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.