлено цепью следующих событий: образование нефти, рассеянной в нефтепроизводящей породе,— эмиграция — первичная аккумуляция — миграция — аккумуляция в залежи.

Рассмотрим важную роль подземных вод на каждом из указан­ных этапов исходя из представлений альтернативных гипотез генезиса нефти.

Согласно наиболее распространенной осадочно-миграционной гипотезе нефтеобразование обусловлено термолизом и термокатализом РОВ в процессе погружения осадочных толщ. Нефтеобразование начинается при температуре 80—90°C после погружения нефтепроизводяших толщ в зону мезокатагенеза и заканчивается подостижении ими зоны апокатагенеза при температуре 140—160 °С. Ниже в более жестких термобарических условиях образуются только газообразные углеводороды, главным образом метан /1, 5 и др./. В связи с большим разнообразием геотермических условий глубины залегания кровли и подошвы зоны нефтеобразования колеблются в широких пределах — от 1800—3000 до 5000—7000 м  соответственно.

По мнению ряда исследователей /7, 30 и др./, наблюдающиеся закономерности в изменении состава и характере распространения битумоидов в разрезах нефтепроизводящих толщ являются достаточным, хотя лишь косвенным доказательством реальности процессов эмиграции нефти. Главнейшим фактором эмиграции, как полагают, является растворение битумоидов в поровых растворах, отжимающихся по мере погружения из нефтепроизводящих пород в коллекторы /4,  5, 7, 12, 24, 30 и др./ Согласно М.Ф.Двали реальными факторами первичной миграции могут быть: растворение образующихся нефтяных компонентов в отжимающейся сециментационной воде и растворение их в сжатых газах" /12, с. 368/. По мнению М.С.Бурштара, "основная масса компонентов нефти мигрирует из нефтепроизводящих пород в водорастворенном состоянии /4, с. 14/. Полагают, что тех количеств воды, которые выделяются из глин на стадии катагенеза, достаточно для эмиграции таких объемов нефти, которые обеспечивают формирование промышленных залежей, даже если нефть выносится в коллекторы исключительно в виде водного раствора /7/. Другая группа исследователей /15, 20,28, 36 и др./ пришла к заключению, что эмиграция углеводородов, в частности высокомолекулярных, в водорастворенном состоянии большой роли играть не может[1].

Попыткой "влить свежую кровь" и сбалансировать количественную сторону эмиграции нефти в низкотемпературных условиях главной зоны нефтеобразования явилось предположение о том, что отделяющаяся от минеральных частиц при уплотнении глин вода обладает свойствами малополярных растворителей, таких, как спирты, и по этой причине растворимость углеводородов в ней на порядки выше, чем в обычной воде "в объеме" /37 и др./. Опирающееся на непроверенные опытом теоретические представления, что предположение нуждается в более серьезном обосновании. Во всяком случае состав минеральной части поровых растворов не подтверждает предположения о них, как о малополярном растворителе.

Очень часто, обосновывая большие масштабы выноса нефти с поровыми растворами, в качестве доказательства ссылаются на значительный выход с ними Cорг, порядка сотен миллиграммов на литр. Так, в работе /37/ показано, что содержание Сорг. в поровых растворах при температуре 80°С составляет 143,5—-172,3 мг/л, при температуре 150°С увеличивается до 283,2—492,0 мг/л. Эти данные, однако , прямого отношения к эмиграции нефти не имеют, так как неизвестно, какая часть С связана с углеводородами. Установлено, что большая часть Сорг. в подземных, водах входит в состав легко растворимых органических веществ — кислот, углеводов, спиртов и др. Экспериментально доказано, что при взаимодействии породы с дистиллированной водой и водным раствором NaCl с минерализацией 197 мг/л в интервале температур от 20 до 150°С в бидистиллят и раствор NaCl переходило очень мало углерода битумной фракции — менее 10 мг/л, и только при повышении температуры до 200°С и выше содержание С битумной фракции возросло до 70 мг/л /18/. Предложены и другие варианты гипотез миграции нефти с водой: в виде коллоидного раствора, эмульсии и т.п. /7, 16 и др./. В то же время уже .отмечалось, что опыты с коллоидными растворами далеки от природных обстановок, где подземные воды лишены необходимых для стабилизации коллоидных растворов количеств (единицы и десятки граммов на литр) поверхностно-активных веществ /7, 15 и др./. Сорг. Соласно работе /7/, значительная часть нефти перемещается в виде микрочастичек, взвешенных в воде, причем размеры частичек настолько малы, что свободно перемещаются в капиллярных порах. Уязвимым местом в таких представлениях является объяснение способа аккумуляции нефти, ибо если микроэмульсии столь подвижны, что не встречают никаких барьеров на путях миграции, то возникает вопрос, какие же факторы способствуют слиянию их в скопление. Как на возможную причину аккумуляции указывают на фильтрационный эффект, благодаря которому нефть задерживается в коллекторе при распыленной разгрузке подземных вод через сводовые части складок /16/. Однако указанный эффект прежде всего должен способствовать удержанию нефти в нефтепроизводящей глинистой породе - мембране при эмиграции из нее поровых растворов. Кроме того, как указано в работе /15/, для формирования таким способом залежей нефти необходим многократный водообмен во флюидоупорах. Количество же элизионных водообменов в нефтегазоносных водонапорных бассейнах в общем невелико /22 и др./.

Интересные исследования по извлечению водой углеводородов из осадочных пород проведены в последнее время В.И.Сергеевич, ТП.Жузе и Е.Г.Буровой, пришедшими к выводу о том, что с водой может быть вынесена широкая гамма углеводородов, но в столь мизерных количествах, которые заставляют подходить к оценке масштабов эмиграции углеводородов в водном растворе очень осторожно /36/.

Уже этот небольшой обзор представлений о факторах эмиграции и миграции нефти свидетельствует об отсутствии единства взглядов на роль подземных вод в этих процессах. В связи с этим замечание С.Г.Неручева о том, что "проведение дальнейших исследований с использованием новых данных о растворимости нефтяных углеводородов в пластовых водах следует считать весьма важным и продуктивным" /30. с.127/, актуальности не утратило.

Роль подземных вод в миграции абиогенной нефти может быть рассмотрена только с момента, когда последняя попадает в осадочный чехол. Согласно представлениям неоргаников, исходными для синтеза нефти являются содержащиеся в веществе верхней мантии вода и углекислота /40/. По Э.Б.Чекалюку, "нефть пробивается в земную кору в виде глубинных водных растворов, которые расслаиваются при низких температурах осадочного слоя" /40, с. 227/. Базируясь на этом положении, Е.С.Гавриленко полагает, что расслоение водо-нефтяных растворов на нефть и воду осуществляется непосредственно в ловушке. Подъем же водо-нефтяных растворов происходит быстро под действием высоких давлений, намного превышающих гидростатические. Путями подъема водо-нефтяных растворов служат глубинные разломы и системы оперяющих их трещин. При этом большое значение отводится гидрогеологической закрытости структур—ловушек, обеспечивающейся наличием региональных водоупорных толщ. "Достигая покрышки, флюиды вызывают гидравлический удар, вследствие которого происходит раскрытие трещин противостоящего пласта, в который и поступает водо-нефтяная смесь. Внедрившиеся нефть, газ и вода вытесняют ранее находившуюся в структуре воду . . ." /8, с. 178/. Логическим следствием такой схемы является предположение о наличии в ловушках на контакте с нефтью ювенильных вод, чему противоречит седиментогенная природа подземных вод нефтегазоносных провинций, доказанная многочисленными исследованиями по гидрогеологии, гидрогеохимии, изотопии подземных вод и т.п. О сингенетичности подземных вод и вмещающих их водоносных комплексов свидетельствуют также результаты палинологичогких исследований. Споронасыщенность пластовых вод во много раз ниже споронасыщенности вмещающих пород и даже ниже, чем у нефтей я газов... Комплекс растительных микроостатков пластовых вод чаше почти полностью соответствует комплексам вмещающих пород и резко отличается от нефтяных . . . Если удовлетворительным объяснением первого явления может служить свойство растительных микроостатков (гидрофобность поверхности, энзимы, удельный вес и др.), то причина второго явления кроется, очевидно, в самой природе пластовых вод . . . Имеющиеся данные палинологических исследований пластовых вод согласуются со взглядами о сингенетичном характере пластовых вод и вмещающих пород" /45, с. 95/.Если полагать, что абиогенная нефть обогащается спорами и пыльцой глубокозалегающих горизонтов на путях миграции, то спорами и пыльцой этих же горизонтов обогащались бы гипотетические ювенильные "нефтяные" воды, но этого не наблюдается[2]. С другой стороны, если бы абиогенная нефть достигала ловушек в виде водного раствора, она не смогла бы обогатиться микроостатками. Отсюда следуют неизбежные выводы о том, что миграция абиогенной нефти в пределах изученной части осадочной толщи могла бы проходить только в виде обособленной фазы.

Водо-нефтяные растворы и проблема миграции нефти

В качестве доказательств реальности миграции нефти в водо-растворенном состоянии чаще всего используют данные экспериментальных исследований растворимости в воде индивидуальных углеводородов различных классов. Этими данными охарактеризован широкий диапазон температур, но при низких давлениях, что обусловлено методикой исследований. Так в работе /4/ указывается, что в 1 м3 воды при 25°С растворяется 60 г алканов (н-гексан), 19 г цикланов (циклогексан)) и 158 г аренов (ксилол), на основании чего делается вывод, что в 1 м3 воды можно растворить 297 г смеси этих углеводородов. Ошибочность этого расчета заключается в том, что растворимость смеси индивидуальных угле­водородов не равна сумме растворимостей ее компонентов. Более того, она не равна средневзвешенному значению растворимости компонентов с учетом их доли в смеси. Недоказательны и расчеты, в которых нефть подменяется бензолом, растворимость которого значительно выше, чем нефти (рис. 1). В работе /7/показано, что при уплотнении глинистой толщи мощностью 200 м при ее погружении с глубины 1000 м на глубину 2000 м выделится 24 м3 воды с каждого квадратного метра площади. Далее авторы рассуждают так: при 107,4 °С в этих 24 м3 воды можно растворить 122 кг бензола. Мигрируя в зону с температурой 22°С, тот же объем воды сможет удержать в растворе только 45 кг бензола, следовательно, 77 кг углеводородов выделится из раствора в свободное состояние. "Если даже площадь нефтенакопления примерно равна площади питания вод углеводородами, то тогда коллектор с пористостью 15% будет насыщен нефтью (в данном случае бензолом. — В.К.) на мощность 6 м /7, с. 116/. Этот же расчет, однако, применительно к природной нефти показал, что мощность нефтенасыщенной части коллектора не превысит 0,5—-4 мм в за­висимости от типа нефти, определяющего ее растворимость. При этом нами не учитывались газонасыщенность вод и нефтей, минерализация вод, пластовое давление. Между тем анализируя значение молекулярной растворимости жидких углеводородов и нефтей в подземных водах и поровых растворах для процессов миграции, следует непременно иметь в виду следующие обстоятельства.

1. При низких температурах растворимость жидких углеводородов и нефтей незначительна. Особенно плохо в воде растворяются парафиновые углеводороды. Как показано в работе /36/, аналитически определимые концентрации н-гексана в дистиллированной воде наблюдаются только при 160°С, а для растворения аналитически определяемых гомологов (C11-C30) требуются температуры 200—250°С и выше.

2. Растворимость нефтей в воде зависит от их состава и при одинаковых температуре и давлении может изменяться в довольно широких пределах (рис. 1). Чем выше температура, тем меньше разница в растворимости разнотипных нефтей.

3. Растворимость жидких углеводородов и нефтей резко возрастает с увеличением температуры. Увеличение давления ведет к снижению растворимости жидких углеводородов и нефтей (рис. 1 и 2).

4. Растворимость жидких углеводородов в водах, насыщенных газом (за исключением СО2), меньше их растворимости в негазированной воде /35, 41/. Снижение растворимости прогрессирует с увеличением давлении газа и зависит от его природы; азот и гелий понижают растворимость в воде жидких углеводородов в меньшей степени, чем метан /35/.

5.  Насыщение воды углекислым газом способствует повышению растворимости в ней нефти до некоторого оптимального содержания в воде СС>2, выше которого растворимость резко падает /41/.

6.  Растворимость жидких углеводородов всех классов резко снижается с ростом минерализации вод, причем это снижение тем больше, чем выше давление и температура в системе (рис. 3).

С учетом изложенных выше особенностей растворимости жидких углеводородов и нефтей в воде и современных геотермобарических и гидрогеохимических условий нефтегазоносных водонапорных бассейнов юга СССР нами составлены таблицы изменения растворимости нефтей в пластовых водах по разрезу до глубины 10 км (табл. 1). Из них следует, что растворимость нефти 300 г/м3, о которой упоминается в работе /4/, не достигается даже на глубине 10 км. Отсюда вытекает, что проводимые во многих работах подсчеты возможного количества нефти, переносимой в молекулярных водных растворах, необоснованно оптимистичны.

Выяснилось также, что даже то небольшое количество нефти, которое растворяется в воде в геотермобарических и гидрогеохимических условиях верхней части осадочной толщи (до глубин 3 — 5 км), не всегда может обособиться из раствора при его минерализации в зоне пониженных температур и давлений. Характер изменения температуры, давления и минерализации подземных вод с глубиной во многих случаях приводит к появлению отрицательных, противоположно направленных, градиентов растворимости на некоторых участках разреза — растворимость нефти в подземных водах увеличивается с уменьшением глубины.

Проблема обособления растворенных углеводородов не менее важна для теории формирования залежей, чем проблема их миграции. Из изложенного выше следует, что перепады температур и минерализации подземных вод в главной зоне нефтеобразования не всегда могут рассматриваться как безусловный фактор сегрегации водо-нефтяных растворов.

__________________________________________________

Примечание.

1 - нефть типа Октябрьской (Крым); плотность (лаб.) — 767,0 кг/м3;

мол. масса — 114; вязкость (лаб.) — 1,36-10-6 м2/с; содержание парафина —0,88% по массе, смол — 1,3% по массе;

2 — нефть типа Долинской (Предкарпатье); плотность —844,4 кг/м3; мол. масса — 214; вязкость — 9,44-10-6 м2/с; содержание парафина — 11,1% по массе, смол — 7,7, асфальтенов — 1,4% по массе.

Какой бы ничтожной, однако, ни была растворимость жидких углеводородов в воде, саму возможность миграции нефти в виде водо-нефтяных растворов отрицать нельзя. Присутствие в подземных водах нефтегазоносных провинций углеводородов в растворенном состоянии широко известно. Речь поэтому должна идти не о принципиальной возможности такой миграции, а о ее значении для формирования промышленных залежей, подчас весьма крупных. Суть проблемы состоит в том, какое количество нефти переносится в водорастворенном состоянии в условиях реальных водонапорных бассейнов, ибо, оперируя огромными объемами подземных вод и геологическим временем, можно обосновывать эффективность миграции нефти в водных растворах и формирование таким образом всех известных, еще не открытых и уже разрушенных залежей нефти. Полагают, что следует "учитывать многократную смену вод в коллекторах за длительную геологическую историю. Это делает вероятным предположение о том, что количество подземных вод было достаточным для переноса в растворенном состоянии всех нефтей" /7, с. 1115/. Вероятность последнего предположения, однако, далеко не очевидна и нуждается в серьезном анализе. Поскольку проблема формирования залежей нефти за счет ее миграции в водорастворенном состоянии — это, прежде всего проблема ресурсов подземных вод, обеспечивающих формирование водо-нефтяных растворов, для выяснения роли последних в образовании залежей нефти необходимы количественные расчеты применительно к конкретным нефтегазоносным водонапорным бассейнам. В связи с этим в работах /19, 22/ показано, что ресурсов поровых растворов, выделяющихся из глинистых пород в процессе их погружения в пределах главной зоны нефтеобразования, недостаточно для образования уже разведанных запасов нефти в Южно-Каспийском, Крымско-Предкавказском, Днепровско-Донецком водонапорных нефтегазоносных бассейнах.

Возражения против эмиграции нефти в водорастворенном состоянии при температурах до 150°С сохраняют значение и при рассмотрении возможностей ее миграции в водном растворе и по­следующего обособления в свободное состояние. Допустим, что тем или иным способом в пласте—коллекторе сформировался водо—нефтяной раствор, количество нефти в котором достаточно для образования промышленных ее залежей. Рассмотрим возможность их формирования за счет латеральной миграции водо-нефтяного раствора к ловушкам. Очевидно, такая возможность определяется расходом потоков подземных вод в зонах нефтенакопления и тем количеством нефти, которое обособляется из раствора. Положим, что перепад температуры и давления на пути миграции составляет 100 °C и 20 МПа. Тогда из минерализованной (100 г/л) подземной воды в свободную фазу (при условии, что минерализация подземных вод с уменьшением глубины не снижается) выделится 1,6—6,25 см3 нефти из 1 м раствора. При ширине миграционного потока 100км, мощности коллекторов 500 м, пористости 20% (эти параметры близки к реальным для Западно-Туркменской впадины) возможные масштабы аккумуляции нефти показаны в табл. 2, из которой следует, что для формирования таким способом промышленных нефтяных залежей необходимы или очень высокие скорости фильтрации подземных вод, реальные разве что для зоны весьма активного водообмена инфильтрационных природных водонапорных систем, или время, исчисляемое десятками и сотнями миллионов лет. Между тем многими исследователями показано, что возможные скорости латерального движения подземных вод глубоких горизонтов нефтегазоносных водонапорных бассейнов в геологическом смысле исчезающе малы. Время формирования залежей ограничено также возрастом нефтегазоносных пластов и ловушек. Сопоставляя реальные для элизионных природных водонапорных систем скорости движения и расходы подземных вод с максимально допустимым временем формирования залежей, мы пришли к выводу, что образование последних путем латеральной миграции и последующей сегрегации водо-нефтяных растворов в низкотемпературных условиях главной зоны нефтеобразования маловероятно.

Таким образом, представления о формировании залежей нефти за счет тех ее количеств, которые мигрируют в низкотемпературных водо-нефтяных растворах, сталкиваются с непреодолимыми трудностями, обусловленными природными термобарическими, гидрогеодинамическими, палеогидрогеологическими и гидрогеохимическими обстановками в недрах.

Так как миграция нефти и газа в природных условиях наблюдению недоступна, важнейшее значение приобретают следы, по которым можно было бы восстановить виды, пути, расстояния, время миграции, фазовое состояние мигрировавших углеводородов. Миграция нефти и газа протекает в водонасыщенной среде, поэтому процессы, ей сопутствующие, отражаются на подземных водах. На путях струйной латеральной миграции углеводородов должны формироваться "шлейфы" повышенной газонасыщенности подземных вод, подобно ореолам, наблюдающимся вокруг залежей. В то же время сменяемость гидрогеологических обстановок во времени не способствует сохранению следов миграции углеводородов, особенно в бассейнах со сложной и весьма продолжительной историей развития. Установлено, например, что газонасыщенность подземных вод нижнепермских отложений на Леляковском нефтяном месторождении в Днепровско-Донецком бассейне составляет около 200 нсм33, а уже на расстоянии менее 1 км от контура залежи снижается до 75 нсм33. Параллельно убывает содержание в газе углеводородов от 60 до 3,2 об.% и возрастает количество азота от 37,9 до 98,6 об.%. Это явление рассматривается в работе /43/ как доказательство вертикальной миграции нефти и образования залежи на региональном фоне подземных вод, слабо насыщенных газом { Рг /Рпл. = 0,06). Такая интерпретация фактов не вызывала бы возражении, если бы можно было утверждать, что гидрогеохимическая обстановка в районе месторождения не изменялась на протяжении позднего палеозоя и мезокайнозоя. Материалы палеогидрогеологии, однако, свидетельствуют, что северо-западная часть бассейна, где расположено месторождение, подвергалась интенсивному влиянию инфильтрогенных вод /13, 39/.

В молодой элизионной природной водонапорной системе плиоцена Юго-Западной Туркмении газонасыщенность подземных вод значительно выше: например, на своде Гограньдаг-Карадашлинского поднятия Рг/Рпл Равно 1,0, а на расстоянии от него по длинной оси 2,5 км Рр/Рпл составляет 0,52. Большее падение газонасыщенности отмечается по короткой оси поднятия — на расстоянии от свода 1,15 км Рг/Рпл снижается до 0,29. По этим же направ­лениям снижается абсолютная газонасыщенность вод, возрастает содержание в газе азота, однако не так резко, как в Днепровско-Донецком бассейне. Верхняя часть красноцветной толщи Юго-За­падной Туркмении, в отличие от нижнепермских отложений в районе Леляковского месторождения, не испытывала влияния инфильтрогенных вод, гидрогеохимическая обстановка здесь не нарушена экзогенными факторами, поэтому повышенная абсолютная и относительная газонасышенность вод нарушенного сбросами свода складки может свидетельствовать о вертикальной миграции газа из нижезалегающих горизонтов.

Установлено, что в подземных водах нефтегазоносных провинций широко распространены нефтяные углеводороды (хлороформенная вытяжка при рН=7), "однако максимальное их количество и встре­чаемость обнаружены именно в приконтурных водах нефтегазовых месторождений" /44, с. 130/. Это свидетельствует о формировании ореолов повышенного насыщения подземных вод углеводородами за счет нефтегазовых залежей, образовавшихся вследствие вертикальной миграции. При латеральной миграции нефти повышенное содержание нефтяных углеводородов в подземных водах отмечалось бы и на ее путях, а тогда ореолы рассеивания углеводородов не имели бы замкнутого контура.

На возможные пути миграции углеводородов указывают гидрогеохимические аномалии, связанные с неорганической составляющей растворенного вещества подземных вод. Так, установлено, что понижение сульфатности подземных вод наблюдается не только непосредственно на контактах с залежами, но и далеко за контуром нефтегазоносности. В районе газового месторождения Северные Медыничи во Внешней зоне Предкарпатского прогиба из скв. 1, 8, 14, 24 получены подземные воды с пониженным против фонового содержанием SO42-. Как указывает В.М.Щепак /46 (скважины, давшие притоки малосульфатных вод, расположены непосредственно у Судово-Вишнянского разлома. Характерно, что в скв. 2, 16 и 18, находящихся значительно ближе к залежам газа, содержание сульфатов намного больше — 908, 1920 и 1688 мг/л соответственно. Понижение содержания SO42- в подземных водах зафиксировано, но данным того же автора, вблизи Судово-Вишнянс -кого разлома в районе Кохановского и Судово-Вишнянского нефтя­ных месторождений.

Приуроченность "отрицательной" сульфатной аномалии к Судово-Вишнянскому разлому, согласно данным работы /46/, объясняется вертикальной миграцией газа в зоне этого разлома с последую­щим заполнением ловушек, находящихся в 4-5 км к северо-востоку. У других тектонических нарушений этого района, а также рай­она Угерского и Бильче-Волицкого газовых месторождений подземные воды характеризуются фоновым содержанием SO42-,то свидетельствует о том, что не все тектонические нарушения служили путями миграции углеводородов.

Латеральная миграция газа по верхнетортонским отложениям от Стебникского надвига в сторону платформы фиксируется "отрицательной" сульфатной аномалией в районе Грыновского месторождения газа. Поскольку аномалия установлена только в тортоне и не отмечена нигде ниже по разрезу (хотя он нарушен здесь Калушским сбросом), В.М.Щепак /13/ пришел к аргументированному выводу о латеральной, а не вертикальной миграции газа, и в указанном районе.

Следует подчеркнуть, что гидрогеохимические аномалии, связанные с перетоками подземных вод,  не являются достаточными доказательствами вертикальной миграции углеводородов, даже если они ассоциируют с последними. Такие аномалии однозначно свидетельствуют только о наличии путей вертикальной миграции как для вод, так и для углеводородов. Внедрение в ловушки "чуждых" вод и углеводородов может быть асинхронным, а пути его — одними и теми же, благодаря чему и наблюдается парастерезис гидрогеохимических аномалий и залежей нефти и газа. Анализируя такие аномалии, Л.П.Швай /43/ отмечает, что из 60 изученных им месторождений нефти и газа в Днепровско-Донецком водонапорном бассейне перетоки вод по тектоническим нарушениям отмечаются в 38. Характер изменения мощности продуктивных пластов дает Л.П.Шваю основание считать, что в зонах, непосредственно примыкающих к нарушениям, значительная часть нефтяного пласта насыщена водами, поступающими по нарушению и оттесняющими нефть. Очевидно, что такие аномалии могут и не быть связаны с продуктивностью структуры и поэтому не могут служить доказательствами вертикальной миграции углеводородов, указывая лишь на принципиальную возможность такой миграции.

Пути миграции углеводородов успешно трассируются и по радиевым аномалиям — участкам повышенной радиенасыщенности подземных вод. В скважинах, пробуренных на площади Великие Мосты (Волыно-Подольская плита) вблизи регионального Бело-Миля -тинского надвига, подземные воды девонских отложений обогащены радием /46/. Относительная радиенасыщенность подземных вод не отличается от радиенасыщенности в краевых водах Великомостовс-кого газового месторождения. В 10 км от этого месторождения, на площади Каменка Бугская, аналогичные аномалии в зоне Бело— Милятинского надвига не установлены, как не обнаружены там залежи углеводородов. Радиевые аномалии в подземных водах по обе стороны Бело —Милятинского надвига прослеживаются не толь­ко по продуктивным среднедевонским, но и по верхне- и нижнедевонским отложениям. В пределах же нарушенной северо-восточной части Великомостовской складки аномалия приурочена исключитель­но к продуктивной части разреза. На этом основании В.М. Шепак полагает, что в зоне Бело -Милятинского надвига, на некоторых его участках проходила миграция газа из нижезалегающих толщ /46/. Из изложенного явствует, что некоторые гидрогеохимические аномалии, связанные с процессами, проходящими в системе породы — подземные воды, в присутствии углеводородов могут быть использованы для восстановления видов и путей миграции нефти и газа.

Весьма перспективны для определения путей, направлений и фазового состояния мигрировавших флюидов исследования газово-жидких включений в минералах /13, 14/. В кернах, отобранных в интервале 917—1162 м на площади Великие Мосты в зоне тектонических нарушений, оперяющих Бело-Милятинский надвиг, изучались гидротермальные кальцитовые жилы с немногочисленными кристаллами бурого кварца в скрытокристаллических известняках визейского возраста. В кварце встречались первичные и вторичные включения жидких углеводородов светло-бурого цвета, в составе которых определено 81,1% нафтеново-метановых и 6,4% ароматических углеводородов, 10,7% смол, 1,8% асфальтенов. Изучавшие эти включения В.А.Калюжный, Г.М.Гигашвили и И.М.Сворень /14/ пришли к выводам, что: 1) все первичные включения — углеводородного состава и не содержат воды; 2) вода содержится только во вторичных включениях; 3) водный флюид, из которого кристаллизовался кварц, содержал в виде отдельной фазы жидкие углеводороды, которые захватывались при росте и регенерации минерала; 4) жидкие углеводороды на разных глубинах имели неодинаковое содержание легких компонентов — на больших глубинах в углеводородной системе их содержалось больше, чем на меньших, где они обогащены тяжелыми компонентами; 5) минерализация  водного раствора вторичных включений (по NaCl ) не превышала 0,5%; 6) температура флюида снижалась в процессе движения снизу вверх и превышала 60—100°С, а возможно, достигала 200—250°С.

Матералы изучения газово-жидких включений в кварц—кальцитовых жилах, таким образом, проливают свет как на пути, так и на фазовое состояние и температуру мигрировавших углеводородов. К сожалению, такого рода материалов еще недостаточно, однако перспективность этого направления в изучении миграции углеводородов сомнений не вызывает.

Сведения о путях, фазовом состоянии и времени миграции нефти и газа дает изучение конденсационных и солюционных вод / 13 , 22/. Оценив количество вод этого типа в залежах и зная запасы в них углеводородов, их состав, давление и температуру, можно определить термобарические условия и примерную глубину образования водо-углеводородной системы, при расслоении которой эти воды образовались. Например, количество конденсационных вод на Западно-Октябрьском месторождении в Крыму оценивается примерно в 2,5—3,0 млн.м3 . Приняв во внимание состав газа и его геологические запасы, геотермобарические условия залежи, мы подсчитали, что такое количество конденсационных вод могло образоваться при влагосодержании газа во время заполнения ловушки, равном 400 г/нм3 , что соответствует температуре 200—250°С и давлению 70—75 МПа. В настоящее время такие условия ожидаются на глубине 7—7,5 км.

На Майском газовом месторождении в Каракумском водонапорном бассейне мощность зоны опреснения под залежью составляет 4,6 м, и подсчитано, что для разбавления пластовых вод в этой зоне до наблюдаемой величины потребуется примерно 107 м3 пресной конденсационной воды, которая могла бы выделиться из газо-водяного раствора при его влагосодержании около 150 см3/ м3. С учетом возможного содержания в мигрировавшем газе наиболее влагоемких H2S и СО2 температура заполняющего ловушку газа оценивается нами в 200°С.

Само наличие в недрах нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений конденсационных и солюционных вод свидетельствует о том, что при формировании залежей нефти и газа ловушки заполнялись не водо-углеводородными растворами, а углеводородами в свободной фазе. В противном случае формирование газовой залежи из водо-газового раствора сопровождалось бы не опреснением, а осолонением пластовых вод.

Наличие в недрах конденсационных и солюционных вод указывает также на большие различия геотермобарических условий в зоне формирования водо-углеводородных систем и современного залегания залежей нефти, т.е. на миграцию этих систем из высокотемпературных в относительно низкотемпературные области осадочной толщи.

Если бы аккумуляции углеводородов предшествовала медленная латеральная миграция на далекие расстояния, то конденсационные воды оказались бы рассеяннными вдоль ее путей и их не удалось бы обнаружить. Образованию оторочек конденсационных и солюционных вод наиболее благоприятствует вертикальная миграция углеводородов со скоростями, способствующими сохранению достаточно высокой температуры мигрирующей системы. Только в таких условиях могут быть сформированы оторочки пресных или существенно пластовых вод вокруг залежей нефти и газа.

По гидрогеохимическим аномалиям, связанным с влиянием конденсационных вод, можно ориентировочно определить время заполнения ловушки углеводородами, примерно совпадающее со временем выделения этих вод в отдельную фазу. Используя данные о конденсационных водах Терско—Сунженской нефтегазоносной области, Л.Н.Шалаев /42/ показал, что залежи западной ее части древнее, чем восточной.

Так как минерализация конденсационных вод существенно ниже, чем собственно пластовых, неизбежно возникающие процессы диффузивного массопереноса, приводящие к выравниванию минерализации подземных вод, могут быть использованы для определения времени существования гидрогеохимической аномалии исходя из того, что

,

где τ — время; h — координата направления диффузии;  F0 - критерий Фурье; Dk — коэффициент концентрационной  диффузии.

Согласно работе /38/, концентрационно-диффузионный массо-перенос прекращается при  F0 =  16,5.

Нами установлено, что время, потребное для формирования наблюдаемой на Октябрьском и Западно-Октябрьском месторождениях диффузионной зоны, составляет около 20 млн.лет, что согласуется с данными о времени заполнения ловушек, полученными другими методами. Аналогичным способом определенный возраст залежей Небитдатского месторождения составил 3-6 млн.лет. По целому ряду критериев геологически молодой возраст нефтяных и газовых залежей установлен во многих нефтегазоносных провинциях.

Современное состояние изученности конденсационных и солюционных вод, к сожалению, не позволяет использовать их для определения места образования углеводородов, однако можно утверждать, что углеводородные системы с растворенной в них водой формируются в водонасыщенной среде при относительно высоких температурах.

Изложенное определенно свидетельствует о том, что нефть и газ залежей, в недрах которых обнаружены подземные конденсационные и солюционные воды, образовались в значительно более жестких геотермических условиях, чем те, которые наблюдаются в залежах в настоящее время, и что в формировании таких залежей главную роль играла вертикальная миграция углеводородов в геологически недавнее время.

Совокупность проанализированного нами разнообразного гидрогеологического материала свидетельствует о том, что формирование залежей нефти и газа связано главным образом с вертикальной миграцией углеводородов по «зонам разломов и заполнением ловушек обособленной углеводородной фазой, содержавшей в растворенном состоянии некоторое количество пресной или маломинерализованной воды. Фиксируются также следы латеральной миграции углеводородов от зон разлома к ловушкам. Значительные масштабы вертикальной миграции и высокая температура мигрировавших углеводородов устанавливаются анализом условий формирования конденсационных и солюционных, газово-жидких включений в минералах.

Миграция нефти в свете гидрогеологических исследований

Таким образом, по гидрогеологическим данным, нефть и газ на каком-то из этапов эволюции в недрах находились в высокотемпературных условиях. Имеются доказательства как вертикальной, так и латеральной миграции углеводородов, установлено, что ловушки заполнялись углеводородами с растворенной в них водой, а не растворами углеводородов в воде. Сегрегация растворов нефти в воде, если таковые существовали, должна была произойти на путях миграции до заполнения ловушек нефтью или газом.

Приуроченность максимальных запасов нефти и в меньшей степени газа и газоконденсата к интервалу глубин 1500—3500 м свидетельствует о наиболее благоприятных в этом интервале раз­реза геолого-гидрогеологических условиях формирования и, что не менее важно, сохранения залежей (элизионный квазизастойный гидродинамический режим, высокая минерализация подземных вод, наличие пород-коллекторов и покрышек высокого класса и т.д.). Выше по разрезу условия сохранения залежей неблагоприятны вследствие заметного влияния гипергенных факторов. На больших же глубинах все более неблагоприятными становятся условия нефтенакопления (ухудшение качества коллекторов, ограниченные в объеме резервуары со сверхгидростатическими пластовыми давлениями). Интервал разреза, содержащий наибольшие запасы нефти, представляет собой главную зону нефтенакопления. Ее положение контролируется факторами, определяющими формирование и сохранение залежей. Мигрирующую нефть и нефть, аккумулированную в залежах, следует рассматривать как находящуюся в альтернативных состояниях, требующих различных геолого-физических и гидрогеологических обстановок. Миграции нефти способствуют динамичность водонапорной системы, наличие полостей, делающих возможной "транспортировку" нефти поперек напластования пород, высокие температуры, снижающие сорбцию и вязкость воды и углеводородов, способствующие образованию водо-нефтяных растворов с высоким содержанием нефти. Поэтому для миграции нефти наиболее благоприятны проницаемые зоны нижней части стратисферы, которая может рассматриваться как зона миграции углеводородов. Геолого-физические условия зоны миграции неблагоприятны для формирования и консервации залежей нефти, однако это не означает, что последние здесь совсем не фор­мируются. Условия образования и сохранения залежей здесь, одна­ко, значительно хуже, чем в главной зоне нефтенакопления. Зона миграции нефти приурочена к термогидродинамическим водонапор­ным системам, подземные воды которых формируются за счет глубокой термической дегидратации пород — удаления прочно связанных вод, распада кристаллогидратов и т.д. Минерализация этих вод невысокая по сравнению с подземными водами элизиониых водонапорных систем, способствует растворению в них нефти /22/.

Если фазовое расслоение эвентуальных водо—нефтяных растворов, судя по наличию в залежах конденсационных и солюционных вод, реализуется при температурах 200—250°С, то в более жестких температурных условиях водо- нефтяные растворы могут играть важную роль в переносе нефти. Тектонические процессы, сопро­вождающиеся трещинообразованием, создают пути их вертикальной миграции. Помимо конвективного массопереноса в таких зонах, "прорезающих" на многие тысячи метров осадочную толщу, существенное значение может иметь и термодиффузия.

Встреча водо-нефтяных растворов с рассолами элизионных природных водонапорных систем приводит к их смешению, росту минерализации первых, резкому снижению растворимости углеводородов и их "высаливанию" из раствора. Гидрогеохимический порог представляется, таким образом, наиболее существенным фактором высаливании нефти и ее накопления (первичной аккумуляции) на этом пороге до тех пор, пока образовавшееся элементарное нефтяное скопление не приобретет способности к миграции /11,25,26 и др./.

Изложенная схема миграции, с позиций биогенной природы нефти, должна: быть дополнена механизмом ее эмиграции из нефтегенерирующих пород. Как известно, высокотемпературное (250-300°С и более) образование нефти из органического вешества осадочных пород допускается рядом исследователей (С.Н. Обрядчиков, Ш.Ф.Мехтиев, А.С.Ковалевский, Н.П.Туаев и др.). Анализ представлений о высокотемпературном генезисе углеводородов в последнее время сделан в работе /23/. Материалы глубокого бурения свидетельствуют о том, что образование нефти не ограничивается температурами 135—140°С, характерными для главной зоны нефтеобразования, а продолжается, даже по мнению сторонников осадочно-миграционной гипотезы при более высоких температурах /2, 6, 32 и др./. Изучив органическое вещество палеозойских отложений Западной Сибири, авторы работы /32/ пришли к выводу о том, что нефтеобразование может идти при коксовой и более высокой, возможно, вплоть до антрацитовой, стадиях углефикации органического вещества и палеотемпературах 190—270°С. Геохимики-нефтяники, основываясь на константах термического распада органических веществ полагают, что процессы нефтеобразования значительно эффективнее и быстрее проходят при повышенных температурах. Устраняются затруднения, связанные с аргументацией, механизмов эмиграции и миграции нефти.

Представления о низкотемпературном генезисе нефти являются своеобразной данью температурным условиям нефтеносных провинций древних платформ, характеризующихся небольшими, до 100— 120°С, современными температурами в основании осадочной толщи. Даже в геосинклинальных областях современные температуры в 250—300°С наблюдаются и прогнозируются на глубинах от 7— 11 до 9—12 км.

Между тем в последние годы получили развитие методы палеогеотермических исследований, основанные на изучении отражательной способности витринита на полированных срезах, показателя преломления коллоальгинита (альгоколлинита) в шлифах /2,3, 10 и др./. Установлена связь с палеотемпературой парамагнитных свойств керогена /3/ , квадрупольного расщепления мессбауэровского спектра (ΔF3+) глауконита /27/. Этими исследованиями установлено, что современная температура в недрах отличается от максимальной палеотемпературы иногда весьма значительно. Так, в скв. Бейден-1 (бассейн Анадарко) на глубине 1500 м современная температура ниже максимальной палеотемпературы на 49°С. Температура 150°С в этой же скважине замерена на глубине 5400 м; такая же палеотемпература определена на глубине 3300м. Только начиная с глубины 6700 м современные и палеотемпетуры совпадают /3/. Анализ, проведенный по 14 осадочным бассейнам, сложенным мезозойскими и палеозойскими отложениями, обнаружил резкие расхождения между современными и палеотемпературами до глубин 700 м /51/.

Н.П.Гречишниковым с соавторами установлено, что максимальные температуры в кровле визейского яруса Днепровско-Донецкого бассейна, судя по отражающей способности витринита, больше современных на 30—130°С, причем разница возрастает с северо-запада на юго-восток, где палеотемпературы превышали 225°С (площади Восточно-Полтавская, Машевичская и др.). Сопоставление данных, приведенных в работе /2/, с современными температурами в Предкавказье показывает, что последние ниже на 30—40°С. Значительно большая, примерно на 80—90°С, разница между палео- и современной температурой в этом же регионе установлена по величине квадрупольного расщепления глауконита, согласно которой в скв. 5 Прасковейской площади на глубине 3125 м палеотемпература составляла 240±4°С /27/. Исходя из современных геотермических условий, такая температура ожидается на глубине около 8000 м, т.е. почти на 5000 м ниже по разрезу. Таким образом, есть веские основания утверждать, что современные температуры не являются максимальными и не соответствуют термическим условиям превращения рассеянного органического вещества в осадочной толще. С другой стороны, процессы высокотемпературного генезиса нефти, ее эмиграция и миграция в виде водо-нефтяных растворов могли реализоваться на значительно меньших глубинах при существенно меньших мощностях осадочных толщ, чем те, которые допускаются современной геотермической ситуацией.

Нами предпринята попытка определить ориентировочно количество нефти, которое может быть вынесено из пород высокотемпературными водо-нефтяными растворами. При температуре 250— 270°С растворимость нефти в воде может составить 500— 1000 см33. (см. рис. 1), что при мощности нефтегенерирующей толши 1000 м, площади ее распространения 40•103 км2 (примерно равна площади Западно-Туркменской нефтегазоносной области) и выделении дегидратационной воды 0,05 м3 на 1 т глинистой породы (по экспериментальным данным высокотемпературной дегидратации глин) даст объем воды, равный 0,5•1013 м3. В этом объеме может быть растворено и вынесено от 2,5•109 до 5•109 м3 нефти, или в пересчете на 1 км2 от 0,6•105 до 1,2•105 м3. Для сравнения укажем, что плотность запасов нефти по весьма перспективному триас-юрскому комплексу Западного Предкавказья оценивается в 6•103 т/км2 /34/.

Кроме химически связанных вод одним из источников пополнения запасов подземных вод термогидродинамических природных водонапорных систем может являться межслоевая вода монтмориллонитовых и гидрослюдистых глин, которые вопреки представлениям /47—49/ не всегда отжимаются из породы на глубинах 2000 - 3500 м. Так, в продуктивной толще Южно-Каспийской впадины монтмориллонитовые глины сохраняются до глубин 5000 м.  Разуплотнение глин, характеризующихся сверхгидростатическим поровым давлением, отмечается в продуктивной толще на максимальных, достигнутых скважинами глубинах. При дальнейшем погружении в условиях высоких температур эта вода покинет породу и сможет принять участие в переносе углеводородов в виде водных растворов.

Определенную роль в миграции жидких углеводородов на больших глубинах должны играть и газы термометаморфического (СО2) и мантийного генезиса (СО, СО2, N2, Н2, СН4, Не). Вместе с тем представляется, что все же основным фактором мобилизации вещества в земной коре, в том числе и углеводородов, является столь универсальный растворитель,  как вода.

Предложенная выше схема миграции нефти в начальной стадии в виде водо-нефтяного раствора, а на заключительной— в свободной углеводородной фазе хорошо объясняет ассоциацию флюидов и гидротермального оруденения. Нагретые до высоких температур подземные воды термогидродинамических природных водонапорных систем выносят из пород не только углеводороды, но и различные металлы, парагенезис которых с нафтидами неоднократно обсуждался в литературе. Высокотемпературный генезис нефти, получающий подтверждение в гидрогеологическом плане, представляется заслуживающим дальнейшего более интенсивного изучения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Акрамходжаев A.M. Органическое вещество — основной источник нефти и газа. — Ташкент: Фан, 1973. —204 с.

2. Аммосов И.И., Еремин И.В. Палеотемпература главного этапа нефтеобразования. — В кн.: Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М.: ИГиРГИ,  1971, с. 5—18.

3. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа. — М.: Недра, 1976. — 592 с.

4. Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа. —М.: Недра, 1973. — 256 с.

5. Вассоевич Н.Б. Главная фаза нефтеобраэования. — Вестн.Моск. ун-та. Сер. геол., 1969, № 6, с. 3—27.

6. Вассоевич Н.Б, и др. Особенности катагенеза рассеянного органического вещества в бедных коллекторами глинистых толщах. — Изв. АН СССР. Сер.геол., 1973, № 4, с. 116—125.

7. Вышемирский B.C., Конторович А.Э., Трофимук А.А. Миграция рассеянных битумоицов. — Новосибирск: Наука, Сиб. отд., 1971. — 168 с.

8. Гавриленко Е.С. Гидрогеология тектоносферы. — Киев: Наукова думка,  1975. — 196 с.

9. Гатальский М.А. К проблеме нефтематеринских свит и нефтепроизводяших водоносных комплексов. — В кн.: Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа. Л.: Недра, 1974, с. 26—35.

10. Гречишников Н.П., Бескопыльный В.Н. Эволюция геотермического поля Припятского нефтегазоносного бассейна в связи с нефтегаэоносностью. — Докл. АН БССР, т. 20, № 2, 1976, с. 161—164.

11. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. - Л.: Недра,  1969. - 148 с.

12. Двали М.Ф. Возможные факторы и процессы первичной миграции нефти. — Тр. Всес. н.-и.геол.-разв. ин-та, вып. 132. Л.: Гостоптехиздат,     1959 с. 204—241.

13. Изучение природных гидродинамических систем нефтегазоносных провинций Украинской ССР и сопредельных территорий/В.В.Колодий, В.М.Щепак.Л.К.Гуцало и др. — В кн.: Рефераты науч.-исслед. работ Ин-та геол. и геохимии горюч, ископ. АН УССР за 1973 г. Киев: Наукова думка, 1975, с. 69—73.

14. К вопросу о нефтепроводимости Бело-Милятинского разлома и фиэико-химическом состоянии нефтяных флюидов по гидрохимическим данным и  результатам исследования жидких включений в минералах. — В кн.:  Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Львов, 1972, с. 217—218.

15. Капченко Л.Н. Генезис глубокозалегаюших подземных вод нефтегазоносных бассейнов и их роль в нефтенакоплении: Автореф. дис...докт. геол.—минер, наук. — Л., 1975. — 48 с.

16. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1972. — 280 с.

17. Карцев А.А., Вагин СБ. О роли «межслоевых» вод глинистых минералов в формировании подземных вод. — Изв. вузов. Геол. и разв.,  1973, № 3, с. 64—67.

18. Киссин И.Г., Пахомов СИ. О миграции рассеянных  органических веществ из осадочных пород в водные растворы при повышенных температурах. — Изв. АН СССР. Сер. геол.,  1971, № 9, с. 134—143.

19. Колодий В.В. О роли водо-нефтяных растворов в миграции нефти и формировании ее залежей. — В кн.: Геология и геохимия нефтегазоносных  провин­ций Украины. Киев: Наукова думка,  1977, с. 3—9.

20. Колодий В.В. Современные представления о роли подземных  вод  в формировании нефтяных месторождений. — В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии нефти и газа. Киев: Наукова думка,  1977, с. 49—52.

21. Колодий В.В., Лихоманова  И.Н. Гидрогеологические условия нефтегазоносных провинций Украины и роль подземных вод в формировании  залежей нефти. — В кн.:  Закономерности образования и размещения залежей нефти  и газа. Киев: Наукова думка, 1978, с.  136—143.

22. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их  роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере юга СССР): Автореф. дис. докт.геол.-минер. наук. — Львов, 1978. — 52 с.

23. Кудельский А.В., Лукашев К.И. Образование и миграция нефти (термобарические аспекты). — Мн., Высшая школа, 1974. — 134 с.

24. Кудряков В.А. Формирование залежей нефти и газа как элементов геогидроцинамических систем. — Ташкент: Фан, 1976. — 125 с.

25. Леворсен  А.И. Геология нефти/Пер, с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1958. — 487 с.

26. Линецкий В.Ф. Миграция нефти и формирование ее залежей.- Киев: Наукова думка, 1965. - 199 с.

27. Малышева  Т.В., Казаков  Г.А., Сатарова Л.М. Температура эпигенеза осадочных пород по данным мессбауэровской спектроскопии. —Геохимия,  1976, № 9, с.  1291—1299.

28. Мухин Ю.В. Гидрогеологические условия первичной миграции газа и нефти. — Бюл. МОКГ. Отд. геол., 1974, № 2, с. 107—124.

29. Назаров Д.А., Семенников А.Д. Особенности латеральной миграции нефти в свободном состоянии. — Советская геология,  1977, N> 4, с. 20—29.

30. Неручев С.Г. Нефтепроизводяшие свиты и миграция нефти. — Л.: Гостоптехиздат, 1969. — 240 с.

31. Никаноров A.M., Шалаев Л.Н. Конденсационные воды нефтяных месторождений Терско-Сунженской области. — Геология нефти и газа, 1973, № 1, с. 45—48.

32. Оленин В.Б., Соколов Б.А. "Новый" механизм образования нефти и газа. — Природа, 1975, №. 9, с. 42—49.

33. Органическое  вещество палеозойских отложений Западной Сибири и его роль в продуцировании углеводородов/В.И.Иванцова, В.Ф.Васильева, В.Ф. Глебовская и др. — В кн.: Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. 38. Тюмень, 1978, с. 3—6/

34. Прогнозные запасы нефти и газа юга Украинской ССР/А.И. Парыляк, И.П.Копач, А.М.Плотников и др. — В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии нефти и газа. Киев: Наукова думка, 1977, с,  112—117.

35. Сергеевич В.И., Жузе Т.П. и др. Экспериментальное исследование растворимости углеводородов в воде, насыщенной газом. — В кн.: Миграция нефти и газа и фазовые равновесия в углеводородных системах при высоких давлениях. М., 1969, с. 38—50.

36. Сергеевич В.И., Жузе Т.П., Бурова Е.Г. Углеводороды, извлекаемые водой из рассеянного органического вещества пород. — В кн.: Проблемы геологии нефти, геохимия и гидрогеология нефтяных и газовых месторождений, вып. 8. М.  1976, с. 35—44.

37. Симоненко В.Ф. Механизм заполнения природных резервуаров свободным газом и нефтью. — В кн.: Поиски и разведка газовых месторождений. М.: Недра,  1975, с. 181—190.

38. Смирнов С.И., Происхождение солености подземных вод седиментационных бассейнов. — М.: Недра, 1971. — 216 с.

39. Терещенко В.А. Гидрогеологические условия северо-западной и средней части Днепровско-Донецкой впадины в связи с выявлением закономерностей размешения нефтяных и газовых месторождений: Автореф. дис. канд. геол.-минер. наук. — Л.,  I960. — 21 с.

40. Чекалюк Э.Б. Термодинамические основы теории минерального происхождения нефти. —  Киев  Наукова думка. 1971. 256 с.

41. Чекалюк Э.Б. Э.Б., Филяс Ю.И. Водо-нефтяные растворы.                          Kиев: Наукова думка, 1977. — 128 с.

42. Шалаев  Л.Н. Вопросы методики и практики использования гидрохимических исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений: Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. — М. 1973. —- 18 с.

43. Швай Л.Г. Подземные воды Днепрсвско-Донецкой впадины в связи с нефтегаэоносностью. — М.: Недра, 1970. — 105 с.

44. Швец В.М. Органические вещества подземных вод. — М.: Недра, 1973.-192 с.

45. Шкребта Г.П. О растительных микроостатках различного возраста в нефтях из третичных и верхнемеловых отложений Карпат и Предкарпатья. — В кн.: Вопросы геологии Карпат. Изд-во Львовск. ун-та, 1967, с. 152—156.

46. Шепак В.М. Гидрогеологические условия внешней зоны Предкарпатсксго прогиба в связи с нефтегазоносностью: Автореф. дис... канд. геол.-минер. наук.—Киев, 1965. — 26 с.

47. Вurst J.P. Diagenesis of Gulf Coast clayey sediments and its possible connection to petroleum migration.  —  AAPG Bull. 1969,  v.53, N 1, p.73—93.

48. Perry E.A., Hоwer J. Late-stage dehydratation in deeply-burried pelitic sediments. — AAPG Bull. 1972, v.56, N 10, p.2013—2021.

49. Powers M.C. Fluid-release mechanisms in compacting marine mudrocks and their importance in oil exploration. — AAPG Bull, 1967, v.l, N 7, p. 1240—1254.

50. Puseу W.C. How to evaluate potential gas and oil source rocks. — World oil, 1973, v.176, N 3, p.71—75.



1 Ранее это показано в работе /23/ - Редколлегия.

2Это обстоятельство может быть объяснено различными флотационными свойствами нефти и вод. Редколлегия.