Первичная миграция углеводородов в водорастворенном состоянии и их начальная аккумуляция

В.Ф. Симоненко

«Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа». Обзорная информация ВИЭМС МГСССР, выпуск I, М, 1988.

Введение

В свете решений XXVII съезда КПСС об ускоренном развитии научно-технического прогресса очевидна необходимость ориентации научных направлений (наряду с решением практических задач) на постановку фундаментальных исследований. При подготовке сырьевой базы для развития нефтяной и газовой промышленности одним из таких направлений являются исследования, связанные с решением проблемы образования углеводородов (УВ) и формирования их залежей в земной коре. В прямой зависимости от степени изученности условий формирования находятся наши познания о закономерностях размещения залежей УВ и, как следствие, о способах повышения эффективности поисковых работ на нефть и газ.

Предлагаемый обзор посвящен исходной позиций теории формирования нефти и газа - механизму массопереноса рассеянных в материнской породе УВ и их объединения в гомогенные массы. В этих процессах главная роль отводится структурным изменениям воды, которые и обусловливают ее необычные свойства как транспортирующего агента УВ и других полезных ископаемых.

В последнее время все больше исследователей приходит к глубокому убеждению, что на структуру воды и ее свойства влияют не только термобарические условия, но и поверхностные силы активных минеральных систем. Исходя из этого, многие ученые убеждаются в том, что одной из важнейших природных систем, определяющих эволюцию геологических процессов, является система вода-горная порода. Физико-химическая эволюция этой системы заключается в непрерывном растворении пород и вмещаемых ими химических элементов, органических соединений, концентрировании их в растворах. Определяющим фактором, обусловливающим эти процессы, является формирование в тонкодисперсных породах агрессивной модификации поровой воды, растворяющая способность которой несопоставимо выше объемной (свободной) воды, а на определенных этапах взаимоотношения с базисной поверхностью становится неограниченной. Возникает неравновесный характер взаимоотношений воды с породой, в результате чего развиваются многие геофлюидодинамические процессы.

Механизм первичной миграции и начальной аккумуляции УВ рассматривается в работе главным образом на примере классического залегания глинистых нефтегазоматеринских толщ в контакте с прилегающими к ним грубозернистыми, дренажными породами-коллекторами. В первично-нефтеносных карбонатных или глинистых породах, в которых природные резервуары приурочены к зонам повышенной трещиноватости, физико-химическая природа массопереноса и начальной аккумуляции УВ остается той же, поскольку обусловлена взаимоотношением в системе вода-порода. Однако характер эмиграции, ее масштабность во времени несколько отличаются в связи с трансформацией отдельных участков (зон) этих пород от нефтегазопроизводящих к нефтегазосборным.

Обзор по данной проблеме рассчитан на ознакомление заинтересованных специалистов, прежде всего занятых в нефтегазовой геологии, с достижениями советских и зарубежных исследователей в области изучения роли связанной воды как транспортирующего агента УВ. При этом первичная миграция УВ рассматривается с учетом установления причинной ее связи с другими сопряженными геологическими процессами, составляющими общую систему закономерного геологического развития осадочной толщи. Существенно важным также является то, что первичная миграция дисперсно-рассеянных в материнской породе УВ рассматривается в непосредственной взаимосвязи с механизмом их объединения в начальные гомогенные массы нефти или газа (нефти и газа), способные к самостоятельному гравитационному перемещению в пористой среде природных резервуаров.

Поскольку в предлагаемой работе первичная миграция УВ впервые рассматривается в зависимости от различных модификаций связанной воды некоторые ссылки сделаны на опубликованные первоисточники (о структурных особенностях воды в системе вода-порода) двадцатилетней давности.

Автор считает приятным долгом выразить сердечную благодарность доктору геол.- минер. наук М. И. Субботе за помощь в подготовке настоящей работы.

Приоритетность механизма первичной миграции углеводородов

в водорастворенном состоянии

Ранее уже отмечалось, что в основе представлений о формировании промышленных скоплений нефти и газа и закономерностях их размещения в осадочной толще составляют аспекты перемещения дисперсно-рассеянных УВ из нефтегазопроизводящих пород в коллекторы (т.е. их первичной миграции) и их одновременного объединения в гомогенные массы (начальной аккумуляции). До настоящего времени эта проблема остается наименее изученным звеном в логической цепи процессов - от преобразования органического вещества (0В) до формирования залежей УВ. Причем недостатка в гипотезах нефтегазовая геология не испытывает. Однако ни одна из предложенных гипотетических схем первичной миграции не позволяет в полной-мере объяснить причины, вызывающие этот процесс, его взаимосвязи с общим геологическим развитием осадочной толщи, не говоря уже о том, что механизм объединения рассеянных в материнских породах УВ в гомогенные массы в зависимости от их первичной миграции практически не затрагивался вовсе. Отсутствие убедительной аргументации для обоснования этих процессов, с одной стороны, обусловило наплыв все новых и новых гипотез, а с другой, породило в некоторых ученых примирительное отношение ко всем гипотезам, заключающееся в тезисе: "в природе все возможно". Не имея базовой позиции, многие исследователи при построении схемы формирования залежей нефти и газа какого-либо конкретного региона вообще не касались проблемы первичной миграции. Другие же после изучения геологической обстановки априорно использовали одну из многочисленных существующих гипотез. В "затруднительных" случаях привлекались две или несколько гипотез одновременно.

В процессах первичной миграции и начальной аккумуляции УВ, как и многих других полезных ископаемых, существует ключевой механизм, который идеально (как и все в природе) взаимосвязан и сбалансирован с общей закономерностью реологического развития начиная с этапа осадконакопления, седиментации, дальнейшего погружения и породообразования. Изменение геологической или геохимической обстановок влияет лишь на проявление интенсивности ключевого процесса, область его распространения в конкретных условиях, избирательный характер в отношении транспортировки отдельных компонентов, в то время как физико-химическая сущность массопереноса практически остается одной и той же. Поэтому основная задача состоит в поисках и обосновании такого механизма первичной миграции и начальной аккумуляции, который в равной степени был бы реален как в природных условиях спокойного геологического развития, так и в некоторых неординарных геохимических и стрессовых геологических обстановках.

Каким же образом осуществлять поиск ключевого механизма первичной миграции и начальной аккумуляции, отсеивать и сужать число существующих гипотез?

Существует весьма убедительней способ, исходящий из аксиомы, что нефть и газ являются детищем литогенеза, что формирование их залежей есть один из фрагментов общего, единого геологического развития осадочного чехла. Такому развитию сопутствуют и многие другие процессы, часть из которых протекает параллельно или вместе с массопереносом и начальной аккумуляцией УВ. Изучение этих процессов дает дополнительную информацию. Исходя из последней, можно судить о характере или механизме массопереноса.

Таким образом, одного теоретического или экспериментального доказательства реальности протекания того или другого процесса первичной миграции УВ еще недостаточно для его переноса на природные условия, если он не объясняет взаимосвязи с другими сопряженными природными процессами, тем более, если последние имеют устойчивую закономерность и не вызывают сомнения. Таковыми являются повсеместно зафиксированные процессы образования ассоциаций битумов с аутигенными минералами, микроэлементами как в локальных, изолированных пустотах (трещинах, стиллолитах и др.) самих массивов нефтегазоматеринских глинистых пород, так и в трещиноватых зонах, порожденных флюидоразрывами на контактах со смежными региональными породами-коллекторами. К категории сопряженных с первичной миграцией УВ процессов следует отнести и увеличение концентрации ряда макроэлементов в нефтях залежей, контурных водах, взаимосвязь вторичного минералообразования в коллекторах с нефтегазопроявлениями, изменение геометрии порового пространства материнских пород за счет выщелачивания, а в смежных породах-коллекторах - за счет переотложения вторичных минералов.

Многими исследователями уже давно была замечена общность местонахождения ассоциаций аутигенных минералов, микроэлементов, рудообразующих элементов с битумами и нефтью. Еще в 30-х годах о парагенезисе рудных, серных и других неметаллических залежей с нефтяными битумами писал А. С. Уклонский.

Убедительными доказательствами совместного нахождения битуминозных компонентов с многими микроэлементами служит установленная советскими исследователями, например Л. А. Гуляевой (1955), Т. А. Ботневой (1971), а также зарубежными - И. Г. Эрдман (1962), - взаимосвязь повышенных концентраций последних с нефтегазопроявлениями. Юрско-неокомские битуминозные отложения Западной Сибири по данным И. И. Ушатинского [22] в 60 раз больше обогащены молибденом, в 10 раз ураном, в 5 раз ванадием, в 3 раза хромом, кобальтом, никелем, медью, барием, иногда бромом и свинцом по сравнению с вмещающими глинами и глинистыми породами.

Такая взаимосвязь устанавливается как в самих нефтях, так и в непосредственной близости от их залежей в законтурных водах. Неоспоримым подтверждением этого являются исследования геохимиков (А. Э. Конторович, 1963, А. В. Рыльков, В. М. Матусевич, 1970), из которых следует, что законтурные воды нефтяных и газовых месторождений обогащены многими микроэлементами по сравнению с водами "пустотных" структур. Исследования Н. В. Вассоевича и Н. Е. Амосова (1968) показали удивительное сходство состава рассеянных металлов и соотношений между ними (по содержанию) в нефтях и микронефтях.

Изучая постседиментационное преобразование пород-коллекторов, К. Р. Чепиков с соавторами (1972) отмечает, что на стадии катагенеза формировался следующий комплекс минералов: кварц, пирит, анкерит, кальцит, доломит, барит, ангидрит, гипс. В нефтеносных песчаных породах к этой стадии приурочивается приход нефти.

Взаимосвязь вторичного минералообразования с зонами нефтегазонакопления установлена Е. К. Прошляковым [14], Н. А. Минским [1З], Л. А. Демидовичем [17] при изучении условий формирования коллекторов. Ими наблюдалась, в частности, приуроченность окварцевания и кальцинитизации коллекторов к зонам нефтегазопроявлений, интенсификация процессов окварцевания и карбонатизации коллекторов на водонефтяном контакте (ВНК).

Вторичное минералообразование в той или иной мере может развиваться вне связи с проявлениями нефтей или битумов. С одной стороны, это обусловливается отсутствием 0В в породах или его настолько малым содержанием, что породы нельзя классифицировать как нефтегазоматеринские, с другой, - низкой стадией преобразования 0В и отсутствием новообразованных подвижных углеводородных компонентов. Здесь надо отметить лишь устойчивую закономерность, состоящую в том, что примазки нефти или битумов в пустотах проявляются практически тогда, когда проявляет себя и процесс вторичного минералообразования. Другими словами, устойчивость битумов и нефтей по отношению к неизвестному механизму массопереноса находится в одних пределах с устойчивостью аутигенных минералов.

Несомненно, что факты, свидетельствующие о совместном нахождении (накоплении) нефти, битумов, микроэлементов, аутигенных минералов, рудных компонентов, не исчерпываются выше приведенными примерами. Можно с уверенностью сказать, что они не являются исключением, а составляют устойчивую закономерность в общем геологическом развитии осадочной толщи. Совместное нахождение перечисленных выше ингредиентов ассоциаций нет смысла обосновывать или объяснять единым их генезисом. Следовательно, их объединить может только единый механизм массопереноса. Какой же природный механизм обеспечивает совместный массоперенос различных по структуре, агрегатному состоянию, физико-химическим свойствам компонентов?

При определении транспортирующего агента, способного одновременно переносить различные по структуре, агрегатному состоянию, физико-химическим свойствам компоненты, следует иметь в виду то обстоятельство, что при образовании повсеместно распространенных ассоциаций нефтей и битумов с аутигенными минералами вторичное минералообразование всегда сопровождается перекристаллизацией. Возвращаясь к ранее высказанному тезису о том, что образование ассоциаций указанных ингредиентов может быть обусловлено лишь единым массопереносом, следует критически отнестись к большинству гипотез первичной миграции. В самом деле, нельзя же предположить, что кобальт или кварц, медь или кальцит выжимаются вместе с нефтью при ее миграции в свободной фазе или транспортируется вместе сжатыми газами, тем более, что аутигенные минералы при этом перекристаллизовываются. По этим же мотивам трудно представить, а главное объяснить, осуществление этих процессов за счет энергии сейсмических движений (колебаний) высокой частоты или тектонопластических деформаций или капиллярных сил. Такой подход к установлению степени приемлемости той или другой гипотезы первичной миграции УВ позволяет взамен эклектики представлений обосновать ключевой механизм совместного массопереноса различных компонентов с последующей перекристаллизацией некоторых из них - это процесс образования истинных водных растворов. Как известно, только вода, в качестве транспортирующего агента может обеспечить совместный массоперенос и перекристаллизацию некоторых компонентов при выпадении из растворов, а также их дифференциацию в соответствии с физико-химическими свойствами, силами гравитации и пр. Когда мы говорим "истинные" водные растворы, то принимаем во внимание, что в условиях сильно уплотненных тонкодисперсных материнских пород фильтрация глобул, мицел или коллоидных растворов по тонким капиллярам и микрокапиллярам, по мнению многих исследователей (М. Ф. Двали, 1967, А. Е. Гуревич, 1969) практически невозможна. Остается реальным лишь перемещение жидких УВ на молекулярном уровне в истинных водных растворах, хотя для этого и необходимо обоснование аномально высокой растворяющей способности поровой воды материнских пород.

Механизм массопереноса, обусловленный повышенной растворяющей способностью породой воды тонкодисперсных пород объясняет многие другие процессы, сопряженные с первичной миграцией УВ. К их числу относятся выщелачивание[1] и изменение геометрии порового пространства материнских пород, окремнение или карбонатизация глин (аргиллитизация), вторичное минералообразование, заполнение локальных пустот (трещин, каверн, стиллолитов) ассоциациями нефтей и битумов с аутигенными минералами, микроэлементами, образование зон повышенной трещиноватости как внутри собственного массива, так и на контакте с региональными природными резервуарами.

Неравновесный характер взаимоотношений воды с породой порождает многообразие процессов и явлений в системе вода-порода.

Изложенное выше дает основание считать, что первичная миграция УВ является фрагментом единого геофлюидодинамического процесса. В этой связи автор настоящего обзора солидарен с А. Е. Гуревичем [6] в том, что в качестве первоочередной задачи необходимо создание «теории совокупного, единого процесса миграций природных флюидов», которую тот рекомендует назвать геофлюидодинамической. Объектом изучения должны быть не только фазово обособленные от минеральной поверхности тонкодисперсных материнских пород вода, нефть и газ, но и их взаимосвязь с базисной поверхностью, изменение геометрии порового пространства, природа зарождения многокомпонентных поровых растворов, и наконец, механизм фазового обособления, перераспределения и концентрирования компонентов. Такой подход позволит выявить ключевой механизм массопереноса УВ и других полезных ископаемых, вторичного минералообразования как целостный геофлюидодинамический процесс, являющийся неотъемлемой частью общего геологического развития осадочной толщи. Этот ключевой механизм должен составить исходную позицию теорий формирования залежей нефти и газа, приемлемую для различных условий геологического развития осадочной толщи.

Таким образом, для обоснования ключевого механизма первичной миграции УВ (и прежде всего нефти) в водорастворенном состоянии требуется обоснование агрессивных свойств поровой воды материнских пород. Необходимо дать научное объяснение природы аномально высокой растворяющей способности воды в условиях ее фильтрации по тонким капиллярам и микрокапиллярам материнских пород, которая обусловливает выщелачивание пород, образование истинных водных растворов, содержащих в том числе практически нерастворимые в свободной (ньютоновской) воде компоненты. Однако на пути к решению этой проблемы еще не устранено кажущееся на данном этапе противоречие. С одной стороны, фиксируемые в результате геологической практики факты не вызывают сомнения по поводу доминирующей роли поровой воды тонкодисперсных материнских пород в массопереносе полезных ископаемых, с другой стороны, эти процессы практически несопоставимы с растворяющей способностью ньютоновской воды, сведениями о которой мы располагаем. Другими словами, в настоящее время возникает несоответствие между наукой о воде и наблюдаемыми явлениями, потребностями практики. Многие явления, зафиксированные в природе или при экспериментальных исследованиях, не всегда получают или не получают вообще достаточного научного обоснования. Поэтому создается такая ситуация, когда прикладники и экспериментаторы приводят все новые и новые многочисленные данные, ставящие под сомнение общепринятые положения. Однако их оппоненты, не подвергая всестороннему и объективному анализу эти данные, считают это неправдоподобным и противоречащим научным представлениям. Такая конфликтная ситуация вышла за рамки отраслевых дискуссий и стала предметом обсуждения на страницах "Правды"

name="_ftnref2" title="">[2]

. Казалось, что в теоретическом обосновании физико-химической сущности фактов аномальных растворяющих свойств воды, зафиксированных геологами на природных объектах не в единичных случаях, а повсеместно и поэтому не вызывающих сомнений, должны быть крайне заинтересованы ученые-специалисты физической химии, структурной химии, физики жидкостей. Но пока они ограничиваются отрицанием фактов и признанием в том, что не могут дать научного обоснования даже "запатентованным методам" физической активации воды

href="#_ftn3" name="_ftnref3" title="">[3]

. В поисках выхода, уступая требованиям практики, геологи и геохимики вынуждены предпринимать самостоятельные попытки раскрытия некоторых "тайн воды", преодолевая барьеры "аномальной водобоязни" некоторых ученых, порожденной инерцией взглядов, а иногда и научным консерватизмом.

Развитие гипотезы о первичной миграции углеводородов

в водорастворенном состоянии

Идея о первичной миграции УВ в водорастворенном состояний существовала еще при зарождении нефтегазовой геологии. Так, в 1903 г, Г. Адамс (G. J. Adams) считал, что несмотря на малую растворимость нефти в воде, при давлениях и температурах больших глубин процесс миграции ее в водных растворах возможен.

В 1937 г. И. М. Губкин писал, что выжатая в рыхлую породу вместе с водой нефть первоначально образовала с ней неразделенную смесь, а потом вследствие разницы в плотности, началось разделение этих жидкостей.

Принимая во внимание малые концентрации рассеянной нефти в нефтематеринских породах, В. А. Соколов (1948, 1968) допускал возможность эвакуации ее в водорастворенном состоянии. Е. Г. Бейкер (Е. I. Baker, I959) связывает возможность миграции нефти с высокой мицеллярной растворимостью жидких УВ в омыленных (содержащих мыла) водах и с образованием коллоидных растворов. Однако масштаб подобного процесса ограничивается малой концентрацией мыл в подземных водах, тем более, что при взаимодействии мыл с жесткими водами образуются нерастворимые соли. Трактуя по-разному механизмы растворения жидких УВ в воде, к выводу о возможности их миграции в водорастворенном состоянии приходят У. Л. Рассел (1958), М. Ф. Двали (1967) и другие исследователи.

На всех этих этапах изучения миграции УВ в водных растворах в качестве одного из главных и обязательных условий считалось доказательство достаточного количества отжимаемой из материнских пород воды, которое могло бы обеспечить вынос УВ в масштабах, сопоставимых с промышленными скоплениями нефти и газа. Само собой разумеется, что растворяющая способность воды оценивалась по сведениям, полученным для обычной (ньютоновской) воды. Подсчеты на базе этих данных давали неутешительные результаты. Этому способствовало недостаточно обоснованное мнение о том, что вся свободная вода отжимается на стадиях диагенеза.

В результате гипотеза первичной миграции УВ в водорастворенном состоянии была подвергнута ожесточенной критике в первую очередь со стороны приверженцев гипотезы неорганического происхождения нефти и газа (хотя и не только ими), основным выразителем которой был В. Ф. Линецкий (1965). Последовавшие затем выступления и публикации Н. В. Вассоевича, М. Ф. Двали, В. С. Вышемирского, Ю. В. Мухина и других ученых опровергли критику в той ее части, которая относилась к граничным условиям отжатая свободной воды. Так, расчетными данными Н. Б. Вассоевича (1955), Ю. В. Мухина (1965), К. Уивера (К. Weawer, I960) и других исследователей было показано, что в среднем около 25% первоначального объема иловых вод отжимается в стадии катагенеза, а также, то, что пористость глин по мере их погружения сначала снижается очень быстро, а потом медленно. Неравномерность уплотнения подтверждается экспериментальными данными [21], из анализа которых следует, что изменение порового пространства в мощных глинистых пластах не имеет линейной зависимости от степени погружения. В некоторых случаях уплотнения глинистых пород поровое пространство может "консервироваться" на больших глубинах. Это подтверждается также фактическими наблюдениями С. Г. Неручева (1969), Б. Тиссо, Р. Пеле (1971), Б. С. Короткова (1966). Ими собран обширный материал, свидетельствующий о неравномерном уплотнении глинистой толщи и сохранении до 17% влажности глин в центральной части мощного глинистого пласта на глубине 4-5 км.

Таким образом, было доказано, что свободная вода может отжиматься и на более поздних стадиях погружения пород до стадии катагенеза включительно. Но для обоснования первичной миграции нефти этого было недостаточно, потому что свободная седиментационная вода, обладающая высокой полярностью и ничтожно малой способностью растворять жидкие УВ, вряд ли может обеспечить их массоперенос в масштабах, сопоставимых с промышленными скоплениями нефти. Кстати, именно то обстоятельство, что свободная вода плохо растворяет нефть и исходные для ее образования органические соединения, является благоприятной обстановкой для формирования залежей нефти и газа, как, впрочем, и для сохранения их в ловушках. Если бы свободная вода могла хорошо растворять, например, полимер-липидную часть 0В, то в этом случае весь исходный материал для нефтегазообразования был бы вынесен за пределы нефтематеринских пород (пород-катализаторов) и рассеян еще до того, как созреют благоприятные условия для термокаталитического образования УВ. Подавляющая его часть была бы выжата в бассейны седиментации еще в период осадконакопления и ранних стадий, породообразования.

Остался, однако, открытым вопрос о растворяющих свойствах и мигрантной способности связанной воды, составляющей основную долю в балансе поровых вод материнских пород на главных этапах нефтегазообразования. Более того, уже упомянутый В. Ф. Линецкий (1965), рассматривая связанную воду как неизменяемую субстанцию, переносил относительно инертные и немигрантоспоообные свойства, присущие ей в период ориентации вокруг активных центров минеральной поверхности, и на свойства фильтрующихся поровых вод. На этом заблуждении и многими другими исследователями давалась негативная оценка роли поровых растворов в массопереносе УВ. Справедливости ради следует заметить, что к этому времени не было и работ, которые бы опровергли эту точку зрения и обосновывали растворяющий потенциал связанной, воды.

Уязвимость исходной позиции, состоящей в отсутствии убедительного обоснования роли связанной воды как транспортирующего агента, обусловило своего рода "кризис развития" гипотезы первичной миграции УВ в водорастворенном состоянии. Многим ее сторонникам пришлось полностью или частично отойти от нее.

В результате появились новые гипотезы, в которых отводилась второстепенная, косвенная роль воды в первичной миграции нефти, поскольку последняя предполагалась в свободной фазе, но совместно с водой. Так, опираясь на современные представления о геохимии поровых вод глин, о течении жидкостей и геометрии порового пространства P. A. Dickey [24] считает, что перенос столь большого количества нефти из глин в песчаники трудно отнести за счет миграции в водорастворенном состоянии. Он предполагает, что существует миграция нефти в свободной фазе за счет движения отжимаемой воды. В уплотненных глинах, по представлениям Р.А. Dickey [24], значительная часть поровой воды находится в твердом (связанном) состоянии, а нефть скорее находится, в свободной фазе, чем в растворенном виде в "жидкости". В этих условиях нефть, а также вода, будут мигрировать, если нефтенасыщенность превысит критический уровень, необходимый для миграции нефти.

Вслед за этим в 1978 г. вышла работа K. Magara [25] "Роль отжатия вод на стадии первичной миграции нефти в свободной фазе", в которой автор попытался рассмотреть вопросы миграции нефти в свободной фазе на фоне общих теоретических представлений о процессах движения флюидов, гидродинамическом градиенте и дегидратации глин. Существо его воззрений состоит в том, что процесс отжатия свободной воды играет существенную роль, обуславливая сохранение относительно высокой насыщенности поровых вод нефтью, генерированной глинами. Если содержание нефти в оставшемся объеме поровых вод после эффективного дренирования превышает диапазон от 1 да 10%, то такая нефть может перемещаться вместе с водой в толще глин по направлению к песчаникам. Полагают, что скорость этого потока чрезвычайно мала в силу низкой проницаемости глин, однако в масштабе геологического времени такое медленное перемещение нефти может привести к образованию крупных залежей в локальной структуре.

По мнению А. Е. Гуревича (1969), перенос дисперсных нефти и газа водным потоком через пористые породы - явление мало вероятное. С одной стороны, капиллярные силы противодействуют движению углеводородной массы при гидрофильной поверхности минеральных зерен вмещающей породы. С другой, как указывает Н. М. Бочков (1936), диаметр капель нефти должен быть менее 1 мкм, чтобы они свободно проходили через поровые каналы. Подобными же размерами (меньше 0,2 мкм) характеризуется уже скорее коллоидно-растворенная, чем механическая дисперсная нефть. М. Ф. Двали (I960) также считает малооправданным допущение реального существования капелек нефти в материнской глинистой породе и их миграции в виде эмульсии в воде. Наконец, такой механизм массопереноса не объясняет сопряженные с первичной миграцией УВ процессы вторичного минералообразования, концентрации микроэлементов и другие.

Во второй половине 60-х годов в гипотезе о первичной миграции УВ в водорастворенном состоянии наметился качественный скачок. Опыт развития современной науки показывает, что открытия и разработки, определяющие качественный скачок в познании, сейчас происходят в смежных областях. Это в равной степени справедливо и для рассматриваемой проблемы, где коренной пересмотр общепризнанных положений и принципов возможен только на стыке с другими науками. Более углубленное исследование роли воды минеральных систем в геологических процессах стало возможным при комплексном использовании данных геологии, геохимии, структурной химии и пр., в результате чего возникли новые представления о ее взаимоотношениях с базисной минеральной поверхностью и соответственно о влиянии последней на изменение свойств поровой воды тонкодисперсных минеральных систем.

Данные физхимиков - Б. В. Дерягина, М. М. Кусакова, П. А. Ребиндера, Я. А. Френкеля и др. - о зависимости прочности связи воды от расстояния до твердой, поверхности и экспериментальные работы геологов и гидрогеологов - П. А. Крюкова, В. Д. Ломтадзе, М. С. Котовой, В. Ф. Симоненко и других - по фракционному отжатию поровых растворов позволили установить распределение плотности, минерализации в полислое связанной воды.

Дальнейшему творческому осмысливанию доминирующей роли поровых растворов в массопереносе полезных ископаемых способствовал выход монографии A. M. Блоха (1969), в которой обобщены достижения структурной химии в области изучения структуры воды и ее свойств советских и зарубежных исследователей и рассмотрены возможности использования этих данных для интерпретации преимущественно в рудной геологии, а затем монографии Л. И. Кульчицкого [12], посвященной исследованию природы гидратации глинистых минералов, свойств и состояния связанной воды применительно к инженерной геологии.

Одновременно с этими исследователями и независимо от них данные о структурных особенностях воды и водных растворов в сочетании с собственными экспериментальными работами были использованы автором настоящего обзора применительно к интересам нефтегазовой геологии. В результате была опубликована серия статей, в которых связанная вода нефтегазопроизводящих глинистых минеральных систем рассматривается как изменяемая субстанция под воздействием термодинамической обстановки, поверхностных сил минеральных систем. На базе теоретических предпосылок, экспериментальных данных и данных, наблюдаемых в природе, обосновывается механизм, зарождения новой структурной модификации воды, являющейся базовой основой поровых растворов тонкодисперсных минеральных систем на этапах активного развития в них процессов нефтегазообразования. Эта вода рассматривается как главный транспортирующий агент в массопереносе многих полезных ископаемых, включая УВ, а также аутигенных минералов. Большую поддержку дальнейшего развития этого направления в нефтегазовой геологии оказал А. А. Карцев [9,10].

Большая роль связанной воды в первичной миграции УВ показана также в работах Н. Б. Вассоевича, А. А. Геодекяна, Г. С. Неручева, В. А. Соколова, 1971; Ю. В. Мухина, 1966, 1971; Л. А. Польстер и др., 1967; М. И. Субботы и др. 1973; Л. Г. Каретникова, Г. Ю. Валукониса, 1973 и др.

Свойствам связанной воды тонкодисперсных минеральных систем значительное внимание уделено в уже упомянутых обзорных монографиях A. M. Блоха и Л. И. Кульчицкого. Поэтому в настоящей работе автор ограничивается лишь некоторыми сведениями, имеющими непосредственное отношение к способности воды растворять неполярные УВ и другие компоненты, являющиеся постоянными спутниками нефтей и газов.

Взаимоотношение воды с базисной минеральной поверхностью

О количествах захороненной воды в глинистых породах при их погружении имеются различные данные. Некоторые исследователи полагают, что при 70% остаточной влажности вода в глинистых породах уже находится в какой-то мере под влиянием поверхностных сил минеральных частиц (A. M. Блох, 1969), другие считают, что в этих породах вода в связанном состоянии находится при влажности 20% (Ф. Д. Овчаренко, 1961). Независимо от того, какие данные являются более точными, несомненно одно, что ее количество в осадочном комплексе пород чрезвычайно велико. Даже расчеты по нижнему пределу показывают, что только в глинистых породах литосферы сейчас сосредоточено в связанном состоянии 11 млн. км3 воды (Н. Я. Денисов, 1974).

В зависимости от формы и энергии связи с базисной поверхностью минеральной системы вода подразделяется на химически связанную и физически связанную воду. Однако для рассматриваемой проблемы массопереноса полезных ископаемых вообще и УВ в частности форма связи существенного значения не имеет. Для первичной миграции УВ принципиально важной является не форма связи, а возможность упорядоченной, ассоциированной на активной поверхности связанной воды переходить от ориентированного статического состояния, к состоянию жидкого течения, фильтрации по тонким капиллярам и микрокапиллярам материнских пород.

Теоретически такая возможность существует, вероятно, для всех форм связи воды, однако количество энергии, необходимое для ее высвобождения, различно. Последнее существенно важно при определении степени участия той или другой категории связанной воды в первичной миграций УВ в термобарических условиях осадочной толщи. Поэтому, не останавливаясь подробно на природе химической или физической связи молекул воды на границе раздела (или в решетке самих минералов), можно ограничиться лишь выделением основных групп связанной воды и некоторых условий ее высвобождения.

К свободной (ньютоновской, объемной) воде относится заполняющая порово-трещинный объем пород капельно-жидкая вода, которая не соприкасается с базисной поверхностью минеральной системы, и, следовательно, не испытывает с ее стороны никакого воздействия. Молекулы свободной воды испытывают взаимосвязь только с себе подобными. В связи с тем, что молекулы взаимодействуют только друг с другом или с растворенными частицами, перемещение воды осуществляется в соответствии с термодинамическими законами фильтрации для ньютоновских жидкостей.

Совершенно в ином состоянии находится вода, испытывающая влияние поверхностных сил. В отличие от свободной она удерживается, как отмечалось выше, на поверхности минеральных зерен различными формами связи. Если адсорбируемая молекула сохраняет свою индивидуальность, то имеет место физическая адсорбция. Молекулы такой воды, ориентируясь под влиянием активных центров минеральных систем, приобретают координацию, заметно отличающуюся от той, какую они имеют при тех же параметрах температуры и давления в свободной воде. При наличии такого воздействия вода становится физически связанной.

По энергии связи с минеральной поверхностью физически адсорбированная вода условно делится на прочно связанную и рыхло связанную. Величины энергии физической адсорбции измеряются несколькими килокалориями на 1 моль и никогда не превышают 22 ккал/моль.

По затрате энергии, необходимой для высвобождения физически связанной воды, В. Н. Кононов и В. А. Ильин [11] подразделяют ее на три группы.

К первой группе они относят наиболее прочно связанную воду, содержание которой в породе составляет 0,1% от максимальной гигроскопической влажности. Она находится под воздействием координационно-насыщенных атомов кремния и алюминия в кристаллической решетке минералов. Молекулы вода испытывают влияние полей ионов, компенсируя их вакантные связи, и в какой-то мере достигают решетки минералов. Такая вода по экспериментальным данным выделяется при температуре 200-300°С. Можно предположить, что если в термобарических условиях осадочной толщи и есть какая-то доля участия этой воды как транспортирующего агента, то она весьма незначительна, к тому же высвобождение воды можно допустить лишь на больших глубинах, погружения пород, когда нефтегазогенерирующий потенциал 0В практически уже исчерпан.

Вторую группу составляет прочно связанная адсорбированная вода, содержание которой в породе соответствует максимальной гигроскопической влажности. Иногда ее называют гигроскопической или адсорбционной. Большинство исследователей (А. В. Думанский,1940, Р. И. Злочевская, 1969; Ф. Д. Овчаренко, 1961, Е. М. Сергеев с соавторами, 1971; S. B Hendriks, R. A. Nelson, L. T. Alexander, I940 и др.) считают, что энергетически более сильными адсорбционными центрами поверхности глинистых минералов являются обменные катионы. Однако эта форма связи занимает незначительную долю и составляет примерно 10-20% в общем балансе физически прочно связанной воды глинистых минералов [12]. Ее удаление также связано с температурами 200-300°С.

Менее энергетически активными являются центры адсорбции собственно поверхности глинистых минералов, с которыми вода связывается посредством водородной связи. При этом большая часть прочно связанной воды приурочена к центрам второго типа, т.е. к собственно поверхности глинистых минералов. Поэтому большая часть такой воды, удаляемая при низких температурах (60-80°С), согласно этой точке зрения ассоциируется водородной связью с поверхностью собственно глинистых минералов.

С этой точки зрения можно считать, что в условиях геостатического давления, равного 15-20 МПа, начало высвобождения воды, удерживаемой на базисной поверхности водородными связями, может сместиться и смещается на самом деле в область еще более мягких температур, например 30-50°С [17]. Становится очевидным, что рассматриваемую группу адсорбированной воды следует оценивать как основной транспортирующий агент в первичной миграции УВ. При среднем геотермическом градиенте в осадочной толще 2-3°С эта вода может обеспечить массоперенос УВ в пределах глубин погружения пород от 500-800 до 5000-6000 м. Иными словами, высвобождение этой группы воды совпадает с максимально благоприятным термобарическим режимом для термокаталитического преобразования 0В и образования УВ в материнских породах осадочной толщи.

К третьей группе относится слабо или рыхло связанная вода, содержание которой равно максимальной молекулярной влагоемкости. Е. М. Сергеев (1971) считает рыхло связанной воду, вторично ориентированную благодаря межмолекулярным связям, возникающим между молекулами прочно связанной воды и молекулами воды, вновь поступающей в грунт. Она образует вокруг вещественных частиц как бы пленку, и поэтому А. Ф. Лебедев назвал ее пленочной водой. Этот вид связанной воды характеризуется слабой связью с поверхностью, значительной подвижностью, но по структуре и свойствам отличается от свободной воды.

По данным В. Н. Кононова и В. А. Ильина [11] удаление этой воды происходит уже при температуре 20°С. В нижнем температурном диапазоне ее частичное высвобождение может совпадать с условиями отжатия свободной воды. Отсюда следует, что ее участие в процессах массопереноса УВ с точки зрения количественной оценки вполне реально на самых ранних стадиях уплотнения пород.

Химически связанная вода - это так называемая конституционная вода, входящая в форме ОН-групп в кристаллическую решетку минералов, кристаллогидратная и межплоскостная вода, молекулы которой образуют координационную связь с атомами минералов. Иногда резкая граница между физически и химически связанными состояниями воды отсутствует. Известны многочисленные примеры перехода физической адсорбции в хемосорбцию, когда в результате возникновения особо прочной координационной связи адсорбирующихся молекул воды с активными центрами связывающей поверхности эти молекулы диссоциируют на протоны и гидроокислы, причем последние начинают при этом играть роль активных центров данной поверхности. Примером такого перехода может служить физическая адсорбция воды на флюорите. Здесь адсорбция оказывается настолько прочной, что молекулы воды не могут адсорбироваться в неизменном виде (А. М. Блох, 1969).

В результате хемосорбции между взаимодействующими частицами возникают химические связи. Энергия связи, как правило, больше энергии физической адсорбции и составляет десятки и первые сотни килокалорий на 1 моль. Химически связанная кристаллизационная вода высвобождается лишь при температурах свыше 400°С.

Принимая во внимание, что высвобождение большей части химически связанной воды обусловлено приложением достаточно существенных значений тепловой энергии, как правило, несвойственных для термобарических условий осадочного чехла, ее участие в массопереносе УВ вряд ли можно считать эффективным. Исключением могут служить случаи интенсивного высвобождения химически связанной воды в термобарических условиях осадочной толщи при видовом изменении глинистых минералов. По данным М. Пауэрса (М.С. Powers, 1967) и Дж. Берста (j. f. Burst, I969) при переходе монтмориллонита в гидрослюду высвобождается около 20% межпакетной воды. Несомненно, что в подобных случаях участие высвободившейся химически связанной воды в массопереносе полезных ископаемых не только не вызывает сомнения, а представляет основной транспортирующий агент в этом процессе.

Не принижая роли химически связанной воды, особенно в период видового изменения глинистых минералов, все-таки основным потенциальным транспортирующим агентом УВ в термобарических условиях осадочной толщи, по-видимому, является физически связанная вода, высвобождение которой осуществляется при температурах до 250°С. Ее высвобождение осуществляется практически на протяжении всего этапа активного термокатализа 0В и образования УВ и не зависит от специфических особенностей геологического развития. Причем для рассматриваемой проблемы массопереноса УВ, как отмечалось ранее, важна не столько природа физической связи и соответственно ее категория, сколько реальность высвобождения воды в термобарических условиях осадочной толщи и перехода от статического к динамическому состоянию в тонких капиллярах тонкодисперсных пород. В связи с этим (по аналогии с А. В. Думанским, 1940) ниже в данной работе рыхло связанная вода наряду с прочно связанной будет рассматриваться в одной общей категории "физически связанной воды". Для ее высвобождения, трансформации в состояние жидкого течения и удаления необходима затрата значительно большей энергии, чем для свободной воды. Поэтому этот процесс связан с увеличением давления и температуры, что становится возможным при погружении на большие глубины. Такую ситуацию в природе следует считать исключительно благоприятной для первичной миграций УВ и, следовательно, для формирования залежей нефти и газа. Она обусловливает сохранение большого запаса потенциального растворителя и транспортирующего агента до глубин, благоприятных для активного термокаталитического превращения рассеянного 0В пород и образования УВ.

В заключение следует подчеркнуть, что для доказательства реальности первичной миграции УВ в водорастворенном состоянии необходимо обоснование не только достаточных количеств воды в условиях активного термокатализа ОВ, но и способности высвобождаемой воды в большом количестве растворять УВ, особенно жидкие, являющиеся основными дериватами пластовых нефтей.

Структурные изменения воды и ее свойств в системе вода-порода

Из изложенного выше очевидно, что физически связанная вода представляет наибольший интерес как основной потенциальный транспортирующий агент УВ.

Базисная поверхность минеральной системы с точки зрения ее воздействия на адсорбирующиеся молекулы неоднородна. Это связано с упорядоченностью ее строения, благодаря чему на ней правильно чередуются участки с величиной адсорбционных сил, несколько превышающей среднее значение для данной поверхности и участки, где эта величина меньше среднего. Участки поверхности с предпочтительной способностью к адсорбции обычно называются активными центрами. При приближении молекулы к активным центрам адсорбирующей поверхности ее периферические диполи обнаруживают сильную тенденцию к ориентации перпендикулярно поверхности с образованием максимально тесного контакта между водородом функциональных групп и одним из активных центров поверхности [12]. Ориентация молекул вокруг активных центров изменяет рыхлую структуру воды в объеме в сторону ее упорядочения вплоть до плотнейшей гексагональной упаковки слоев, ближайших к базисной поверхности. Степень искаженности структуры зависит от характеристик ее центров. Активные центры с большей потенциальной энергией прочно удерживают на себе адсорбированные молекулы и сильнее нарушают структуру прилегающей пленки воды. Искажающее воздействие поверхностных сил на состояние воды, неизбежно должно сказаться и на ее свойствах. Для объективной оценки физически связанной воды как растворителя и транспортирующего агента УВ ее свойства необходимо рассматривать в двух состояниях:

а) в статистическом, ориентированном вокруг активных центров;

б) в динамическом, после перехода физически связанной воды от ориентированного состояния к состоянию жидкого течения в тонких капиллярах. В свою очередь это второе состояние подразделяется на два - фильтрация воды в капиллярах и субкапиллярах без влияния поверхностных, сил и ее перемещение в силовом поле базисной поверхности тонких капилляров и микрокапилляров.

Относительная "инертность" связанной воды в статическом состоянии

О свойствах воды, ориентированной вокруг активных центров минеральной системы, т.е. о связанной воде в статическом состоянии опубликовано уже много сведений (Б. В. Дерягин, 1935-1972; А. А. Ананян, 1968-1972; A. M. Блох, 1969; Р. И. Злочевская, 1972; Л. И. Куль­чицкий, 1975; З. М. Товбина, 1967; И. Н. Федякин, 1963; Д. Бернал, 1965; Ф. Ф. Лоу, 1966).

При некотором различии в толковании природы и дальнодействия поверхностных сил большинство исследователей едины в том, что последние влияют на характер взаимодействия молекул воды, находящихся в непосредственной близости к поверхности Д. Бернал (1965) полагал, что любые жидкости вблизи поверхностей раздела должны обладать более упорядоченной структурой. Б. В. Дерягиным (1954, 1956, 1957) на основании экспериментальных данных были обнаружены элементарные зоны, которые он назвал граничными фазами воды, возникающими вблизи лиофильных твердых поверхностей. При этом были установлены отличия свойств этой воды от свойств объемной воды. По данным Б. В. Дерягина, толщина слоя граничной фазы воды вблизи поверхности раздела составляет 10-100 Å. Примерно к такому выводу пришла и З. М. Товбина (1968), изучающая зависимость изменения свойств воды от толщины ее слоя в стеклянных и кварцевых капиллярах. Толщина водного слоя с сильно измененными свойствами составляет величину менее 100 Å. Н. Н. Федякин (1963) экспериментально установил, что вода в стеклянных капиллярах с радиусами 200 Å и ниже изменяет свои свойства. С помощью же методов ядерно-магнитного-резонанса (ЯМР) было установлено, что даже на расстояниях 1000 Å от поверхности частиц вода имеет измененную структуру [12] .

"Таким образом, - пишет Л. И. Кульчицкий - было экспериментально установлено, что в пористых материалах с размерами пор, соизмеримыми с толщиной граничной фазы, свойства воды изменяются. Следовательно, можно ожидать, что в глинах и глинистых породах, при наличии в них пор такого размера, структура воды должна отличаться от структуры воды в объеме" [12, с.22]. Следует добавить, что это в равной степени относится и к тонкозернистым карбонатным породам. В чем состоит отличие свойств связанной воды от воды в объеме? Как уже отмечалось ранее, в литературе есть некоторые сведения об измененных свойствах связанной воды в ориентированном состоянии.

Например, температура замерзания связанной воды значительно ниже, чем у воды в объеме. Чем меньше воды в рассматриваемой системе, тем в большей степени сказывается на ней суммарное воздействие поверхностных сил, тем сильнее степень искаженности ее структуры и тем ниже температура ее замерзания. Это можно наблюдать на результатах изучения с помощью дифференциального термического анализа фазовых переходов в современных глинистых осадках (A. M. Блох, 1969). Очень низкие температуры замерзания связанной воды в минеральных системах неоднократно фиксировались разными методами. Температура замерзания воды из поровых пространств природного опала, размер которых не превышает 12 Å, приближается по результатам исследований, проведенных с использованием метода ЯМР, к минус 86°С (Г. М. Михайлов и др., 1963). В капиллярных системах незамерзшее состояние воды отмечалось физическими методами при температурах ниже минус 100°С (P. Franks, 1967).

Есть также сведения о том, что плотность и вязкость связанной воды увеличиваются в направлении сближения с базисной поверхностью. Как установлено З. М. Товбиной (1967, 1968), по мере уменьшения радиуса капилляров (начиная со 100 Å) вязкость водных растворов резко возрастает. Так, вязкость воды в слоях менее 15-20 Å в порах силикагелей в 15-17 раз превышает вязкость воды в объеме. В этой же работе показано, что упорядочение структуры (структурирование) воды резко возрастает при такой же толщине водных слоев. Причем экспериментально было обнаружено, что в микрокапиллярах оно сохраняется во всем температурном интервале, в котором вода существует в виде жидкой фазы.

Упорядочение структуры воды обусловливает, как уже отмечалось, плотнейшую гексагональную упаковку в ближайших к базисной поверхности слоях. Соответственно увеличивается и плотность такой воды. Большинство советских ученых придерживается мнения, что плотность прочно связанной воды глинистых минералов выше плотности свободной воды (П. И. Андрианов, 1946; Ф. Д. Овчаренко, 1961, А. В. Раковский и Т. В. Полянский, 1931; О. Д. Курилевко, 1957) [12]. Например, исследования О. Д. Куриленко показали, что плотность этой категории воды колеблется в диапазоне 1,2-1,4 г/см3. Экспериментальные данные Л. И. Кульчицкого подтвердили это [12]. Следовательно, вода в процессе взаимодействия с глиной теряет свою естественную рыхлую структуру. Поэтому многие исследователи ставят под сомнение само понятие "плотность прочно связанной воды", как не имеющее того физического смысла, который в него вкладывают, подразумевая, что в действительности это уже не вода. Последнее стало поводом для появления термина "неживая вода" со всеми вытекающими последствиями: ограниченной ее подвижностью, растворяющей способностью.

alt="Подпись: Рис.1. Принципиальная схема распределения плотности и растворяющей способности связанной воды в поле влияния поверхностных сил минеральной системы (по Л. А. Польстер и др. 1967)">

Говоря о растворяющих свойствах связанной воды в статическом состоянии, нельзя не сказать о сведениях, характеризующих ее диэлектрические свойства в граничных слоях. Это обусловлено тем, что свойства вещества как растворителя в значительной степени определяются полярностью его молекул, в непосредственной связи с которой находится и диэлектрическая постоянная. Исследования Б. В. Дерягина (1956) показывают, что полимолекулярные водные слои до толщины восьми слоев т.е. примерно до 24 Å, резко отличаются по диэлектрической проницаемости от воды в объеме. Минимальная величина диэлектрической постоянной прочно связанной воды, по мнению некоторых исследователей (E. Deeg, O. Huber, 1955), равна 2-2,5. Казалось бы, что снижение полярности воды должно резко увеличить ее растворяющую способность, тем более по отношению к неполярным УВ. Однако плотнейшая гексагональная упаковка молекул воды, особенно их монослоев, при ориентации вокруг активных центров минеральной поверхности приводит к такой ассоциации молекул, при которой сохранение в структуре прочно связанной воды пустот для внедрения ионов молекул других веществ или молекул газа практически становится нереальным. Следовательно, на растворяющую способность воды влияет также и степень ассоциированности ее молекул, "рыхлость структуры". В этом можно найти логичное объяснение существующему, на первый взгляд, противоречию, состоящему в том, что малополярная прочно связанная вода в статическом, ориентированном состоянии не обладает ожидаемой агрессивностью и практически остается нерастворяющеспособной. Более того, такое упорядочение структуры воды на минеральной поверхности обусловливает вытеснение ранее растворенных компонентов в соответствии с "квазиархимедовым эффектом выталкивания" Б. В. Дерягина. Вероятно, этим и объясняется тот факт, что в подавляющем большинстве экспериментов минерализация отжимаемых поровых растворов имеет тенденцию опреснения последовательно отжимаемых фракций по мере увеличения нагрузок. Одним из первых этот эффект установил П. А. Крюков (1964), затем его повторили многие другие экспериментаторы, в том числе и автор настоящего обзора (1971). Все изложенное привело исследователей к мысли, что плотность и растворяющая способность связанной воды в статическом состоянии распределяются по толщине ее полислоя таким образом, что в принципиальной схеме поперечного сечения капилляров глинистых пород геометрические места точек равных значений плотности и растворяющей способности описываются замкнутыми кривыми.

Для наглядности можно воспользоваться схемой, на которой представлен отдельно взятый капилляр (рис.1, а, б, в). Для простоты рассмотрения принято условие, что полислойная пленка связанной воды распределена в нем равномерно по всей поверхности. В таком случае, плотность воды, заполняющей капилляр, распределяется примерно по схеме, изображенной на рис.1, а. Непосредственно прилегающий к активным центрам минеральной поверхности мономолекулярный слой обладает максимальной плотностью (сверхплотностью), тогда как по оси капилляра плотность наименьшая, приближающаяся при достаточно большом радиусе к плотности свободной воды в соответствующих термобарических условиях. Растворяющая способность воды в капилляре изменяется обратно пропорционально плотности. Поэтому точки ее максимальных значений расположены в центре капилляра (рис. 1, б).

При уплотнении глинистых пород, под воздействием геостатического давления q капилляр деформируется (рис.1, в). Под действием q и реактивной силы qrсечение капилляра уменьшается, и водный раствор из него выжимается. Очевидно, что первыми будут удаляться частицы воды, близкие к оси капилляра.

Как следует отметить при подведении итога анализа имеющихся сведений об изменении структуры связанной воды и некоторых ее свойств, эти данные подтверждают существующие представления о том, что в статическом, ориентированном на минеральной поверхности состоянии связанная вода обладает заниженной (по сравнению с водой в объеме) мигранто- и растворяющей способностью. Этот вывод чрезвычайно важен для специалистов, занятых изучением механизма массопереноса полезных ископаемых. В самом деле, если бы статически связанная вода при своей неподвижности обладала бы растворяющей способностью, пропорциональной степени влияния на нее поверхностных сил (такая точка зрения тоже существует), то все полезные ископаемые были бы сосредоточены в ближайших слоях (монослоях) к базисной поверхности. Если при этом принять во внимание, что первые слои полислоев связанной воды в термобарических условиях осадочной толщи не удаляются из глинистых пород, то становится очевидным, что основная часть полезных ископаемых пород, включая и УВ, была бы практически безнадежно погребена. Их высвобождение в какой-то мере могло быть реальным лишь в условиях коренной перестройки и метаморфизма осадочных пород за счет внутренней энергии Земли. Впрочем, даже в метаморфизованных породах влажность достигает 1,76% (A. M. Блох, 1969), что свидетельствует о прочности связи монослоев связанной воды.

Последовательное увеличение растворяющей способности полислоя связанной воды

при фильтрации вне поля влияния поверхностных сил

В процессе погружения осадочных пород все увеличивающиеся температура и давление достигают таких значений, когда, энергия отрыва молекул от базисной поверхности начинает преобладать над энергией связи с поверхностными силами определенных слоев в полислое связанной воды. Молекулы воды, порывая связь с минеральной поверхностью и приобретая состояние жидкого течения, приходят в движение по суперкапиллярам и капиллярам и покидают тонкодисперсную породу. О том, что это действительно имеет место, свидетельствует сам факт уплотнения глинистых пород до влажности (пористости) 4-5%. Как отмечалось ранее, даже по самым заниженным данным при влажности 20% вся вода в глинистой породе практически находится в связанном состоянии. Несложно подсчитать, что по меньшей мере более 70% связанной воды отжимается за пределы глинистых пород.

Гипотетическая модель изменения структуры и свойств статически связанной воды при ее переходе от ориентированного состояния к динамическому состоянию жидкого течения в тонких капиллярах предусматривает существование различных модификаций фильтрующейся воды в зависимости от размеров поровых каналов, которые в свою очередь находятся в непосредственной взаимосвязи со степенью уплотнения пород [19].

На ранних стадиях породообразования (диагенез), когда степень уплотнения глинистых пород еще недостаточно высока и размеры субкапилляров и капилляров превышают дальнодействие влияния поверхностных сил или их влияние ничтожно, высвободившиеся молекулы ранее ориентированной воды, сосредоточиваясь в центральных, наиболее удаленных от активных центров частях поровых каналов, ассоциируются между собой водородными связями, восстанавливая структуру воды в объеме. Не испытывая влияния поверхностных сил, вода приобретает соответственно и свойства, характерные для свободной воды.

В первую очередь, естественно, выжимаются испытывающие наименьшее влияние поверхностных сил молекулы воды, расположенные с наибольшим удалением от базисной поверхности, и потому вода более минерализована (см. рис. 1, в). В дальнейшем в процессе погружения пород под влиянием прогрессивно возрастающих температуры и давления приобретает состояние жидкого течения и отжимается вода, бывшая до этого более прочно связанной, в более ассоциированном состоянии с ограниченной растворяющей способностью и поэтому более пресная.

Таким образом, связь снижения минерализации фракций отжимаемой воды с увеличением давления в опытах находит достаточно простое объяснение. В свою очередь это дает основание предполагать, что при естественных условиях уплотнения глинистых материнских толщ под воздействием прогрессивно возрастающих геостатических давлений и температур высвобождаются значительные объемы поровых растворов с все увеличивающейся растворяющей способностью. По отношению к встречающимся на пути растворимым компонентам их транспортирующий потенциал увеличивается. Яркой иллюстрацией этого могут служить параллельные опыты по фракционному изучению поровых растворов ураноносного торфа и иольдиевой глины с прослоем трехокиси урана, UO3 [4,5,19]. Различие результатов проведенных опытов состояло только в характере распределения исходного материала и заключалось оно в том, что торф является материнской минеральной средой урана, а иольдиевая глина урана не содержит. Следовательно, в поровом пространстве торфа растворение урана осуществлялось по мере его накопления в условиях, когда вода пребывала в статическом состоянии полислойной ориентации на поверхности минеральных частиц. Поэтому распределение содержания урана в отжимаемой поровой воде соответствует, как было отмечено ранее, степени связи каждого слоя воды с минеральной поверхностью, т.е. концентрация убывает в каждом последующем слое, расположенном ближе к минеральной поверхности или, что практически одно и то же, в каждой последующей порции поровых растворов, отжатых при более высоких давлениях (рис.2).

В опытах с иольдиевой глиной отжимаемая поровая вода вступала в контакт с ураном, размещенным в виде прослойки между глиной и "коллектором", уже после того как она высвобождалась из-под влияния поверхностных сил и становилась относительно свободной. Растворяющая способность ее по существу имеет обратную зависимость (зеркальное отражение) по сравнению с поровой водой, находившейся в статическом состоянии в поле влияния поверхностных сил. Слои воды, расположенные ближе к активной поверхности минеральной системы и обладающие в этот период минимальной растворяющей способностью, переходя в свободное состояние, испытывают максимальный дефицит насыщения и становятся более агрессивными по отношению к контактирующим компонентам. Поэтому порции поровых растворов, последовательно отжимаемых при более высоких нагрузках, выносят больше урана (рис.3).

Контакт высвобожденной связанной воды с дисперсно рассеянными в материнской породе включениями 0В и его новообразованиями осуществляется по аналогии с урановой прослойкой, вследствие чего содержание органического углерода (С0РГ) в последовательно отжимаемых фракциях воды в соответствии с нарастающими нагрузками также имеет тенденцию к увеличению за счет усиливающейся растворяющей способности воды. Это подтверждается экспериментальными данными В.Ф.Симоненко [17,20]. Вместе с тем опытами Е. А. Барс и И. Г. Киссина (1972) было доказано, что увеличение 0В в воде связано также с влиянием температуры на способность к эмиграции содержащихся в породе битумов или на новообразование более миграционноспособных (с большей растворимостью в воде) УВ (Е. А. Барс, 1972). Поэтому автором данной работы были поставлены экспериментальные исследования с ОВ без подогрева при комнатной температуре. В качестве исходного материала был взят каспийский ил со дна при глубине моря 167 м.

Как видно из рис. 4, по мере отжатия очередных фракций концентрация 0В в одной и той же единице объема при возрастающих нагрузках заметно растет. Если в исходной воде (отстой над илом) концентрация была равна 29,8 мг на 1 л, то уже во фракции, отжатой при 0,5 МПа, она увеличилась до 49 мг/л. При давлении в 4,6 МПа содержание Сорг в воде увеличилось до 61,2 мг/л, при 60 МПа, - 71,3 мг/л. Тенденция увеличения концентрации 0В в последовательно отжимающихся порциях воды сохраняется и при дальнейшем возрастании нагрузок на этом фоне.

Из изложенного следует, что связанная вода, переходя от статического состояния к динамическому, в условиях, свободных от влияния поверхностных сил, приобретает структуру и свойства свободной воды. Отличительной особенностью такой воды является последовательное снижение минерализации по мере высвобождения слоев воды, испытыва­вших ранее более прочную связь с минеральной поверхностью. Поэтому увеличивается и ее потенциальная растворяющая способность, верхний предел которой не должен превышать растворяющей способности пресной, неминерализованной воды. Однако, как было отмечено выше, такой растворяющий потенциал не может обеспечить массопереноса жидких УВ в количествах, сопоставимых с промышленными (тем более в крупных масштабах) скоплениями нефти.

Теоретическое и экспериментальное обоснование аномально высокой

растворяющей способности временно модифицированной воды

Совсем иное состояние фильтрующейся в породе, ранее ориентированной воды будет наблюдаться в условиях, когда размеры капилляров станут соизмеримыми с толщиной остающейся граничной фазы, т.е. тогда, когда поле влияния поверхностных сил будет наложено на весь объем капилляров (по всему их поперечному сечению). Однако прежде чем перейти к рассмотрению изменения растворяющих свойств поровой воды, фильтрующейся в поле воздействия поверхностных сил минеральной системы, целесообразно вкратце изложить сведения об изменении этих свойств под влиянием температуры. Необходимость такого отступления обусловлена тем, что в литературе есть данные об однонаправленном с повышением температуры воздействии поверхностных сил на полярные свойства воды и соответственно, на ее способность как растворителя. Иначе говоря, увеличения воздействия поверхностных сил влияют на полярные свойства воды аналогично возрастающей температуре, т.е. понижают их [3].

Экспериментальные данные Р. Робинсона и Р. Стокса (1963) показали, что вода в условиях высоких температур (выше 100°С) теряет свои полярные свойства и приобретает свойства малополярного раство­рителя (таблица).

Таблица

Диэлектрическая постоянная воды при температурах от 0 до 370°С при постоянном давлении

Температура,

°С

Диэлектрическая постоянная

По чьим

данным

Температура,

°С

Диэлектрическая постоянная

По чьим

данным

0

87,74

Робинсон, Стокс 1968

150

43,89

Робинсон, Стокс, 1950

20

80,10

То же

200

34,59

То же

25

78,30

То же

250

26,75

То же

50

69,91

То же

300

19,66

То же

75

62,42

Робинсон, Стокс 1963

350

12,61

То же

100

55,72

То же

370

9,74

То же

Следовательно, при повышении температуры растворитель одной природы должен иметь разные полярные свойства. Если при комнатных температурах вода является полярным растворителем с очень высокой диэлектрической постоянной, то при близ- и надкритических условиях ее полярность очень невелика. Так, диэлектрическая постоянная в областях температур выше 300°С становится меньше 10.

Используя данные температурной зависимости константы Генри (Кр) некоторых газов, С. Д. Малинин (1968) и другие исследователи приходят к выводу, что термодинамические функции для растворов различных газов сближаются с повышением температуры, т.е. специфические свойства воды как полярного растворителя сходят на нет. При высоких температурах вода все более обладает свойствами малополярного растворителя (рис.5). Уже есть многочисленные данные о том, что с понижением полярности воды изменяются и ее растворяющие свойства.

Резкое увеличение растворимости органических соединений в высокотемпературных

hspace=12> (малополярных) водах отмечается многими исследователями. По экспериментальным данным Ю. И. Филяса и Э. Б. Чекалюка (1977), а также L. Pride [26] наблюдается очень высокая, а в ряде температурных интервалов неограниченная растворимость нефти в воде. Хотя различные компоненты относятся по-разному к высокотемпературной воде, все же общая тенденция увеличения растворимости большинства из них не вызывает сомнения. Вместе с тем следует отметить, что в термобарических условиях осадочного чехла практически нет (или они составляют исключение) таких температур, при которых в эксперименте проявляется аномально высокая растворяющая способность воды. Поэтому, для дальнейших теоретических построений относительно природы агрессивности поровой воды тонкодисперсных осадочных пород чрезвычайно важны сведения о том, что поверхностные силы этих пород воздействуют на структуру и свойства воды так же, как и высокие температуры [3] .

В условиях, когда воздействия поверхностных сил распространяются по всему сечению тонких капилляров, молекулы ранее ориентированной воды, хотя и переходят под влиянием увеличивающихся температуры и давления в состояние жидкого течения, однако все еще находятся под воздействием поля поверхностных сил даже в центральной части капилляров. В результате формируется еще одна структурная модификация воды. Теоретическое обоснование реальности существования такой воды пока не известно. В работе Л. И. Кульчицкого выделяется так называемый "подплавленный слой" связанной воды, который определяет изменение реологических свойств глинистых пород. Возможно, что "подплавленный слой" является аналогом рассматриваемой воды новой структурной модификации, однако, вышеупомянутый исследователь не рассматривает его свойства, как транспортирующего агента. Разрабатываемые теоретические предпосылки и экспериментальные данные, представленные в работах [17,18,19,21] являются первым в нефтяной геологии научным обоснованием доминирующей роли воды в массопереносе УВ.

Природа агрессивности временно модифицированной воды состоит в том, что разнонаправленное по всему периметру "притягивающее" влияние базисной поверхности не дает возможности относительно высвобожденным молекулам воды ассоциироваться водородными связями в тетраэдрические координации, типичные для структуры ньютоновской воды. Взамен их по аналогии с высокотемпературными водами образуются легко подвижные димерные ассоциаты, трансляционное движение молекул увеличивается. В результате изучения димерных агрегатов молекул как основы структуры фильтрующейся воды тонкодисперсных минеральных систем объясняется ее исключительно высокая растворяющая способность. Известно, например, что в высокотемпературной воде (500°С) при давлении 100 МПа начинают в заметных количествах растворяться такие нерастворимые в ньютоновской воде соединения, как UO2, Al2O3, SnO, NiO, Nb2O3, Ta2O5, Fe2O3 и др. (M. Tödheide, 1966).

Таким образом, возникает еще одна модификация воды, которая уже не является связанной, и вместе с тем еще не стала свободной. Находясь под влиянием поверхностных сил, вода, если ее так можно называть, остается малополярной, высокодиссоциированной. Это порождает аномальную ее агрессивность, подвижность и соответственно высокую способность к массопереносу различных, и том числе нерастворимых в свободной воде, компонентов. Однако такая модификация воды является временной, так как она характерна лишь для условий ее фильтрации в тонких капиллярах и микрокапиллярах тонкодисперсных пород. При выходе ее за пределы этой системы в грубозернистую среду региональных природных резервуаров или зоны повышенной трещиноватости собственного массива пород влияние поверхностных сил, искажающих структуру и свойства воды, снимается. Молекулы воды, ассоциируясь водородными связями в тетраэдрические координации, восстанавливают структуру и свойства ньютоновской воды. Поэтому такую воду называют временно модифицированной [19].

Исключительная агрессивность временно модифицированной воды тонкодисперсных минеральных систем, обусловливающая растворение в ней компонентов, нерастворимых или слабо растворимых в объемной воде, определяется наряду со снижением полярности также протонизацией молекул воды в поле влияния поверхностных сил тонкодисперсных минеральных систем (Л. А. Игнатьев, Г. Д. Чукин, 1971; Ю. И. Тарасевич, Б. П. Теличкун, Ф. Д. Овчаренко, 1970; M. Prigogine, J. Fripiat, 1971). При этом существенно облегчается отдача водой своих водородных атомов в виде ионов Н+, что резко усиливает кислотные свойства воды новой модификации [4]. В результате создается реальная возможность перехода в истинные водные растворы таких компонентов, растворимость которых в объемной воде противоречит общепринятым представлениям.

Из вышеизложенного следует, что несопоставимо высокая по сравнению с ньютоновской водой растворяющая способность временно модифицированной воды тонкодисперсных материнских пород и образование благодаря этому высоконасыщенных поровых растворов теоретически обосновывается.

В литературе, к сожалению, отсутствуют сведения о специально поставленных прямых экспериментальных исследованиях по изучению растворяющей способности воды, фильтрующейся в тонких капиллярах и испытывающей влияние поверхностных сил. Это объясняется, прежде всего, методическими трудностями прямых определений свойств воды такой структурной модификации, потому что при извлечении ее из капиллярной системы аномальный характер ее свойств исчезает. Если имеет место прямое измерение растворяющей способности связанной воды в статическом состоянии методом ЯМР, в результате чего подтверждается представление о распределении растворяющих свойств воды, обратно пропорциональном силе связи с базисной поверхностью в поле поверхностных сил, то растворяющие способности воды, которая находилась ранее в связанном состоянии, а потом под влиянием поверхностных сил перешла в состояние жидкого течения, пока можно оценивать только через косвенный эксперимент.

Уже в первых таких опытах, несмотря на их малое количество, получены обнадеживающие результаты. Так, об особых свойствах "аномальной" воды как растворителя в тонких капиллярах свидетельствуют экспериментальные данные акад. В. И. Спицына и других исследователей. Из результатов анализа этих данных следует, что сконденсированная вода в кварцевых капиллярах при прочих равных условиях растворяет кремния на три-четыре порядка больше, чем бидистиллированная вода [8]. Например, содержание кремния в исследованных образцах этой воды достигало 370%. Кстати, в более ранних опытах неопознанная аномально высокая растворяющая способность воды тонких капилляров вводила исследователей в заблуждение, вследствие которого свойства гелей кремнезема переносились на свойства "аномальной" воды (Б. В. Дерягин, Н. В. Чураев, 1971).

Близкие данные получены А. М. Блохом и В. Ф. Симоненко [4,19] в эксперименте при изучении растворяющей способности поровых растворов тонкодисперсных минеральных систем, который с определенной долей условности можно было бы отнести к прямому опыту.

В качестве исходного материала был выбран аморфный кремнезем-аэросил. Выбор его был связан с необычными свойствами водных растворов кремнезема, позволяющими в какой-то мере фиксировать количественные значения растворенного в воде кремнезема в период фильтрации последней в тонкодисперсной минеральной системе. Необычность заключается в том, что раствор кремнезема отличается от большинства неорганических растворов способностью быстро образовывать коллоиды. Когда раствор кремнезема становится перенасыщенным в результате изменения физико-химических условий (охлаждение, выпаривание или нейтрализация) избыточная кремнекислота обычно не осаждается, а остается во взвешенном состоянии в виде коллоидных частиц. Перенасыщенные растворы молекулярного кремнезема могут существовать в течение нескольких месяцев, прежде чем избыточный кремнезем коагулирует. По всей вероятности, и этот срок не является пределом. Золи, содержащие кроме растворенного кремнезема небольшое количество коллоидального кремнезема, практически неограниченно устойчивы независимо от изменения рН. Д. Е. Уайт с соавторами (D. E. White, 1956) наблюдали, что в кислых водах горячих источников кремнезем в количествах, почти в три раза превышающих равновесную растворимость, по-видимому остается устойчивым в течение ряда лет. Способность водного раствора кремнезема продолжительное время находиться в неравновесном, пересыщенном состоянии оказалась очень кстати для прямых экспериментальных исследований по опенки степени и направленности изменения растворяющих свойств поровой воды при ее фильтрации в поле поверхностных сил тонкодисперсных минеральных систем. Во всяком случае, при постановке опыта - предполагалось, что после выхода за пределы тонкодисперсного аэросила поровые растворы в какой-то мере, будут еще нести информацию о масштабах растворимости кремнезема в условиях влияния поверхностных сил на фильтрующуюся воду.

Содержание растворенного кремнезема в отжатом поровом растворе при комнатной температуре 21-23°С определялось в каждой порции дважды за исключением двух последних порций, где объема отпрессованного раствора не хватило. Данные повторных анализов показали достаточно хорошую сходимость.

На основании анализа результатов (рис.6) напрашивается вывод, что при нагрузках более 20 МПа поровые растворы высокодисперсных систем обладают аномальной растворяющей способностью, в частности, содержание кремнезема в них на порядок превышает предельные значения для истинных растворов SiO2 в обычной воде при установившемся равновесии. Разумеется, что одного опыта недостаточно для определения количественных значений растворяющей способности аномальной воды, фильтрующейся в тонкодисперсных минеральных системах. Однако уже сейчас ясно, что ее способность растворять кремнезем увеличивается по сравнению с обычной водой как минимум в 10 раз. Даже этих данных уже достаточно, чтобы ставить вопрос о пересмотре существующих представлений о растворяющей способности фильтрующейся в тонкодисперсных породах поровой воды, так как они основаны на данных, полученных при изучении ньютоновской воды и перенесены на воду другой природной модификации. По сути дела, приравнивались разные растворители, хотя они и имеют единую природную основу.

К сожалению, пока нет возможности прямого экспериментального определения растворяющей способности воды новой модификации по отношению к жидким УВ. С определенной долей условности ее можно оценить косвенным путем, по аналогии с другими растворителями, близкими по структуре и полярности к временно-модифицированной воде. Автором настоящего обзора в 1974 г. уже предпринималась попытка сопоставления растворяющей способности временно модифицированной воды с этиловым спиртом. Несложными расчетами было показано, что из глинистого пласта мощностью 100 м на площади 200 км2 при дальнейшем уплотнении от 10 до 9% пористости временно модифицированная вода в состоянии вынести более 40,0 млн.т. гептана.

Несомненно, что такой прием не претендует на установление истинных количественных значений растворяющей способности временно модифицированной воды, но и не вызывает риска впасть в большую ошибку. В этом убеждает другой расчет, который вытекает из сопоставления временно модифицированной воды с высокотемпературной водой, имеющей с ней многочисленные сходства по структуре (степени диссоциации, размерам ассоциатов), полярности (диэлектрической постоянной) и соответственно растворяющей способности. Основываясь на экспериментальных данных Э. Б. Чекалюка о растворимости нефти в высокотемпературной воде В. В. Байбаков [2] приходит к выводу, что при температуре выше 300°С в водном растворе содержание нефти может достигать 6%. Отсюда следует, что из объема глинистой материнской породы, приведенного в первом расчете при тех же условиях дегидратации, временно модифицированная вода может вынести около 10,0 млн.т. нефти.

Как видно, порядок цифр в обоих случаях близкий. Если принять во внимание, что в первом случае, растворяющая способность оценивалась по индивидуальному углеводородному компоненту, а во втором - по многокомпонентной нефти, то разница может быть объяснима. Растворяющая способность временно-модифицированной воды настолько велика, что может обеспечить массоперенос нефти в промышленных масштабах на протяжении длительного геологического времени. Это главное.

Первичная миграция углеводородов

Обоснование агрессивных свойств поровой воды в капиллярах и микрокапиллярах тонкодисперсных нефтематеринских пород имеет решающее значение при определении ключевого процесса в массопереносе УВ. Однако для утверждения гипотезы первичной миграции УВ в водорастворенном состоянии, (как, впрочем, и любой другой гипотезы) в качестве исходной позиции теории формирования залежей нефти и газа, необходимо обоснование энергии, обусловливающей этот процесс и выделение поэтапного развития его интенсивности при погружении осадочных пород.

Что является движущей силой, которая приводит, к перемещению перовых растворов в направлении природных резервуаров, источник какой энергии стимулирует их эмиграцию за пределы нефтематеринских толщ? Когда, в каких пределах погружения осадочных пород следует ожидать активного развития массопереноса УВ? Эти вопросы не имеют достаточного освещения и потому остаются слабо изученным звеном осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа.

Энергия, обусловливающая перемещение флюидов

в направлении природных резервуаров

Диалектической особенностью геологического развития осадочной толщи, начиная с этапов седиментации, породообразования и на протяжении дальнейшего погружения пород, является постоянное стремление к равновесному состоянию, которое порождает новые процессы и явления, приводящие к новому нарушению равновесия. В этом и состоит созданный природой феномен постоянного движения как самих пород, слагающих литосферу, так и движение вмещаемых ими флюидов.

Основным энергетическим ресурсом, обусловливающим перемещение флюидов из глинистых нефтегазопроизводящих пород в смежный коллектор, является непрекращающееся стремление к выравниванию пластовых (внутрипоровых) давлений между этими породами. Интенсивность процесса будет определяться значениями перепада (градиента) давлений, который ниже в обзоре будет называться и эффективным давлением Рэф отжатия флюидов.

Принципиальная схема возникновения перепада давления в глинах и прилегающих к ним породах-коллекторах по мере постоянного погружения терригенных нефтегазоносных комплексов довольно проста и упоминается во многих публикациях по проблемам нефтяной геологии. Время начала формирования перепада давления соотносится с ранними стадиями породообразования, а природа его возникновения связана со специфическими особенностями уплотнения пород различного вещественного состава.

Макропористая песчаная порода в процессе погружения уплотняется незначительно, главным образом за счет вторичной цементации, перемещения и более плотной упаковки зерен. Геостатическая нагрузка воспринимается жесткой скелетной частью пласта, а насыщающие его флюиды (в основном вода) испытывают давление столба жидкости, по высоте равного расстоянию от уровня местного базиса эрозии до точки погружения. Поэтому гидродинамически раскрытые природные резервуары характеризуются пластовым давлением, близким к условному гидростатическому. В зонах затрудненного водообмена пластовое давление в коллекторах будет постепенно возрастать за счет притока отжимаемых из глин флюидов, что нередко приводит к возникновению в резервуарах АВПД.

Совершенно иначе происходит уплотнение высокопористой, но плохо проводимой глинистой толщи с ее гибким скелетом. В отличие от песчаников гибкий скелет глин, испытывая все возрастающую геостатическую нагрузку, передает давление и на заключенные в глинах флюиды. Перемещение последних направлено в область более низкого давления, т.е. в смежные природные резервуары с гидростатическим давлением. Однако условия для фильтрации флюидов в глинах весьма затрудненные. В результате они частично или полностью воспринимают геостатическое давление, а разница между давлением в порах глин и коллекторов может достигать сотен атмосфер.

В общих чертах изменение соотношения пластовых давлений в глинистых пластах и прилегающих к ним коллекторах происходит следующим образом. При устойчивом компенсированном и некомпенсированном прогибании в условиях гидродинамической раскрытости природных резервуаров отрицательный градиент давления в коллекторе находится в функциональной зависимости от мощности перекрывающих его отложений [17]. Абсолютное значение эффективного давления отжатия флюидов определяется разницей между геостатическим и гидростатическим давлениями, т.е.

Рэф = Ргеост - Ргидр (1)

Геостатическое давление есть результирующее давление массы пород, слагающих разрез на соответствующей глубине. Поэтому без учета ускорения силы тяжести

Ргеост = Н . ρп/10 (2)

где Н - глубина залегания в м;

ρп - средняя, условно принятая плотность слагаемых пород, г/см3.

Большинство исследователей среднюю плотность пород в подобных расчетах принимают равной 2,3 г/см3, тогда

ρп/10 = 2,3/10 = 0,23 (const). (3)

Подставляя значение равенства (3) в выражение (2), получим

Ргеост = 0,23 . Н (4)

Условное гидростатическое давление определяют, исходя из принятого положения, что напор воды, соответствующий глубине ее залегания, может компенсировать 45% геостатического давления (Ю. В. Мухин, 1965; Б. А. Тхостов, 1966). Отсюда

Ргидр = 45 .Ргеост/100 (5)

или, учитывая равенство (4)

Ргидр = Н (0,23 .45)/100 (6)

где (0,23 .45)/100 - величина постоянная, равная 10,35 .10 -2, отсюда

Ргидр = 10,35 • 10 –2 Н (7)

Подставляя значения Ргеост и Ргидр в выражение (1), находим

Рэф = 0,23 • Н - 10,35 • I0-2 Н = 0,13 Н (8)

В баланс энергии эффективного давления, определяющего интенсивность движения флюидов, следует отнести и энергию открытого Е. В. Дерягиным (1937) расклинивающего давления между слоями связанной воды. Сущность этого явления состоит в том, что если две поверхности, покрытые связанной водой, сближать между собой, то граничные фазы связанной воды будут сопротивляться такому сближению по аналогии сближения одноименных магнитных полюсов. Это порождает механизм вытеснения флюидов, находящихся между сближающимися слоями связанной воды.

Расклинивающее давление растет с уменьшением расстояния между сближающимися поверхностями до тех пор, пока толщина пленки не достигнет порядка 1-10 Ǻ (П. А. Ребиндер, Н. А. Поспелова, 1950). Начиная с этого момента расклинивающее давление быстро падает и при дальнейшем уменьшении пленки, переходя через ноль, становится отрицательным, т.е. твердые поверхности начинают притягиваться друг к другу. Следовательно, в капиллярной системе глинистых пород, базисная поверхность которых обладает мощным полислоем связанной воды, достигающим 1000 Ǻ, эффект расклинивающего давления можно ожидать в поровых каналах размером d < 0,5 мкм. Можно сожалеть, что пока нет возможности обсчета количественных значений эффекта расклинивающего значения, но то, что его выталкивающая энергия значительно повысит эффективное давление в глинистой породе, вряд ли вызывает у кого сомнение.

Таким образом, энергия эффективного давления является главным фактором, обусловливающим направленное движение флюидов к природным резервуарам. Абсолютные его значения определяют интенсивность отжатия поровых растворов в смежные коллекторы. В зависимости от мощности глинистого пласта и характера, его уплотнения отжатие поровых растворов может носить синхронный или импульсивный характер.

При относительно небольших мощностях глинистых пластов, не превышающих 40-50 м, и малых скоростях погружения пород, когда плавное приращение геостатического давления соотносится со скоростью оттока воды и уплотнение порового пространства осуществляется равномерно во всем массиве пласта, отжатие поровых растворов в коллектор идет синхронно.

Импульсивный характер отжатия поровых растворов происходит при больших мощностях глинистых пластов, когда скорость оттока поровых растворов из центральных частей глинистых пластов на периферию запаздывает в сравнении с оттоком и уплотнением из их краевых частей, соседствующих с коллектором. Как показывают лабораторные данные, в результате на контакте с коллектором образуется более уплотненный слой по сравнению с центральной частью образца, в которой сохраняется высокая пористость (В.Ф.Симоненко,1971). Образовавшийся экранирующий слой затрудняет дальнейшее отжатие воды из образца [21].

Затрудненный водообмен на контакте глинистая порода - коллектор приводит к тому, что флюиды в поровом пространстве глинистых пород испытывают давление, значительно превышающее давление в коллекторе и стремящееся к геостатическому. Такое напряженное состояние сохраняется до тех пор, пока превышение давления в поровом пространстве глин над таковым в коллекторе достигнет критической величины, при которой неизбежен флюидоразрыв. Очевидно, что флюидоразрыв будет направлен в сторону отрицательного градиента давления, в сторону коллектора. Эффект флюидоразрыва обусловливает растрескивание уплотненного периферического глинистого слоя, граничного с коллектором. В этот период наступает интенсивное высвобождение и разгрузка поровых растворов из ближайшей части мощного глинистого пласта. После выравнивания давления в образовавшейся зоне трещиноватости трещины вновь закрываются, хотя и могут быть обнаружены при детальном петрофизическом анализе. Впрочем, как правило, они фиксируются включениями аутигенных минералов или их ассоциациями с тяжелыми битумоидами, обогащенными гетероатомами, микроэлементами (С. Г. Неручев, 1969). Это не просто прямое доказательство миграции, но и подтверждение перехода поровых растворов тонкодисперсных пород из одного структурного состояния в другое, в результате чего в первую очередь выпадают в осадок ранее растворенные минералы, локализуется наиболее труднорастворимая, тяжелая часть битумов.

Независимо от того, закрываются трещины или кальматируются аутигенными минералами, конечный результат один - центральная часть мощного глинистого пласта вновь будет изолирована от коллектора, а разгрузка поровых растворов будет затруднена, что вновь обусловит увеличение внутрипорового давления в глинистом пласте. Поэтому цикл флюидоразрыв - трещинообразование может повторяться. В него вовлекаются новые мощности периферийной части глинистого пласта. Увеличивается мощность зоны трещиноватости глинистого пласта на контакте с коллектором. По данным С. Г. Неручева (1969), Б. С. Короткова (1966) и других исследователей в отдельных случаях она достигает 15-20 м как в кровле, так и подошве глинистого пласта. Некоторые исследователи рекомендуют относить эти зоны в баланс природных резервуаров определенной категории, именуя их "псевдоколлекторами".

Таким образом, флюидоразрывы на границе глинистых и коллекторских пород могут появляться неоднократно, хотя и небесконечно. Периодически возникая, они неизбежно вызывают трещиноватость вновь уплотненного граничного слоя глинистых пород. Каждый раз образовавшиеся трещины становятся хорошими проводящими путями для эманаций поровых растворов, порождая импульсивный характер их разгрузки. В энергетическом отношении дегидратация глин по трещинам более выгодна, так как разница в проницаемости между трещинами и порами свидетельствует в пользу первых, что значительно снижает затраты энергии на перемещение поровых растворов.

Импульсивный характер первичной, миграции УВ, при котором идет чередование процессов их накопления и последующего интенсивного высвобождения, создает масштабность этого процесса, сопоставимого с формированием промышленных скоплений нефти и газа в относительно короткое геологическое время.

Поэтапность первичной миграции углеводородов

Из изложенного в предыдущей главе очевидно, что агрессивность временно модифицированной воды находится в линейной связи со степенью уплотнения вмещающих ее тонкодисперсных материнских пород. Естественно, что такая зависимость обусловливает определенную последовательность в нарастании растворяющей способности воды, отжимаемой из глинистых материнских пород.

В предлагаемой ниже принципиальной схеме поэтапного развития процессов первичной миграции УВ привязка к глубинам погружения пород носит приближенный характер. Это связано с тем, что на характер дегидратации глинистых пород влияет множество факторов, в том числе температура, скорости приращения эффективного давления, мощность уплотняющегося глинистого пласта и др. Поэтому в отдельных случаях выделенные этапы первичной миграции могут выходить за ориентировочно установленные пределы глубин в рассматриваемой схеме.

Общеизвестно, что в процессе седиментации и на ранних стадиях породообразования (диагенеза) из глинистых осадков и пород отжимается свободная вода, свойства которой сопоставимы со свойствами воды бассейна седиментации. Ее транспортирующая роль в массопереносе УВ ограничена, а если учесть, что к этому времени образование УВ, по мнению многих исследователей, связано главным образом с микробиологическими процессами, то на этом этапе породообразования участие воды в массопереносе УВ незначительно. Поскольку подавляющее количество этой воды удаляется в свой же бассейн седиментации, то ее роль ограничивается, главным образом, формированием состава и газовой составляющей воды этого бассейна.

На ранних стадиях протокатагенеза (ПК1-ПК2) в процессе дальнейшего уплотнения пород, формирования глинистых материнских толщ и смежных пластов коллекторов состав поровой воды в глинах качественно меняется. В основном это происходит потому, что оставшуюся в глинах свободную поровую воду начинает разбавлять рыхло связанная вода. По предварительным экспериментальным данным [17] переход последней в состояние жидкого течения соответствует нагрузкам 12-15 МПа (при температуре 50°С), что ориентировочно соотносится с геостатическим давлением на глубинах 600-700 м. В процессе дальнейшего погружения доля рыхло связанной воды в общем балансе увеличивается. В условиях недоуплотнения глинистых пород и наличия суперкапиллярных поровых каналов она восстанавливает свойства объемной воды, увеличивая растворяющий потенциал за счет того, что в период ориентации была менее минерализованной. Однако до тех пор, пока ранее связанная вода переходит в центральных частях поровых каналов в свободную воду, ее предельная растворяющая способность ограничена растворяющим потенциалом слабоминерализованной (пресной) воды. Соответственно и возможность выщелачивания пород у нее ограничена компонентами, которые являются неустойчивыми в воде в этих условиях. Отсюда вытекает, что на данном этапе уплотнения глинистых пород отжимаемые поровые растворы участвуют в основном в формировании солевого состава пластовых вод артезианских бассейнов.

Что касается УВ, то на этих стадиях катагенеза еще нет активного развития термокаталитических реакций преобразования 0В. Как известно, начало таких процессов связано с преимущественным газообразованием, в том числе высоких концентраций двуокиси углерода (CO2) и небольших концентраций углеводородных газов, преимущественно метана (В. Л. Соколов, В. Ф. Симоненко, 1977). Для этой смеси газов удаляемая поровая вода может быть достаточно хорошим транспортирующим агентом. Поэтому наряду с формированием солевого состава участие поровых растворов материнских пород в образовании газовой составляющей пластовых вод на ранних стадиях протокатагенеза вряд ли вызывает сомнение. Подобный характер дегидратации глинистых толщ может продолжаться до поздней стадии протокатагенеза (ПК3), что в среднем будет соответствовать глубинам погружения 700-800 м.

Последовательное гравитационное уплотнение глинистых материнских пород приводит к уменьшению размеров капилляров до значений, при которых они будут сопоставимы с размерами граничной фазы связанной воды. С учетом рассмотренных ранее данных, это, вероятно, относится к той степени уплотнения пород, когда радиусы капилляров не превышают 1000-1500 Ǻ, т.е. влияние поверхностных сил минеральной системы распространяется на весь объем капилляров. В этих условиях отжимаемая связанная вода испытывает структурный скачок, при котором ее "подплавленный слой", приобретая состояние жидкого течения, уже не является ориентированным и в то же время не восстанавливается до состояния свободной воды. Рожденная новая структурная модификация воды приобретает аномально высокую растворяющую способность, благодаря чему в истинный водный раствор могут переходить слабо растворимые или, не растворимые совсем в обычной воде компоненты, такие как кремнезем, микроэлементы, жидкие УВ. Такая обстановка предположительно созревает на последней стадии протокатагенеза и развивается на всех последующих стадиях мезокатагенеза и частично апокатагенеза.

Рассматриваемый этап начинается в пределах глубин 800-1300 м, это подтверждается имеющимися у геологов многочисленными данными о начале на указанных глубинах процессов перекристаллизации аутигенных минералов и вторичного минералообразования, сопровождающихся первыми нефтепроявлениями в коллекторах [13, 7, 14], а также образованием минералобитумоидных ассоциаций в трещинах, стиллолитах и других пустотах собственного массива материнских глинистых пород (С. Г. Неручев, 1969).

Учитывая, что начало этого этапа практически совпадает с началом активного развития термокаталитического преобразования 0В, можно с уверенностью сказать, что главная роль в массопереносе новообразованных УВ принадлежит агрессивной, временно модифицированной воде. Несмотря на то, что по мере погружения количество связанной воды в материнских породах уменьшается, масштабы эмиграции УВ не должны снижаться, так как агрессивность временно модифицированной воды увеличивается за счет дальнейшего уменьшения поровых каналов и соответственно усиливающегося влияния поверхностных сил на структуру и свойства воды, фильтрующейся в центральной части капилляров и микрокапилляров. Соответственно должен изменяться и компонентный состав поровых растворов. В раствор переходят все более устойчивые, трудно растворимые компоненты, а их вынос за пределы материнских пород будут сопровождаться последовательно сменяющимися процессами перекристаллизации кальцита, доломитизации, карбонатизации, окварцевания, пиритизации. Очевидно, что и состав "нефтепродуктов" должен изменяться. Если на начальном этапе формирования и удаления временно модифицированной воды, когда влияние поверхностных сил в центральных частях поровых каналов еще незначительное, можно ожидать выноса наиболее растворимых легких фракций нефти и некоторых смол. В дальнейшем при прогресcивно увеличивающемся влиянии базисной поверхности на структуру и свойства фильтрующейся воды в раствор будут переходить и труднорастворимые, тяжелые гетероатомные соединения.

Таким образом, первичная миграция УВ в водных растворах может быть обеспечена до тех пор, пока осуществляется дегидратация глин. Ориентировочно можно предположить, что ограничение этого процесса может наступить при влажности глинистых пород, ниже 2,5-3,0%, тогда остается лишь физически прочно связанная вода, практически неудаляемая в термобарических условиях осадочного чехла. Однако роль временно модифицированной воды не ограничивается только массопереносом УВ. Будучи сама по себе уникальным явлением природы, она порождает еще одно уникальное явление - фазовое обособление и концентрирование полезных ископаемых и УВ в том числе.

Начальная аккумуляция углеводородов

Вопрос об объединении рассеянных УВ в непрерывную фазу некоторого минимального объема, способного к самостоятельному перемещению в пористой среде, составляет основу представлений о формировании залежей нефти и газа.

При обсуждении различных гипотез вторичной миграции все исследователи едины в одном: передвижение УВ (особенно нефти) в крупнопористых породах может осуществляться только в состоянии гомогенной массы. Однако большинство исследователей считает неясным, каким образом рассеянные в материнской породе УВ могут соединяться друг с другом, чтобы образовались значительные сплошные массы нефти, способные к самостоятельному перемещению в природных резервуарах к местам аккумуляции,

В настоящее время существует несколько схем образования гомогенных масс УВ в коллекторе (высаливание, струйная миграция по В. П. Савченко и др.), однако практически все они связаны с вторичной миграцией, т.е. с дегазацией насыщенных УВ пластовых вод коллекторов. Кстати, неудовлетворенность подобными схемами, вероятно, испытывал и сам В. П. Савченко, когда в последних работах писал, что “задача установления признаков, по которым можно было бы фиксировать наличие струйной миграции газа, зарождающейся непосредственно в газоматеринских породах, является одной из актуальных” [16, с.17].

Проведенные исследования дают основание считать, что в природе существует механизм фазового обособления УВ, физико-химическая сущность которого находится в непосредственной связи с первичной миграцией УВ [18]. В основе его лежат два фактора, порождающих этот процесс, перепад давления между поровыми давлениями в материнских породах и природных резервуарах и структурные изменения воды при переходе ее из тонкодисперсных пород в грубозернистую среду.

Наличие избыточного порового давления в глинистых толщах и соответственно, отрицательного градиента в коллекторах способствует не только эмиграции флюидов из глинистых нефтегазопроизводящих тощ, но и интенсивной дегазации отжимаемых поровых растворов при их переходе в область низких давлений (рис.7). В самом деле, если вполне логичен процесс образования свободной газовой фазы за счет дегазации пластовой воды коллекторов по мере снижения пластового давления при ее движении по восстанию пласта, то тем более логичен этот процесс при выходе поровых растворов в коллектор в условиях значительного и резкого перепада давления [18].

Влияние перепада давления на десорбцию поровых растворов и фазовое обособление некоторых компонентов практически может осуществляться на всем протяжении уплотнения пород. Однако эффективность этого процесса будет неравнозначна в зависимости от ряда факторов, воздействующих на рэф. Поэтому этот механизм фазового обособления УВ не является основным. Тем не менее, в процессе породообразования я на ранних этапах дегидратации глин, когда из них удаляется свободная вода и вода, перешедшая из связанного в свободное состояние при больших размерах поровых каналов, пренебрегать им не следует. В это время растворяющая способность удаляемой поровой воды остается на уровне ньютоновской при данных условиях. Ее роль в массопереносе УВ ограничивается преимущественно газообразными компонентами. Отсюда вытекает, что на этом этапе реальным является концентрирование главным образом газовой фазы.

Ранее уже отмечалось, что на последней стадии протокатагенеза и на ранних стадиях мезокатагенеза начинает отжиматься и агрессивная временно модифицированная вода.

Неизбежность релаксации агрессивной временно модифицированной воды до структуры и свойств объемной воды порождает еще одно уникальное природное явление - концентрирование полезных ископаемых на границе двух литологических сред. В частности, благодаря эффекту снятия влияния поверхностных сил, у отжимаемой в природные резервуары воды резко падает способность к удержанию в растворе УВ, особенно жидких фракций, как трудно растворимых в объемной воде. По аналогии с влиянием резкого перепада давления, но с несопоставимо большей эффективностью, наряду с другими трудно растворимыми в объемной воде компонентами, часть газообразных и практически все жидкие УВ выйдут из водного раствора в свободную фазу (рис.8). Твердые компоненты, покидая раствор, выпадают в осадок, порождая в непосредственной близости от глинистых пород процессы перекристаллизации и вторичного минералообразования (карбонатизация коллекторов, окварцевание). В отличие от них дисперсно-рассеянные микрообъемы нефти или пузырьки газа, сливаясь, всплывают и концентрируются под водоупором, образуя все увеличивающуюся массу нефти или газа, или того и другого одновременно (в зависимости от ряда факторов, влияющих на характер и направленность преобразования 0В).

Неоспоримым доказательством реальности существования в природе структурного скачка воды и соответственно ее растворяющей способности, определяющих изложенный выше процесс начальной аккумуляции УВ, является повсеместная приуроченность аутигенных минералов и эпигенетичных битумоидов к различным, в том числе и мельчайшим, трещинам и другим пустотам в собственном массиве материнских пород (С. Г. Неручев, 1969; Б. С. Коротков, 1966; Б. Тиссо, 1971).

Рис.7 Влияние перепада давления на фазовое обособление углеводородов на границе двух литологических сред (В. Ф. Симоненко, 1981)

А - литологическая среда, В - отжатие поровых растворов из глинистых (материнских) пород в коллектор.

1 - глины; 2 - водорастворенные УВ (а - нефть, б - газ); 3 - направление движения флюидов за счет Рэф; 4 – песчаный пласт-коллектор; 5 – изменение пластового давления; 6 - образование в коллекторе свободной фазы УВ (а - нефть, б - газ)

Эти трещины или другие полости представляют собой не что иное, как местные изолированные пустотные участки, микроколлекторы, размеры которых превышают размеры дальнодействия поверхностных сил. В период трещинообразования такие участки, как и региональный коллектор, характеризуются достаточно большими значениями отрицательных: градиентов давления, образуя вокруг себя некоторые депрессионные микрозоны. Это вызывает интенсивный приток в них поровых растворов из смежных элементарных участков породы. Внедряясь в трещины, они испытывают тот же эффект разгрузки, что и на границе глинистых пород и пород коллекторов - снижение растворяющей способности воды, составляющей базовую основу поровых растворов. В результате в трещинах и на некотором удалении от них происходит фазовое обособление и перераспределение ингредиентов, составляющих поровые растворы, что обусловливает образование минералобитумоидных ассоциаций. В изолированных пустотах (трещинах), где дальнейшая миграция (кроме диффузии) высвободившихся УВ затруднена, они и до настоящего времени сохраняются в ассоциации с кальцитом или кремнеземом, перекристаллизованными и выпавшими в трещинах в осадок. Это явление достаточно ярко прослеживается на фактическом материале, в частности, блестяще иллюстрируется многочисленными фотографиями трещин, стиллолитов и шлифов под электронным микроскопом.

Рис.8. Влияние структурных изменений поровой воды на процесс фазового обособления углеводородов

А - литологическая среда. Б - образование слоев нефти и газа.

1 - глинистые (материнские) породы; 2 -растворенные нефть и газ в агрессивной воде глин (а - нефть,

б - газ);

3 - направление фильтрационного потока поровых растворов; 4 - грубозернистая среда природных резервуаров;

5 - изменение полярности воды; 6 - фазовое обособление нефти и газа в начальные скопления (начальная аккумуляция) за счет снятия влияния поверхностных сил в грубозернистой среде.

При выходе поровых растворов из глин в смежные региональные коллекторы фазово-обособленные дисперсно-рассеянные микрообъемы нефти или пузырьки газа, сливаясь, всплывают и концентрируются под водоупором, а твердые компоненты выпадают в осадок. Иногда концентрирование УВ может сместиться на значительнее расстояния от выпавших в осадок аутигенных минералов. Например, в случае, когда поровые растворы отжимаются в верхнюю часть (кровлю) материнского пласта, высвободившиеся в свободную фазу УВ неизбежно должны всплывать вертикально по высоте столба водонасыщенного коллектора, к водоупору. С учетом же движения пластовых вод по латерали объединение УВ под водоупором может быть смещено от начального места разгрузки поровых растворов пород и выпадения в осадок части компонентов. Кроме того, в этом случае неизбежны потери УВ, особенно газообразных, насыщающих пластовую воду, что соответственно снизит коэффициент их аккумуляции.

Оптимальными условиями для формирования залежей нефти и газа, однако, следует считать геологическую ситуацию, когда поровые растворы отжимаются, в нижней части глинистого материнского пласта, одновременно являющегося и покрышкой, т.е. водоупором для нижележащего коллектора. В этом случае, объединение дисперсно-рассеянных, выделившихся из поровых растворов объемов нефти и газа осуществляется непосредственно под водоупором. Концентрация их в гомогенные массы происходит без существенных потерь, так как последние связаны, главным образом, с насыщением лишь отжимаемого зеркала контактной пластовой воды. Образовавшийся на контактной поверхности воды экранирующий диффузный слой предотвращает дальнейшее растворение УВ и сохраняет образовавшиеся начальные объемы нефти и газа как в процессе их формирования, так и на путях перемещения к местам аккумуляции.

Концентрируясь под водоупором высвобождающиеся из поровых растворов дисперсно-рассеянные УВ образуют прогрессивно увеличивающиеся гомогенные массы нефти (или газа). На первых этапах накопления эти массы остаются неподвижным, так как не в состоянии преодолеть сопротивление водоминеральной поверхности природных резервуаров. Очевидно, что при достижении гомогенными массами таких критических значений, при которых гравитационная подъемная сила станет преобладать над сопротивлением водоминеральной поверхности, происходит отрыв нефти (или газа) определенного объема и начинается всплывание этих УВ по восстанию пласта к местам аккумуляции. Любое, даже незначительное дополнительное сопротивление (терраска, пересекающийся поток пластовой воды и пр.) на пути движения оторвавшегося объема УВ может приостановить его. В практике, поисково-разведочных работ такие скопления нередко фиксируются в виде слабо нефте- и газонасыщенных коллекторских пород, непромышленных нефтегазопроявлений. Однако при увеличении гравитационной подъемной силы за счет поступления очередных порций всплывающих УВ или при изменении геологической обстановки (изменение угла наклона, стрессовые ситуации и т.д.) миграция остановившегося объема продолжится.

На освободившихся участках отрыва критических масс УВ продолжает идти процесс накопления, а затем отрыв очередного начального объема нефти или газа по уже описанной схеме. Последовательно сменяя друг друга, эти процессы порождают непрерывно-прерывистый характер заполнения ловушек. Следовательно, на последнем отрезке пути первичной миграции УВ создаются условия для объединения рассеянных в материнской породе УВ в минимальные начальные объемы, способные к самостоятельному перемещению в грубозернистой среде природных резервуаров. Эти объемы являются потенциальными составными частями будущих промышленных залежей нефти и газа, поэтому процесс их формирования можно назвать начальной аккумуляцией УВ.

Очевидно также и то, что в случаях, когда одновременно с нефтью образуются УВ в газовой фазе, последние всплывают с некоторым опережением. При этом, в условиях высоких пластовых давлений в природном резервуаре, а также неизбежного контакта и относительного перемешивания с нефтью вполне реален эффект обратного испарения легких фракций нефти и образования газоконденсатных систем.

Таким образом, в конце протокатагенеза и начале мезокатагенеза за наряду с продолжающимся воздействием перепада давления на механизм высвобождения в свободную фазу преимущественно газообразных УВ вступает в действие другой, более эффективный фактор - структурные изменения поровой воды. Формирование в материнской породе новой структурной модификации агрессивной поровой воды происходит практически скачкообразно, когда размер поровых каналов уплотняемых пород становится соизмеримым с размерами граничной фазы связанной воды. На основании имеющихся экспериментальных данных можно предположить, что в условиях спокойного компенсированного погружения при геотермическом градиенте в пределах 3°С начало образования временно модифицированной воды ориентировочно соотносится с уплотнением пород на глубине 800-900 м (В. Ф. Симоненко, 1960), Впрочем, на отдельных участках неравномерно уплотняемой глинистой толщи возможно формирование агрессивной воды и на более ранних этапах уплотнения. Однако область ее действия и пути фильтрации должны быть ограничены элементарными, более уплотненными участками в общем массиве материнских пород, так как за их пределами еще остались поровые каналы больших размеров (суперкапилляры). В них-то и будет происходить релаксация свойств временно модифицированной воды, удаляемой из более уплотненных участков. Роль этой воды в выщелачивании пород, изменении геометрии порового пространства и перераспределении компонентов будет носить локальный характер, ограниченный размерами уплотненных: элементарных участков в общем массиве глинистых пластов. Надо полагать, что роль этой воды в рассматриваемом процессе начальной аккумуляции ограничивается лишь массопереносом компонентов из более уплотненных участков, перераспределением их и концентрированием в собственном массиве материнских пород. В непосредственной близости от более уплотненных участков, где размер поровых каналов значительно больше, происходит релаксация временно модифицированной воды и микроконцентрирование выпавших из раствора компонентов. Возможно, что с этим процессом связано появление в глинах микроскоплений аморфного кремнезема, эпигенетичного битумоида.

В целом, первичную миграцию и начальную аккумуляцию УВ следует связывать, как уже отмечалось, с образованием активированной, временно модифицированной воды во всем массиве нефтегазоматеринских пород и с эмиграцией поровых растворов в направлении природных резервуаров. Интенсивность массопереноса будет иметь тенденцию увеличения за счет повышения агрессивности временно модифицированной воды по мере уплотнения пород. Снижение абсолютного количества связанной воды в материнской породе компенсируется прогрессивно увеличивающейся ее растворяющей способностью.

Резюмируя изложенное, следует сказать, что на протяжении всех стадий мезокатагенеза и ранних стадий апокатагенеза в природе действует механизм объединения рассеянных в материнской породе УВ в гомогенные массы. Главным образом его обеспечивают структурные изменения воды при выходе из тонкодисперсных материнских пород в депрессионные зоны природных резервуаров, а также десорбция поровых растворов за счет резкого перепада давления.

В процессе геологического развития осадочной толщи формирование депрессионных зон связано не только с наличием региональных грубозернистых пород-коллекторов или образованием зон повышенной трещиноватости в собственном массиве материнских пород (бажениты). В их образовании может принимать участие активное развитие тектогенеза. Любые разрывные дислокации порождают полости с отрицательным градиентом давления, куда интенсивно внедряются поровые растворы из рассеченных тонкодисперсных материнских пород. Эти емкости неизбежно становятся зонами аккумуляции УВ в ассоциации с аутигенными минералами, рудоносными компонентами, микроэлементами.

Как известно, сторонники неорганической гипотезы происхождения нефти и газа концентрирование полезных ископаемых в осадочных породах зон глубинного тектогенеза однозначно связывают с миграцией флюидов глубинного происхождения, путеводными каналами для которых являются разломы. Другие исследователи для объяснения подобных геологических явлений априорно привлекают роль тектоно-механической (механо-химической) энергии в активации воды и интенсификации массопереноса в зонах перемятости пород (В. А. Пецюха, 1967). В обоих случаях исследователи связывают массоперенос и концентрирование полезных ископаемых с экстремальными геологическими ситуациями и возводят их в ранг главных механизмов формирования залежей нефти и газа. На самом же деле, концентрирование полезных ископаемых в зонах активного тектогенеза является следствием разгрузки пересыщенных поровых растворов из объемов осадочных пород, вовлеченных в депрессионные зоны складко- и разрывообразования.

Структурные же изменения и активация воды в материнских породах происходят еще в условиях закономерного геологического развития осадочной толщи при устойчивом компенсированном погружении пород и их гравитационном уплотнении. Определяющим в этом процессе является взаимоотношение воды с активной базисной минеральной поверхностью. Косвенно развитие тектонической активности может повлиять на интенсивность этого процесса, например, в связи с изменением теплового поля или геостатических нагрузок. Однако природа зарождения агрессивной временно модифицированной воды и соответственно ключевого процесса массопереноса полезных ископаемых в водорастворенном состояний, их фазового обособления и концентрирования не имеет никакого отношения к тектоно-механической энергии. Это можно было бы и не доказывать, сославшись на многочисленный фактический материал, в том числе и приведенный в настоящей работе, свидетельствующий об исключительной активации воды в системе вода-порода в условиях, не связанных с экстремальными геологическими ситуациями. Вынужденное отступление обусловлено участившимися в последнее время публикациями, утверждающими, что условия "массопереноса необходимо ставить в зависимость... от складко- и разрывообразования…, сейсмической вибрации и т.д». [1, с.36].

Таким образом, на основе описанного механизма начальной аккумуляции УВ можно обосновать реальность формирования месторождений нефти и газа, сингенетичных по отношению к вмещающим их или контактирующих с ними нефтегазоматеринским породам. Это в равной степени справедливо как для формирования скоплений УВ в зонах повышенной трещиноватости собственного массива нефтегазопроизводящих пород, линзах, шнурковых залежах, так и для нефтегазоносных комплексов, вмещаемых крупными стратиграфическими подразделениями. Кроме того, при региональном прогнозе нефтегазоносности рассмотренный механизм позволяет научно обосновать уже выявленную практикой глубокого бурения более высокую перспективность наиболее погруженных частей впадин и прогибов по сравнению с их бортовыми обрамлениями (М. К. Калинко, 1964). Последнее возможно, во-первых, потому, что в центральных частях, как правило, сосредоточены осадки больших мощностей, развито складкообразование; во-вторых, они первыми попадают в термодинамическую зону активного термокатализа ОВ и образования УВ; наконец, в-третьих, в погруженных частях уплотнение материнских пород, обусловливающее геофлюидодинамический механизм активного массопереноса и начальной аккумуляции УВ, также развивается раньше, чем в бортовой зоне.

Заключение

Глубоко понимая важнейшую роль воды в формировании земной коры и в последующей ее эволюции, В. И. Вернадский считал, что вода "... определяет всю химию земной коры в доступной нашему непосредственному изучению ее области. Химические реакции идут главным образом в водных растворах, жидких или парообразных и свойства растворов обусловливают, в главной мере, генезис вадозных и фреатических минералов" (1960, с.15). Однако система вода-порода на долгие года выпала из поля зрения исследователей или рассматривалась упрощенно. Вместе с тем многие ученые все больше и больше убеждаются в том, что она является одной из важнейших природных систем, определяющих эволюцию геологических процессов.

Применение методов химической термодинамики в последние 10-15 лет позволило установить принципиально новый факт - отсутствие равновесия во взаимоотношении воды с тонкодисперсными породами. Более того, выясняется, что установление такого равновесия невозможно, поэтому система вода-порода является одной из наиболее реакционно способных и саморазвивающихся [15,23]. Саморазвивающийся характер обусловлен постоянной активацией воды базисной поверхностью тонкодисперсных пород, а также природным феноменом постоянного движения как самих пород, так и движения вмещаемых ими флюидов, обеспечивая их фильтрацию по тонким капилляра и микрокапиллярам.

Формирование под влиянием базисной минеральной поверхности новой структурной модификации активированной воды определяет принципиальную возможность растворения минералов, концентрирования в растворе микроэлементов, жидких УВ в больших количествах, но в равновесных концентрациях применительно к формирующимся в этих условиях поровым растворам. Однако это равновесие носит временный неустойчивый характер. При изменении взаимоотношений в системе вода-порода, при выходе поровых растворов в другую литологическую среду, установившееся равновесие нарушается. Подавляющая часть ранее растворенного комплекса компонентов, включая и УВ, обособляется в свободную фазу, порождая процессы формирования начальных скоплений нефти и газа и осаждения других элементов в совершенно иных относительно исходной породы соотношениях. Поэтапный характер взаимодействия воды с породой определяет соответственно избирательное концентрирование подвижных элементов сначала в растворе, а затем в виде парагенетических ассоциаций битумоидов, аутигенных минералов, микроэлементов.

Таким образом, временно модифицированная вода оказывается одним из наиболее активных химических компонентов, принимающих участие в массопереносе УВ. Дискуссионной может быть природа ее аномально высокой растворяющей способности, но сам факт несопоставимой с объемной водой агрессивности вряд ли вызывает сомнение. При этом активация и реакционная способность поровой воды тонкодисперсных минеральных систем является следствием закономерного геологического развития осадочного чехла.

Природный феномен массопереноса в водных растворах состоит еще и в том, что он не только обусловливает растворение вмещаемых породой труднорастворимых элементов, минералов, битумов, но и порождает механизм их непрерывной избирательной, начальной аккумуляции, парагенетические ассоциации которых последовательно и направленно меняются, В результате обнаруживается ключевой механизм первичной миграции и фазового обособления многих полезных ископаемых, который объясняет сопряженные с первичной миграцией нефти и газа процессы, а также обеспечивает объединение рассеянных в материнской породе УВ в масштабах, сопоставимых с формированием промышленных скоплений.

Необходимо проведение дальнейших исследований в этом направлении, поскольку с выявлением ключевого механизма первичной миграции и начальной аккумуляции УВ, четко сбалансированного с общим геологическим развитием осадочной толщи, выводится на новый качественный уровень развитие фундаментальных исследований осадочно-миграционной теории формирования залежей нефти и газа и соответственно уточняются критерии для прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности, геологопоисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Литература

  1. Амурский Г. И., Соловьев Н.Н.. Основные проблемы тектонодинамики и онтогенез нефти и газа. //Геология нефти и газа. -1967. - № 4. - С.34-39.
  2. Байбаков В.В.. О процессе первичной аккумуляции углеводородов и нефти в воде //Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. - Киев: Наукова думка. 1975. - C.131-135.
  3. Блох А.М. О соответствии свойств связанной вода минеральных систем и воды при повышенных температурах //Литология и полезные ископаемые. - 1970. - №5. - С. 120-130.
  4. Блох А.М., Симоненко В.Ф.. Измененность растворяющих свойств воды в поле поверхностных сил минеральных систем //Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. – М.: Наука, 1974. - С.72-75.
  5. Блох А.М., Симоненко В.Ф., Пантелеев В.М. Об экспериментальной оценке растворяющей способности связанной воды минеральных систем //Изв. высш. учебн. завед. Сер. Геология и разведка. 1973. - №4. - С.53-61.
  6. Гуревич А.Е. Геофлюидодинамика: структура и контуры теории. - Л., 1976. - С.10-46. – (Тр. ВНИГРИ. Вып.387).
  7. Демидович Л.А. Некоторые особенности литогенеза и формирования пород коллекторов девонских отложений Припятского прогиба// Геология нефти и газа. - 1977. - № 6. - С.41- 44.
  8. Исследования аномальной воды методом нейтронноактивационого анализа/Спицын В. И., Глазунов М. П., Муляр В. М., Дерягин Б. В. и др.//Докл. АН СССР - 1972. - Т .202, №1. - С. 132-135.
  9. Карцев А.А.. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления //Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1979. - № 10. – С. 115-121.
  10. Карцев А.А., Блох А.М.. Роль микропоровых растворов в процессах массопереноса в литосфере //Геология и геохимия горючих ископаемых. - Киев: Наук. думка, 1980. - Вып.55. - C.121-128.
  11. Кононов В.Н., Ильин В.А. О состоянии воды в земных недрах в связи с процессами метаморфизма //Значение структурных особенностей воды водных растворов для геологической интерпретации. - М., 1971. - С.35-65. - (Тр. ВИМС. Вып.2).
  12. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. - М.: Недра, 1975. - 211 с.
  13. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. - М.: Недра, 1975. - 257 с.
  14. Прошляков Б.К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1974. - 233 с.
  15. Роговская Н.В. Основные свойства подземной гидросферы. //Подземные воды и эволюция литосферы. - М.: Наука, 1985. - T.I, с. 158-175
  16. Савченко В.П.. Методика направленных поисков газовых место рождений. - М.: Недра, 1968. - С.5-55. - (Тр. ВНИИГаза. Вып.42/50).
  17. Симоненко В.Ф. Методика исследования поровых растворов при изучении процессов нефтегазонакопления //Поровые растворы в геологии (методические разработки). - Минск: Наука и техника, 1980. - C.75-154.
  18. Симоненко В.Ф. Значение разности пластовых давлений в глинах и коллекторах при нефтегазонакоплении //Проблемы прогноза газоносности. - М.: Недра, 1978. – С.85-93.
  19. Симоненко В.Ф. Роль поровых растворов в процессах нефтегазонакопления //Теоретические вопросы нефтегазовой геологии, - Киев: Наукова думка, 1980. - С.98-120.
  20. Симоненко В.Ф. Первичная миграция углеводородов и начальный этап их аккумуляции. //Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых - Львов,- 1981. – С.71-72
  21. Соколов Б.Л., Симоненко В.Ф. К вопросу об изучении на моделях процесса отжатия седиментационных вод. //Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1971. - С.117-121.
  22. Ушатинский И.Н.. Литология и перспективы юрско-неокомских отложений Западной Сибири //Сов. геология. - 1981. - № 2. - С. 11-22.
  23. Шварцев С.Л., Физико-химическая и геологическая эволюция системы вода-порода. //Подземные воды и эволюция литосферы. - М.: Наука, 1985: - T.I. - С. 253-266.
  24. Dickey Р.А. Posible primary migration of oil from source rock in on phase //Bull. AAPG. - 1975. - vol.59, № 2, - P.337-345.
  25. Magara R. The significance of the expulsion of water in oil phase primary migration //Bull. of Canadian Petroleum Geology. - 1978, - vol.26, №1 - P.123-131.
  26. Pride Leigh C. Aqueous solubility of petroleum as applied to its origin and primary migration //Bull. AAPG. - 1976. - 6O, № 2. - P. 213-244.

Авторы: 

Тематические разделы: