РОЛЬ ПОРОВЫХ ВОД ГЛИНИСТЫХ ТОЛЩ В ПРОЦЕССАХ

РОЛЬ ПОРОВЫХ ВОД ГЛИНИСТЫХ ТОЛЩ В ПРОЦЕССАХ
НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ
Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник
ВНИИгеосистем, г. Москва, Россия
Формирование нефтяных и газовых месторождений происходит в едином
флюидодинамическом режиме водонапорных систем осадочных бассейнов под общим
гидрогеологическим контролем [2,3]..
Как показали предыдущие исследования [5,6] одним из главных агентов
первичной миграции углеводородов являются поровые воды глинистых пород. Опыты,
выполненные [1,6] показали, что они более насыщены растворенными углеводородами,
чем свободные воды примыкающих коллекторов. Содержание водорастворенных
органических веществ в них достигает сотен мг/л., состав газовых компонентов
изменяется в сторону преобладания более тяжелых (С2-С5) при увеличении давления
(Симоненко, 1993).
Известно, что газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов
изменяется в широких пределах. До глубин 3—4 км она обычно составляет 1—5 м3/м3.
С глубиной возрастают температура и давление, а поэтому, увеличивается газоемкость
подземных вод. Так, в зоне АВПД Керченского полуострова средняя газонасыщенность
до глубин 3000 м составила 5 м3/м3, в интервале 3000—4000 м 7 м3/м3, а на глубинах
4000—5000 м до 19 м3/м3. Газосодержание здесь в отдельных скважинах достигала
150—200 м3/м3. (Р.М. Новосилецкий,1982 г.) В Предкарпатье в скв. 2 площади Брыня
при самоизливе газовые факторы достигали 690 м'3/м3. В литературе известно много
других примеров.
Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом
давления объясняется тем, что главным агентом первичной миграции являются
поровые растворы материнских, преимущественно глинистых пород. При этом,
поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Так, в зонах
АВПД Южно: Каспийского бассейна (площади Сангачалы-море — Дуванный-море —
о-в Булна), по данным X. Б. Юсуфзаде, Г. И. Набиева и Э. Н. Дергунова (1978 г.),
поровое давление в глинах почти вдвое превышает аномально высокое давление в
пластах-коллекторах. Благодаря высокому поровому давлению газоемкость подземных
вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне
мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы
литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного
давления по сравнению с оттоком поровых вод. Высокое поровое давление приводит, с
одной стороны, к поглощению поровыми водами огромных объемов УВ, и с другой —
к микроразрывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по
которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.
Наряду с высоким поровым давлением существенное влияние на вынос УВ из
материнских толщ оказывают химически и физически связанные воды, а также
органогенные воды, образующиеся в процессе деструкции органического вещества [4],
переходящие в свободную фазу в процессе катагенеза. Связанная вода при выходе из
поля воздействия поверхностных сил характеризуется повышенными агрессивностью и
растворяющей способностью. По мнению В.Ф. Симоненко, структура отжимаемой
воды, отличаясь от той, которая была ей свойственна в связанном состоянии, в то же
время отличается от структуры свободной воды. Для оценки роли связанной воды в
эмиграции УВ В.Ф. Симоненко рассмотрена её растворяющая способность в связи с
изменением ее полярности. Как известно, в области низкой температуры (10—40° С)
вода является популярным растворителем с очень высокой диэлектрической
постоянной. В области высоких температур полярность воды невелика. Так, при
температуре 280—300°С диэлектрическая постоянная воды <20.
По данным М.П. Гавриша, И.С. Галинкора и С.П. Малинина снижение
полярности воды с ростом температуры способствует растворимости неполярных
органических соединений. По мнению А. М. Блох, поверхностные силы минеральных
частиц, как и температура, но еще более интенсивно снижают полярность связанной
воды, тем самым существенно повышают растворимость УВ. Таким образом, поровые
воды способны растворять огромные объемы жидких и газообразных УВ и тем самым
обеспечивать их вынос из материнских пород.
Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок.
Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем
прочнее связь вода — порода. Органогенные воды, образующиеся при деструкции ОВ
и отличающиеся пресным составом, смешиваясь с пластовыми водами, также
опресняют их. Следовательно, в процессе катагенеза прогрессивно снижается
минерализация поровых вод и возрастает их способность растворять УВ.
Установлено, что при 374°С взаимная растворимость УВ и воды становится
неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды
находятся в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение
растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает
реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе «поровая вода
⇔ УВ» наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно
небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной
эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.
Так как процессы генерации и эмиграции УВ неразрывны, для жидких
компонентов важно совпадение зоны интенсивного нефтеобразования с зоной выхода
в свободную фазу химически и физически связанных вод. А объемы этих вод и
содержание в них углеводородов весьма существенны. Связанной воды в минеральных
системах осадочного чехла достаточно много, чтобы обосновать реальность
массопереноса УВ в крупных масштабах. По данным, составляющим нижний предел, в
уплотняющихся природных глинах при влажности 20% практически вся вода находится
под воздействием поверхностных сил минеральной системы. Так, например, Петренко
В.И показал, что в пределах только одной залежи Мирненского газоконденсатного
месторождения Краснодарского края объем поровых вод оценивается в 230,1 млн. м3,
из которых поступило в процессе разработки месторождения 1,77 млн. м3 бензола и
фенолов. При прохождении главной зоны нефтегазообразования в глинах образуется
вода, возникшая за счет разложения ОВ. По подсчетам Ильченко [4] максимальное
количество органогенной воды, выделившейся из ОВ юрской материнской толщи
Восточно-Кубанской впадины на стадиях катагенеза (МКз, МК4 и AK1), составляет
около 12 км3, в которой могло быть растворено 120 млрд. м3 метана.
Эвакуация углеводородов из глинистых толщ в коллектор представляется в
следующем виде. В процессе литогенеза в материнской толще происходит рост
внутрипорового давления, приводящий к гидроразрыву пород, преобразование
органического вещества, генерация нефти, газа, высвобождение химически и
физически связанной воды, рост горного давления. Вначале возникают мелкие
волосяные трещины, которые, сливаясь, образуют более крупные каналы. По этой
системе пор, микро- и макротрещин происходит миграция сложных флюидальных
систем: истинных, коллоидных, водных растворов. Следы этой миграции можно
наблюдать в естественных обнажениях в виде многочисленных трещин горных пород,
залеченных обломками терригенных пород, кальцитом и другими минералами.
Процесс отжатия поровых вод из глинистых нефтегазопроизводящих толщ в
пористые коллекторах сопровождается также их интенсивной дегазацией.
В целом, существенная роль в процессе начального массопереноса и
аккумуляции углеводородов принадлежит поровым водам глинистых пород.
Структурные изменения поровых вод, отжимаемых на стадиях катагенеза из
тонкодисперсных материнских пород в природные резервуары с отрицательным
градиентом давления, их модфицированные свойства и агрессивность способствует
растворению УВ и многих минеральных систем. Первоначально происходит их
концентрирование, а затем выпадение из раствора, с образованием парагенетических
ассоциаций [Д. И. Павлов и др., 1991]
Литература
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Абукова Л.А., Карцев А.А., Лашкевич В.С., Иванова В.Д. Механохимия поровых вод глинистых
отложений в аспекте генезиса нефти и газа. В кн.: «Генезис нефти и газа».М. ГЕОС, 2003.
Зорькин Л.М., Стадник Е.В. Особенности газонасыщения пластовых вод нефтегазоносных
бассейнов в связи с генезисом углеводородов и формированием их залежей. - Изв. вузов.
Геология и разведка, 1975, № 6.
Зорькин Л.М., Стадник Е.В. Юрин Г.А. Нефтегазоматеринский потенциал осадочных пород и
газонасыщенность пластовых вод В кн.: «Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала
седиментитов". М. Наука, 1982, с 136-141
Ильченко В.П., Бочкарев А.В., Суббота М.И. Органогенная вода и ее роль в формировании
нефтегазогидрохимических аномалий. Геология нефти и газа» № 7 1982. с. 57-59
Карцев А.А., Блох А.М. Роль микропоровых растворов в процессах массопереноса в литосфере. –
В кн.: Геология и геохимия горючих ископаемых – Киев: Наукова думка, 1980. (Тр. ИгиГГ АН
СССР, вып. 55).
Симоненко В.Ф.Роль поровых растворов в процессах нефтегазонакопления. – В кн.:
Теоретические вопросы нефтегазовой геологии – Киев: Наукова думка, 1980 С. 98-120.