Гидрогеологические основы первичной эмиграции углеводородов из тонкодисперсных материнских толщ

М.И. Суббота, А.Ф. Романюк, В.Ф. Клейменов, В.П. Ильченко

«Первичная миграция и нефтегазоносность осадочных бассейнов». – М.: ВНИГНИ, 1988, с 37-42

 В теории органического происхождения нефти и газа наиболее слабо разработанным является вопрос об эмиграции рассеянных углеводородов (УВ) из мест своего образования и последующем их концентрировании в залежах. Известно, что первичная миграция может осуществляться в форме мельчайших капелек  нефти и пузырьков газа по микропорам и микротрещинам. Для образования микрокапелек нефти необходима повышенная (более 1%) начальная концентрация органического вещества (ОВ), продуцирующего УВ. Первичный фильтрационный перенос нефти может происходить и в растворе с сжатыми газами. Процесс молекулярной диффузии УВ приводит в основном к выравниванию их концентраций. На наш взгляд, более значим гидрогеологический механизм первичной эмиграции УВ. В процессе уплотнения пород выдавливаемая вода механически проталкивает через поры капельки нефти и пузырьки газа. Создается специфическая среда, в которой происходит миграция УВ – и эффузионная, и диффузионная. Но это не главная роль воды. Она переносит растворенные частицы нефти и газа через любые тонкие поры. Сам этот факт давно известен и никем не оспаривается. Нет лишь однозначной оценки масштаба переноса. Например, по расчетам Л.П. Капченко [2 и др.], объем переносимых водой нефти и газа на этапе первичной миграции недостаточен для формирования крупных залежей. Е.А. Барс (1981) приводит материал, показывающий недостаточно высокие концентрации ОВ для возможности выделения УВ в свободную фаз, в том числе водорастворенных нефтяных УВ. При фиксируемых низких концентрациях УВ не могут выделиться из воды и сформировать залежи нефти. Более концентрированные растворы нефти в воде встречаются лишь вблизи залежей и свидетельствуют не о формировании залежи, а ее медленном рассеивании.

Существует представление, что микронефть и газ переносятся в пласт-коллектор поровыми растворами, обладающими повышенной агрессивностью (растворимостью), которая возрастает в несколько раз в микрокапиллярах при давлении более 2ОМПа. Опыты, выполненные А.А. Карцевым, О.П. Абрамовой, О.Я. Дудовой и Я.А. Ходжакулиевым (1969, 1970) на образцах пород, подтвердили это. Отжатые из глинистых пород (водоупоров) поровые растворы более насыщены растворенным ОВ, чем свободные воды примыкающих коллекторов.

Известно, что жестко связанные пленочные воды горных пород не способны растворять какие-либо вещества. Но на определенном этапе роста горного давления происходит отрыв пленочных вод от поверхности зерен и освобожденная вода (поровые растворы) приобретает агрессивность кислоты. Причем ее агрессивность ограничивается временем нахождения в тонких капиллярах. При эмиграции вод из тонкодисперсных пород в грубозернистые или трещиноватые происходит полное снятие эффекта влияния поверхностных сил. Воды теряют свойство сверхвысокой растворимости и становятся свободными гравитационными с обычной растворяющей способностью. По данным В.Ф. Симоненко [3], агрессивность вод проявляется только в капиллярной и субкапиллярной системах тонкодисперсных пород, что обусловлено влиянием поверхностных сил на снижение диэлектрических  свойств растворов. Снижение полярности резко увеличивает способность воды растворять неполярные соединения, к которым относятся УВ.

Известно, что к началу главной фазы нефтеобразования в глинистых породах остается мало свободной и связанной (пленочной, капиллярной и пр.) воды. В этих термодинамических условиях начинается активное выделение химически связанных вод из различных минералов (гипса, монтмориллонита, слюды и др.). Выделившиеся возрожденные воды существенно пополняют объем поровых растворов. Как и освобождающиеся пленочные воды, возрожденные воды приобретают свойство временно модифицированной агрессивности и участвуют в активном первичном переносе УВ.

При уплотнении пород создаются большие поля высоких поровых давлений в глинистых толщах, приводящих при тектонических толчках к их растрескиванию. Открываются временные пути эмиграции флюидов. По этим путям поровые растворы с УВ устремляются в пласты-коллекторы, чему способствуют и высокие температуры больших глубин.

Итак, вода является главным агентом в первичном переносе в пласты-коллекторы рассеянных в материнской толще УВ. Первичная эмиграция основной массы жидких УВ с водой происходит в главную фазу нефтеобразования. Если по каким-либо причинам в тот период в материнской толще окажется мало воды, процесс первичной эмиграции УВ может заглохнуть. В результате образовавшиеся жидкие УВ останутся в материнской толще.

Примером неполной реализации нефтепроизводящего потенциала может служить баженовская свита Западной Сибири. Она сложена битуминозными аргиллитами, содержащими ОВ сапропелевого типа, залегает на глубинах от 1 до 3,5 км и имеет мощность до 40 м. Аргиллиты характеризуются очень низкой пористостью и лишь на отдельных участках образуют вторичные трещинно-поровые коллекторы, заполненные ОВ и нефтью. Нефтяные залежи сформировались за счет УВ и сингенетичного ОВ, содержание которого в аргиллитах иногда превышает 10-15 % (Сорг). Жидкие УВ сконцентрировались непосредственно в самой баженовской (нефтематеринской) свите и не мигрировали за ее пределы.

