Первичная миграция нефти и газа

Структура ОПБ полихронна во времени и пространстве. Другими словами, структура ОПБ может быть неодинаковой в трехмерном пространстве (по трем осям координат) вследствие разных глубин залегания пород - в разных частях ОПБ может наблюдаться неодинаковое количественное соотношение трех подсистем (в верхних частях разреза на долю водной подсистемы может приходиться 25 % и более объема этой части системы, а в нижних - менее 10 %; в соответствии с вертикальной зональностью генерации УВ в различных частях ОПБ будут разные объемные соотношения между водной и углеводородной подсистемами, а также различные соотношения газообразных и жидких УВ в углеводородной подсистеме.

Структура процессов, протекающих в системе ОПБ, является синхронной и диахронной. Синхронность их заключается в параллельном течении процессов (литификация пород, катагенез ОВ и генерация УВ, эмиграция УВ и т. д.), а диахронность - в разновременности состояний тгапов, стадий одного процесса в разных участках ОПБ.

Из осадочно-миграционной теории происхождения нефти вытекает, а практика геологоразведочных работ подтверждает, как отмечал Н.Б. Вассоевич (1967 г), что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные как субаквальными отложениями, так и образованиями континентального генезиса достаточной толщины (не менее 1,5-2 км) являются зонами генерации УВ. И оценка перспектив нефтегазонасыщенности тех или иных территорий в настоящее время базируется на положениях этой теории.

Рассматривая генезис УВ, следует, однако, заметить, что признание генетической связи нефти и газа с фоссилизированным в осадочных породах ОВ, отнюдь не исключает абиогенное происхождение некоторых углеводородных соединений, главным образом, метана. И говоря, в принципе, о дуалистической природе УВ, несомненно то, что доля абиогенных УВ ничтожно мала по сравнению с количеством УВ, явно органического происхождения.

2.3 Ключевой механизм первичной миграции и концентрирования рассеянных углеводородов

На современном этапе развития теории формирования месторождений нефти и газа все еще не выяснена ее исходная позиция - механизм массопереноса дисперсно рассеянных в материнских породах УВ и концентрирования их в начальные объемы, способные к самостоятельному гравитационному перемещению к местам аккумуляции. В последнее время предпринимаются попытки компромиссного смешения взглядов по этому вопросу, исходя из тезиса «в природе все возможно». Такая позиция ставит под сомнение саму возможность создания теории формирования залежей нефти и газа в целом, если ее основа носит многовариантный характер. На самом деде вряд ли можно согласиться с тем, что в природном процессе массопереноса УВ, как и других полезных ископаемых, существует множество совершенно различных по физико-химической сущности механизмов первичной миграции.

Мы стоим на позиции, что в процессах первичной миграции и начальной аккумуляции УВ существует ключевой механизм, который четко (как и все в природе) взаимосвязан и сбалансирован с общей закономерностью геологического развития, начиная с этапа осадконакопления, дальнейшего погружения и породообразования. Изменения геологической или геохимической обстановки влияют лишь на проявление интенсивности ключевого процесса, область распространения его в конкретных условиях, избирательный характер к 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 условиях спокойного геологического развития, так и в некоторых неординарных геохимических и стрессовых геологических ситуациях.

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

Существует весьма убедительный 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. Этому развитию способствуют и многие другие процессы, часть из которых протекает параллельно или вместе с массопереносом и начальной аккумуляцией УВ. Наличие и характер протекания сопряженных процессов, о которых мы располагаем дополнительной информацией, являются для нас аргументами, подтверждающими или опровергающими ту или иную гипотезу. Следовательно, при обосновании первичных процессов миграции и аккумуляции УВ следует исходить не только из теоретического или экспериментального доказательства реальности того или другого механизма массопереноса, но и из объяснения взаимосвязи сопряженных с ним процессов или явлений, повсеместно зафиксированных геологическими наблюдениями в природе и не вызывающих сомнения. Таковыми, в частности, являются повсеместно зафиксированные процессы образования ассоциаций битумов с аутигенными минералами, микроэлементами в трещинах, стилолитах и других пустотах нефтематеринских пород, увеличение концентрации микроэлементов в нефтях залежей, контурных водах, взаимосвязь вторичного минералообраэования в коллекторах с нефтегаэопроявлениями.

Несомненно, что совместное нахождение (накопление) нефти, битумов, микроэлементов, аутигенных минералов, рудных компонентов не является исключением, а составляет устойчивую закономерность в общем геологическом развитии осадочной толщи. Очевидно, также и то, что совместное нахождение перечисленных выше ингредиентов ассоциаций нет смысла обосновывать единым их генезисом. Следовательно, их объединить может только общий, совместный массоперенос. Какой же природный механизм обеспечивает совместный массоперенос различных по структуре, агрегатному состоянию физико-химическим свойствам компонентов?

При определении транспортирующего агента в ключевом механизме первичной миграции УВ следует принимать во внимание тот факт, что при образовании повсеместно распространенных ассоциаций нефтей и битумов с аутигенными минералами во всех случаях вторичное минералообразование сопровождается перекристаллизацией. Если при этом исходить из уже высказанного тезиса, что образование ассоциаций связано с единым массопереносом, то это обстоятельство позволяет критически отнестись к большинству гипотез первичной миграции и практически однозначно придти к выводу о реальности существования механизма такого массопереноса, В самом деле, нельзя же предположить, что кобальт или кварц, медь или кальцит "выжимаются" вместе с нефтью при ее миграции в свободной фазе или транспортируются вместе со сжатыми газами, тем более, что аутигенные минералы при этом перекристаллизовываются. По этим же мотивам трудно также представить, а тем более объяснить, что эти процессы осуществляются за счет энергии сейсмических движений (колебаний) высокой частоты, или тектонопластических деформаций, или капиллярных сил. Такой подход к установлению степени достоверности той или иной гипотезы первичной миграции УВ позволяет взамен эклектики представлений выдвинуть положение о единственно возможном механизме совместного массопереноса различных компонентов с последующей перекристаллизацией некоторых компонентов - это образование истинных водных растворов.

Общеизвестно, что идея о переносе УВ в водорастворенном состоянии появилась одной из первых. Однако до сих пор еще не устранено кажущееся противоречие: с одной, стороны, не вызывает сомнения доминантная роль поровой воды материнских пород в массопереносе полезных ископаемых, с другой стороны, фиксируемые на практике процессы переноса, перекристаллизации и перераспределения некоторых компонентов обычно не сопоставимы с растворяющей способностью объемной (ньютоновской) воды, сведениями о которой мы располагаем. Такая ситуация обусловила необходимость изучения геохимии поровых растворов на новом, качественном уровне, в комплексе со смежными науками и привлечением экспериментального и математического моделирования.

На первых этапах изучения первичной миграции в водных растворах главным доказательством ее реальности считалось обоснование достаточного количества воды, отжимаемой из нефтематеринских пород, которая могла бы обеспечить вынос УВ в масштабах, сопоставляемых с промышленными скоплениями нефти и газа. Само собой разумеется, что растворяющая способность воды оценивалась по сведениям, полученным для ньютоновской воды. Подсчеты на базе этих данных показали неутешительные результаты. Этому способствовало недостаточно обоснованное мнение о том, что вся свободная вода отжимается еще на стадиях диагенеза. Позднее расчетными данными Н.Б.Вассоевича, Ю.В.Мухина, А.Н. Снарского, А.Э.Конторовича и других, а также экспериментальными работами В.Ф. Симоненко было показано, что свободная вода может отжиматься и на более поздних стадиях погружения до катагенеза включительно. Но эти доказательства носили скорее престижный характер, так как для обоснования первичной миграции нефти этого было недостаточно. Это связано с тем, что свободная седиментационная вода, обладающая ничтожно малой способностью растворять жидкие УВ, вряд ли может обеспечить их массоперенос в больших количествах. Кстати, именно то, что свободная седиментационная вода плохо растворяет нефть и исходные для ее образования органические соединения, является благоприятной обстановкой для образования залежей нефти и газа.

Если бы свободная вода могла хорошо растворять, например, липидную часть 0В и битумы, то в этом случае весь исходный материал для нефтеобраэования был бы вынесен за пределы пород-катализаторов (нефтематеринских свит) и рассеян еще до того, как создадутся условия для образования УВ. Подавляющая его часть была бы вынесена в бассейны седиментации еще на ранних стадиях осадконакопления и породообразования в период интенсивного отжатия седиментационных вод,

Во второй половине 60-х и начале 70-х годов 20 века в развитии гипотезы 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 стыковых областях. Это в равной степени относится и к рассматриваемой проблеме. Более углубленное исследование роли воды минеральных систем в геологических процессах стало возможным при комплексном использовании данных геологии, геохимии, структурной химии, открывших новые возможности изучения взаимоотношения воды с базисной минеральной поверхностью и соответственно изменения ее свойств.

Данные специалистов в области физической химии Б.В. Дерягина, М.И.Кусакова, П.А.Ребиндера, Я.А.Френкеля и других о зависимости прочности связи воды от расстояния до твердой поверхности и экспериментальные работы по дегидратации глинистых пород и фракционному отжатию поровых растворов П.А. Крюкова, В.Д. Ломтадзе, М.С. Котовой, В.Ф. Симоненко и других позволили установить распределение плотности, минерализации в полислое связанной воды.

Дальнейшему творческому осмысливанию в геологии к установлению доминантной роли поровых растворов в массопереносе способствовал выход монографии А.М.Блоха (1968), в которой он обобщил достижения советских и зарубежных исследователей и рассмотрел некоторые возможности использования этих данных преимущественно в рудной геологии, а затем монографии Л.Н.Кульчицкого (1975), посвященной исследованию природы гидратации глинистых минералов, свойств и состояния связанной воды применительно к инженерной геологии.

Эти сведения о структуре и свойствах воды и водных растворов в сочетании с результатами собственных теоретических и экспериментальных исследований нами были использованы в нефтегазовой геологии. В результате был сделан вывод, что главную роль в первичной миграции УВ играет не свободная седиментационная вода, а вода, оставшаяся в материнских породах и испытывающая влияние базисной минеральной поверхности. Большую поддержку этому направлению оказал А.А.Карцев не только его одобрением, но и непосредственным участием в разработках (2, З).

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.

Есть также сведения о том, что в статическом, ориентированном вокруг активных центров минеральной поверхности состоянии связанная вода (особенно ее монослои) обладает плотной гексагональной упаковкой и соответственно высокой плотностью, ограниченной подвижностью и низкой растворяющей способностью, что дало повод полностью отрицать ее роль в массопереносе полезных ископаемых. Однако связанную воду нельзя считать, как это ошибочно делают некоторые исследователи, неизменяемой, субстанцией, В действительности же под воздействием все увеличивающихся при погружении пород давлений и температур преодолеваются силы межмолекулярного притяжения минерального поверхностного слоя с молекулами воды и ранее связанная вода приобретает способность к жидкому течению в поле влияния поверхностных сил минеральной системы, О том, что связанная вода приобретает такое состояние и отжимается за пределы тонкодисперсных пород говорит сам факт снижения влажности до 4-5% и более при уплотнении пород. Другое дело, что для ее высвобождения требуется затрата значительно большей энергии, чем для отжатия свободной воды. Поэтому процесс удаления связанной воды реален при более высоких температуре и давлении или, что одно и то же, при погружении пород на большие глубины. Такую ситуацию в природе также следует расценивать как исключительно благоприятную для первичной миграции УВ. Благодаря этому сохраняется большой запас потенциального растворителя и транспортирующего агента до глубин, на которых начинается интенсивное термокаталитическое превращение 0В пород и образование УВ. Остается лишь обосновать такую растворяющую способность связанной воды, которая гарантировала бы перенос УВ в больших количествах, сопоставимых с промышленными скоплениями.

Теоретическая предпосылка агрессивности поровой воды тонкодисперсных минеральных систем состоит в том, что поверхностные силы минеральных систем с развитой удельной поверхностью влияют на структуру воды однонаправленно с повышением температуры. Как известно из экспериментальных исследований, температура выше 100оС резко снижает полярность воды, увеличивая ее агрессивность вообще и в том числе к неполярным УВ. По данным этих экспериментов (Галинкер И.С., Гавриш М.Л.,1967) полярность воды при температуре выше 280оC снижается до 2. Таким образом, тогда из высокополярного растворителя трансформируется в практически неполярный растворитель.

Вместе с тем вода в статическом, ориентированном вокруг активных центров минеральной поверхности состоянии, как уже отмечалось, обладает плотнейшей упаковкой, что практически исключает или снижает до минимума растворение в ней компонентов. Поэтому, как показали эксперименты, наблюдается обратная зависимость общей минерализации отжимаемых фракций воды от степени связи с поверхностью.

При дальнейшем уплотнении (погружении на большие глубины) под воздействием увеличивающихся давлений и температур, позволяющих преодолевать влияние поверхностных сил, часть молекул воды теряет связь с базисной поверхностью и приобретает состояние жидкого течения в диссоциированном до димерных агрегатов состоянии по тонким капиллярам тонкодисперсных пород, в которых влияние поверхностных сил распространяется по всему их сечению. В этих условиях вода приобретает еще одну модификацию: она уже не связанная (ориентированная) и еще несвободная (ньютоновская), поскольку находится под влиянием поля поверхностных сил минеральной поверхности. Возможно, эта модификация воды соответствует «подплавпенному слою» по терминологии Л.И. Кульчицкого. Будучи, сильно диссоциированной, с аномально низкой полярностью, эта вода, обладая большой проникающей способностью, становится настолько агрессивным растворителем, что перед ней перестают быть устойчивыми микроэлементы, аутигенные минералы, включая и кремнезем, входящий в состав самих алюмосиликатов, а также органические соединения.

Такая структурная модификация воды, несомненно, является временной, так как она характерна лишь для условий ее фильтрации в тонких капиллярах и микрокапиллярах тонкодисперсных пород. Другими словами, подобная модификация характерна лишь для фильтрации воды в условиях влияния поверхностных сил минеральной системы, распространяющихся по всему сечению тонких капилляров и микрокапилляров. При выходе за пределы этой системы в грубозернистую среду молекулы воды, ассоциируясь водородными связями, восстанавливают структуру и соответственно свойства ньютоновской (свободной) воды. Это порождает механизм высвобождения ранее растворимых компонентов в свободную фазу и концентрирования их на границе двух литологических сред.

Переход во временно модифицированное состояние возможен для любой воды, независимо от формы и степени ее связи с базисной минеральной поверхностью, которые были ей свойственны в статическом состоянии. Главное состоит в том, чтобы ранее связанная вода в термобарической обстановке осадочной толщи была бы способной переходить из статического состояния в состояние жидкого течения в тонкодисперсной минеральной системе. Отсюда следует, что в общий баланс временно модифицированной воды может входить и. межплоскостная вода, выделяющаяся при гидрослюдизации монтмориллонитовых образований.

Какие же получены экспериментальные данные, доказывающие аномально высокую растворяющую способность воды, фильтрующейся в тонкодисперсных минеральных системах?

Прежде всего, необходимо отметить, что прямое изучение свойств аномальной воды тонкодисперсных минеральных систем пока невозможно из-за того, что искаженной структурой с уникальными свойствами она обладает временно только в условиях фильтрации по тонким капиллярам. При выходе за их пределы она моментально восстанавливает свои свойства, характерные для обычной воды. Время релаксации воды, пo данным физической химии, измеряется миллиардными долями секунды, то есть настолько мало, что выделить модифицированную воду для прямого изучения практически невозможно. Тем не менее, попытка прямого изучения свойств связанной воды в тонких капиллярах, осуществленная в Институте физической химии АН СССР, привела к удивительному открытию. Оказалось, что вода тонких кварцевых капилляров растворяла их стенки, и в результате образовались рассолы, в которых содержалось до 370% кремнезема. Концентрация кремнезема в 3-4 раза превышала равновесную концентрацию SiO2 в дистиллированной воде. Не опознанная на первых порах аномально высокая растворяющая способность воды тонких капилляров вводила некоторых исследователей в заблуждение, в результате чего свойства гелей кремнезема переносились на свойства чистой «аномальной» воды.

Близкие данные получены В.Ф. Симоненко в совместном с А.М. Блохом эксперименте при изучении растворяющей способности поровых растворов тонкодисперсных систем. Из него следует, что при нагрузках более 20 МПа и температуре 21 °С поровые воды при фильтрации в тонкодисперсном аэросиле обладают аномальной растворяющей способностью. Содержание кремнезема в них на порядок превышает предельное его значение для истинных растворов в обычной воде при установившемся равновесии.

В.Ф. Симоненко совместно с В.Л. Соколовым (1980), был проведен опыт с природным образцом глинистой породы (эоцен Туркмении), обогащенной 0В и не испытавшей глубокого погружения (до 200 м), В опыте были воспроизведены термобарические условия, соответствующие глубине 4-5 км, причем в модели глинистая порода размещалась на дренирующем песчаном «пласте-коллекторе». В результате в песке после опыта было обнаружено 5 мг хлороформенного битума (ХБА), представлявшего собой светло-коричневое вазелинообразное вещество. По своему составу он сходен с ХБА исходного образца. Очевидно, что перераспределение ХБА из нефтематеринской породы в коллектор связано с миграцией. Массоперенос мог осуществляться только в водном растворе, так как количество выделившегося газа более чем на порядок (в весовом отношении) меньше количества перенесенного битума.

В заключение можно отметить, что любая депрессионная зона в осадочной толще неизбежно вызывает первичную миграцию многочисленных компонентов из окружающих объемов тонкодисперсных пород и их концентрирование в свободную фазу. К таким депрессионным зонам следует отнести и зоны активной тектонической деятельности. Кстати, отсутствие убедительного объяснения механизма перекристаллизации аутигенных минералов, концентрирования битумов и нефти в приразломных зонах приводило многих исследователей к выводу о преимущественной роли гидротермальных растворов в этих процессах. Более того, сторонники теории неорганического происхождения нефти сведения о концентрировании УВ в зонах разломов ошибочно использовали в качестве однозначного доказательства миграции нефти с больших глубин.

Теоретические предпосылки, экспериментальные данные и фактический материал убеждают в том, что основным транспортирующим агентом в массопереносе УВ является поровая вода тонкодисперсных материнских пород. Принимая во внимание исключительную растворяющую способность временно модифицированной воды, можно с уверенностью сказать, что она может полностью обеспечить эмиграцию УВ практически на всех стадиях катагенеза 0В. Следовательно, проблема первичной миграции УВ в, масштабах, сопоставимых с формированием промышленных скоплений нефти и газа, находит приемлемое решение.

Природная феноменальность массопереноса в водных растворах состоит еще и в том, что он не только обуславливает растворение труднорастворимых в объемной воде элементов, минералов, органических соединений, но и порождает механизм их непрерывной избирательной начальной аккумуляции, парагенетические ассоциации которых последовательно и направленно меняются.

Необходимость дальнейших исследований в этом направлении очевидна, поскольку взамен компромиссного смешения многочисленных взглядов оно выдвигает представление о ключевом механизме первичной миграции и начальной аккумуляции УВ, четко сбалансированном с общим геологическим развитием осадочной толщи. Это выводит на новый качественный уровень развитие фундаментальных исследований в области осадочно-миграционной теории формирования залежей нефти и газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Научно обоснованная подготовка сырьевой базы для развития нефтяной и газовой промышленности предполагает достоверные знания об условиях и механизме образования скоплений нефти и газа в земной коре. В прямой зависимости от степени изученности условий формирования находятся наши познания о закономерностях размещения залежей углеводородов и, как следствие, о способах повышения эффективности прогноза нефтегазоносности и поисковых работ на нефть и газ.

Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие российские, советские и зарубежные исследователи. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию вертикальную и латеральную, или пластовую, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых, тонкодисперсных пород) в прилегающие коллекторы, а под вторичной - перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.

Проблема первичной миграции (эмиграции) углеводородов (УВ) из нефтегазоматеринских. преимущественно глинистых толщ, является наиболее сложной в общей проблеме генезиса УВ и формирования скоплений. Многие исследователи миграцию УВ связывают с подземными водами. Реальность водной формы миграции УВ становится особенно ясной если учесть, что нефть, газ и глубинные подземные воды - неизбежные продукты литогенеза, общего процесса, при котором происходит дифференциация твердой и жидкой (флюидной) фаз.

Здесь важно иметь в виду два обстоятельства: первое - на каждой стадии литогенеза генерируется определенная ассоциация УВ и формируются (рождаются) определенного типа подземные воды; второе - в процессе литогенеза эмиграция нефти, газа и воды протекает синхронно, на что указывает однотипность изменения пористости глин и песчано-алевритовых пород и содержания в них битумойдов с глубиной.

Представляется возможным выделить три крупных этапа дифференциации твердой и жидкой фаз.

Первый этап приурочен к стадии диагенеза и раннего протокатагенеза к интервалу глубин до 1200-1500 м. На этом этапе генерируются биохимические газы, а из осадков удаляются воды, унаследованные от бассейна седиментации, с глубиной возрастает роль физически и химически связанных вод. Совместно с отжимаемыми водами в водорастворённом состоянии эмигрируют значительные объемы углеводородных газов. Однако благодаря малой газоемкости вод и интенсивной генерации газов возможна их свободная миграция.

Второй этап приходится на интервал позднего протокатагенеэа и мезокатагенеза, когда генерируются жирные газы и нефти и удаляются физически и химически связанные воды. Повышенная и высокая температура, большое внутрипоровое давление и особые свойства этих вод способствуют выносу больших масс жидких УВ, жирных и сухих газов в виде водных растворов. Кроме истинных растворов важную роль в эмиграции УВ на этом этапе играют газоконденсатные растворы, эмульсии нефти в воде.

Третий этап дифференциации твердой и жидкой фаз приходится на стадии позднего мезокатагенеза и апокатагенеза, когда идет генерация сухого метанового газа, а из пород удаляются химические связанные воды; в составе газов с глубиной возрастает доля углекислоты. Наличие пресных литогенных вод, высоких температуры и давления способствует выносу УВ в виде истинных водных растворов. Однако объем литогенных вод незначителен, и определенная часть газа эмигрирует в свободном состоянии.

Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана и дистиллированной поде изменяется от 0,05 м3/м3 при давлении 1 МПа и нулевой температуре до 50,3 м3/м3 при давлении 188,8 МПа и 280° С и до 135.2 м3/м3 при 354° С и том же давлении. Минерализация значительно снижает растворимость углеводородных газов: при 250°С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6,5 м3/м3.

Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 - 4 км, где она обычно составляет 1-5м3/м3, реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается гаэоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 - 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. С ростом давления растворимость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.

Данные о высокой газонасыщенности вод глубоких зон нефтегазоносных бассейнов получены и зарубежными исследователями. Так, из скважины, пробуренной на глубину 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане (США), получен приток воды с газонасыщенкостью 92,8 м3/м3.

Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются поровые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. 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 норовых вод. Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами 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.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аммосов Н.И., Горшков В.Н., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений / Н.И. Аммосов, В.Н. Горшков, Н.П. Гречишников.- М.: Наука, 1980.-315 с.

2. Байбаков В.В. О процессе первичной аккумуляции углеводородов и нефти в воде/ Байбаков В.В. - Киев: Наукова думка,1975. - C.131-135.

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

4. Блох А.М., Симоненко В.Ф., Пантелеев В.М. Об экспериментальной оценке растворяющей способности связанной воды минеральных систем/ А.М. Блох, В.Ф.Симоненко, В.М. Пантелеев //Изв. высш. учебн. завед. Сер. Геология и разведка. -1973. - №4. - С.53-61.

5. Влияние физико-геологических факторов на катагенез рассеянного органического вещества в разных геотектонических областях / Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. // Изв. АН СССР. Сер. геол., 1979.- № 7.- с. 126-139. 40.

6. Губкин И. М. Учение о нефти / И. М. Губкин. - М.: Наука, 1975. - С. 14.

7. Гуревич А.Е. Геофлюидодинамика: структура и контуры теории/ А.Е. Гуревич.- Л., 1976. - С.104.

8. Демидович Л.А. Некоторые особенности литогенеза и формирования пород коллекторов девонских отложений Припятского прогиба/ Л.А. Демидович // Геология нефти и газа. - 1977. - № 6. - С.41- 44.

9. Захарова С. С., Царев В. П. Геохимические показатели нефтегазообразования в современных осадках высокомобильных регионов / С. С. Захарова, В. П. Царев // Влияние механических и температурных полей на процессы генерации и аккумуляции УВ. - Якутск, 1985. - С. 5-13.

10. Исследование аномальной воды методом нейтроноактивационного анализа /В.И.Спицин, М.П.Глазунов, В.М.Муляр, Б.В.Дерягин, Н.В.Чураев, З.М.Зорин. // Докл.АН СССР,1972, -Т. 202.- № 1.- с. 132-135.

11. Карцев А.А. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления/ Карцев А.А. // Известия АН СССР. Сер. Геол.- 1979. -№ 10.- С.115-121.

12. 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.

13. Карцев А.А., Блох А.М. Роль микропоровых растворов в процессах массопереноса в литосфере / Геология и геохимия горючих ископаемых - Киев: Наукова думка, 1980. (Тр. ИгиГГ АН СССР, вып. 55).

14. Карцев А.А.. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления/ А.А. Карцев //Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1979. - № 10. - С. 115-121.

15. Козлов А.Л. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых залежей / А.Л. Козлов.- М.: Гостоптехиздат, 1959. - 163

16. Кононов В.Н., Ильин В.А. О состоянии воды в земных недрах в связи с процессами метаморфизма/ В.Н. Кононов, В.А. Ильин //Значение структурных особенностей воды водных растворов для геологической интерпретации. - М., 1971.- С.35-65.

17. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности/ Конторович А.Э.- М., Недра, 1976.- 432 с.

18. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков Л. А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности)/ А.Э.Конторович, Г.М. Парпарова, Л. А.Трушков // Геол. и геофиз.- 1967.- № 2.- С. 16-29.

19. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.Э.Конторович, В.С. Сурко., А.А.Трофимук.- М.: Недра, 1975. -212 с.

20. Кудрявцев Н.А. О миграции нефти и формирования ее месторождений/ Н.А. Кудрявцев // Геология и геохимия. - М.:Гостоптехиздат, 1957.- С 20.

21. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород /Л.И. Кульчицкий. - М.: Недра, 1975. - 211 с.

22. Роговская Н.В. Основные свойства подземной гидросферы. //Подземные воды и эволюция литосферы / Н.В. Роговская - М.: Наука, 1985. - T.I,-С. 158-175.

23. Симоненко В.Ф. Роль поровых растворов в процессах нефтегазонакопления / В.Ф. Симоненко // Теоретические вопросы нефтегазовой геологии. - Киев: Наукова думка, 1980.- С. 98-120.

24. Соколов Б. А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования / Б. А. Соколов.- М.: Геос, 1999. - С.24.

25. Соколов В.Л. Симоненко В.Ф. К вопросу об изучении на моделях процесса отжатия седиментационных вод/ В.Л. Соколов, В.Ф. Симоненко// Известия АН СССР, Сер. Геол., 1971.- № 3.- С 18-53.

26. Сорохтин О. Г., Ушаков С. А. Роль океанов в формировании месторождений полезных ископаемых и нефтегазоносных бассейнов континентов / О. Г. Сорохтин, С. А. Ушаков // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы V Международной конференции - М.: Изд-во МГУ, 2001. - Ч. 1. - С. 41-47.

27. Шварцев С.Л. Физико-химическая и геологическая эволюция системы вода-порода / С.Л. Шварцев //Подземные воды и эволюция литосферы. - М.: Наука, 1985: - T.I. - С. 253-266.

Размещено на Allbest.ru