Нефтенасыщенные участки гидравлически разобщены между собой. Залежи характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое на 15-20 МПа. В залежи нет краевых и подошвенных вод.

В процессе уплотнения битуминозных отложений их обезвоживание происходит полнее и быстрее, чем обычных глин при тех же условиях. Основная масса их пор была заполнена ОВ и УВ. Они создали в осадке гидрофобную обстановку. Анализы показали, что в аргиллитах практически отсутствуют воды, их содержание не превышает в среднем 0,28 об. % (Лебедев Б.А. и др., 1982).

Битуминозные породы находятся на глубинах главной зоны нефтеобразования и процесс генерации нефти в них не завершен. Новообразованная нефть мигрирует самостоятельно по трещинам и порам только в пределах аргиллитового коллектора. Газа образуется мало, и он не может способствовать миграции. Свободные воды отсутствуют, а поровые растворы из-за малых объемов не могут растворять и переносить существенное количество рассеянных УВ за пределы материнской толщи. В связи с этим основная масса УВ осталась законсервированной в аргиллитовой битуминозной толще в рассеянном состоянии.

Примером решающей роли воды в первичной миграции УВ может служить реализация потенциала нижнемайкопских нефтегазоматеринских глин Предкавказья. Здесь на площадях Журавская, Воробьевская и других майкопские отложения имеют мощность 40 м, содержат в черных прослойках до 8 % ОВ (Сорг), Глины в основном гидрослюдистые, каолиновые с примесью монтмориллонита.

В этих же отложениях на глубинах 2000-2200 м выявлены залежи нефти. Степень преобразования ОВ в битуминозной части глин соответствует градациям МК11 -МК12 (температуры 124-1310 С). Процессы образования коллекторской емкости в материнской толще разнообразны. На стадии катагенеза из ОВ сформировалось УВ, кислые газы и воды различного генезиса. Существенную долю в объеме возрожденных вод составляют органогенные воды, образующиеся при деструкции ОВ. Они отличаются пресным составом и, смешиваясь с пластовыми водами, несколько опресняют их. Если фоновая минерализация пластовых вод нижнего майкопа составляет 20-40 г/л, то вблизи нефтяных скоплений минерализация воды уменьшается до 6-9 г/л. Подсчет показывает, что доля пресных вод в них составляет 50-85%. Эти органогенные воды, образуясь вместе с УВ, существенно помогают их первичной эмиграции и накоплению в залежах. В природе огромная роль принадлежит воде (свободной и особенно связанной) во всех биохимических процессах. С.П. Габуда [1] отмечает, что молекулы воды в определенных условиях (температура, давление) способны активно взаимодействовать с любыми органическими и неорганическими веществами. Вода вступает во временные связи с самыми разнообразными веществами, даже с инертными газами и гидрофобными веществами. Эта исключительная способность молекул воды образовывать водородные связи с частицами веществ и переносить их, а при повышении концентрации до определенного уровня разделяться (расслаиваться) на отдельные компоненты, несомненно, может играть важную роль в первичном переносе УВ.

С.П. Габуда [1] считает, что расслаивающиеся растворы относятся к числу наиболее перспективных систем, способных к эволюции. Это свойство использовано в живых системах клетки, где достигнуто высокое совершенство реакций в процессе обмена веществ.

На первом этапе в расслаивающихся системах происходит накопление молекул некоторых относительно простых веществ (аминов, фосфатов, эфиров, УВ и т.п.), возникающих в результате воздействия радиации и электрических полей на более простые вещества в составе земной коры и атмосферы. При достижении определенной концентрации гомогенное состояние раствора оказывается неустойчивым и в нем происходит фазовый переход или расслоение раствора в капельках эмульсии. Может произойти полимеризация молекул гидрофильных веществ.

Внутриклеточная структурированная вода (со специфической структурой) обладает исключительно высокой растворяющей способностью. Это делает ее сходной с поровыми растворами тонкодисперсных пород, отличающимися тоже повышенной агрессивной растворимостью по отношению не только к УВ, но и к трудно растворимым обычной водой карбонатам, кварцу и другим соединениям.

Это общее свойство структурированной воды, проявляющееся в живых системах клетки и в определенных условиях в породах земной коры, недостаточно изучено. Разгадка механизма первичной эмиграции рассеянных УВ в пласты-коллекторы и накопления их в крупных залежах может быть найдена при глубоком физико-химическом изучении свойств структурированной воды, находящейся в тончайших порах горных пород.

Список литературы

  1. Габуда С.П. Связанная воды. Факты и гипотезы. – Новосибирск: Наука. 1982.-152 с.
  2. Капченко Л.П. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления – Л. Недра, 1983.-263 с.
  3. Симоненко В.Ф. Роль поровых растворов в процессах нефтегазонакопления. – В кн.: Теоретические вопросы нефтегазовой геологии.-Киев: Наукова думка, 1980. 98-120 с.

Авторы: 

Тематические разделы: