Процессы газогенерации и первичной миграции газов с позиций органической теории происхождения нефти и газа представляют собой часть более общего природного явления - постседиментационных изменений горных пород и насыщающих их флюидов. Благодаря успехам, достигнутым в изучении динамики газогенерации при литогенезе, изменения объема отжимаемых седиментогенных вод при уплотнении глин, эволюции химизма погребенных вод, а также условий растворимости газовых смесей в минерализованных водах, появилась возможность комплексного анализа механизма первичной миграции газов в свободном и водорастворенном состоянии в условиях температур до 100-150 °С и давлений до 70-80 МПа. Надежных экспериментальных данных о растворимости сложных газовых смесей в минерализованных водах в более жестких термобарических условиях, к сожалению, нет.

Значительный вклад в изучение проблемы механизмов и масштабов газоэмиграции внесен В.С. Вышемирским, А.А. Трофимуком, С.Г. Неручевым, А.Э. Конторовичем, Н.М. Круглаковым, Ю.В. Мухиным и др. [1, 3, 4, 7 и др.]. Следует однако, отметить, что в большинстве случаев ход процесса рассматривался на отдельных стадиях катагенеза без учета унаследованных признаков системы вода - газ, приобретенных на более ранних этапах погружения. Не учитывалось изменение минерализации поровых вод в процессе литогенеза. Расчет фазовых соотношений производился без учета замкнутости системы вода - газ в поровом пространстве глин и ограниченности объемов воды и газа в нем.

В поровых водах глинистых газогенерирующих пород процесс растворения газовых смесей может рассматриваться как изобарический (компенсация растворяющегося объема газа уменьшением объема пор под воздействием массы вышележащих пород) и дифференцированный (избирательная растворимость индивидуальных газов). Одновременно под влиянием уплотнения происходит удаление (эмиграция) отжимаемых вод и избыточной, нерастворяющейся газовой смеси из пор глинистых пород в коллектор, а также рост температуры, генерация новых порций газа и увеличение минерализации поровых вод. Расчет подобного сложного явления возможен лишь при определенных допущениях, суть которых сводится к разделению перманентного процесса на отдельные этапы, к которым приурочиваются изменения вышеназванных параметров, определяющих состояние рассматриваемой сложной системы. За такие периоды дискретности могут быть приняты границы подэтапов катагенеза.

Нами произведены расчеты механизма и масштабов газоэмиграции в глинистых породах объемом 10 м³, содержащих 0,7 % (субкларковая концентрация), 2 и 5% (повышенная и высокая концентрации) сапропелево-гумусового РОВ, при погружении газогенерирующих отложений от уровня условий протокатагенеза (ПК-стадия) до уровня условий середины мезокатагенеза (МК₂-этап).

Термобарическое состояние рассматриваемых подэтапов принято таким, которое установлено в наиболее изученном в этом отношении регионе, Западной Сибири [6]. Количество генерируемого газа и его состав заимствованы из работы [4], где приведена схема газогенерации A.Э. Конторовича и Е.А. Рагозиной[5]. Исходная минерализация поровых вод принята равной 20 г/л, а ее изменение в процессе катагенеза рассчитывалось по методике Г.П. Валобуева [2]. Произведена оценка количества газа, эмигрирующего вместе с нефтью в растворенном состоянии, исходя из количества генерируемой нефти [6] и изменения ее газонасыщенности с глубиной. Для этого И.А. Ванчуровым и B.М. Фарбировичем произведена статистическая обработка материалов по 150 месторождениям СССР, в результате которой выведено уравнение регрессии: G = - 42,65+0,09H с коэффициентом корреляции 0,8. Установлено, что при сапропелево-гумусовом РОВ искомое количество газа ниже 10% общего объема исходной газовой смеси. При данной ориентировочности расчетов им можно пренебречь. Не учитывалось также “запаздывание” отжатия седиментационных вод из-за переуплотнения пограничных поверхностей глины на контакте с коллектором.

При мощности отдельных глинистых пластов до 50 м оно не имеет существенного значения. Из-за недостаточной изученности растворяющей способности и механизма отделения дегидратационных и пленочных вод их влияние на растворимость газов также не учитывалось. Для повышения точности расчеты проводились поэтапно, на каждые 500 м погружения газогенерирующих глинистых пород. Рассматривалась трехкомпонентная газовая смесь, состоящая из метана, углекислого газа и азота. Расчеты растворимости произведены по методике, изложенной в [8], с учетом специфики процесса в замкнутом, изменяющемся пространстве при ограниченных объемах индивидуальных газов.

Вследствие различной растворимости индивидуальных газов состав газовой фазы в процессе растворения изменяется. Возможны три случая.

1.Количества генерируемого и наследуемого от предыдущей стадии погружения газа по всем компонентам смеси недостаточно для полного насыщения поровых вод в условиях рассматриваемого подэтапа. В этом случае исходная газовая смесь (генерируемый и наследуемый, газы)полностью растворяется в поровых водах и последние остаются недонасыщенными. Объемы индивидуальных газов в водорастворенной фазе определяются как сумма унаследованных и генерируемых газов.

2.Количество исходного газа по всем компонентам смеси больше, чем может раствориться при химико-термических условиях рассматриваемого подэтапа. В этом случае следует определить “дополнительную” растворимость индивидуальных газов. Для этого по работе [8]определяют индивидуальную растворимость газов в ненасыщенной газом воде и из полученных значений вычитают количество индивидуальных газов, “унаследованных” от предыдущего этапа погружения. Отрицательные значения величин, которые могут получиться по отдельным компонентам газовой смеси, будут свидетельствовать о выделении ранее растворенного газа в свободную фазу. Затем производят проверочный расчет по работе [8] исходя из преобразованного состава свободной и водорастворенной фаз. Расчеты повторяют до тех пор, пока “дополнительные” объемы растворяющихся и выделяющихся газов станут несущественными, что будет свидетельствовать о достижении равновесия в системе вода - газ в замкнутом пространстве при изобарических и изотермических условиях.

3. Наконец, возможен вариант, когда для полного насыщения поровых вод в исходной газовой смеси не хватит только одного, наиболее растворимого газового компонента (углекислого газа), а остальные индивидуальные газы будут в избытке (в свободной фазе). В таком случае следует вначале определить равновесное давление наиболее растворимого газа (Pравн_i = Pобщ_i/2, где Робщ_i - общее давление индивидуального газа), а затем по закону Генри (Ci = Pi/p) рассчитать концентрацию данного газа в свободной фазе. Зная объем других газов (метана и азота), оставшихся после растворения в избытке (в свободной фазе), нетрудно рассчитать равновесные объемы всех индивидуальных газов в свободной фазе, а затем исходя из общего (начального) объема тех же газов определить объемы индивидуальных водорастворенных газов.

Результаты расчетов приведены в таблице и изображены на рисунке . Несомненно, что в конкретных регионах результаты расчетов будут определяться физико-химическими параметрами на определенных этапах погружения или воздымания, которые зависят от геологических условий изучаемого региона. Однако и общий ход процесса представляет определенный интерес.

Прежде всего следует отметить, что значительная часть газов, генерируемых РОВ на начальных этапах погружения, не эмигрирует из глин, а поглощается поровыми водами. Доля поглощенных газов изменяется от 40 до 85%, возрастая по мере уменьшения содержания РОВ, а следовательно, и количества генерируемых газов (см. рисунок I и III).

При сапропелево-гумусовом РОВ большая часть поглощенных газов представлена углекислым газом. В отложениях, содержащих преимущественно сапропелевое ОВ, обогащенное липидными компонентами, количество генерируемого СО₂ меньше. Соответственно снижается и парциальное давление этого газа в генерируемой смеси, а парциальное давление углеводородных газов повышается. В результате в поровых водах консервируется значительное количество метана и его гомологов. Этот поглощенный (консервируемый) газ ранней генерации эмигрирует из глин в коллекторы на более поздних этапах погружения. В частности, на подэтапе ПК-MK₁¹ сумма объемов газов, эмигрирующих из глин в водорастворенном и остающихся в них в свободном состоянии, почти в 2 раза больше объема газов, генерируемых в глинах. Полученные результаты заставляют внести коррективы в представление о рассеивании газов ранней генерации и пересмотреть с новых позиций роль раннего этапа газообразования в формировании залежей. На рисунке (IX) показано изменение Кэм метана при конкретных термобарических условиях.

Весьма отчетливо проявляется изменение состава генерируемого газа под воздействием дифференцированного растворения в поровых водах, особенно на малых и средних глубинах погружения (до подэтапов MK₁¹ - MK₁²). В водорастворенную фазу переходит углекислый газ, в свободной концентрируются менее растворимые углеводородные газы и азот (см. рисунок , I, V, VI). При существенно сапропелевой органике можно ожидать концентрации в свободной фазе азота и инертных газов. Начиная с подэтапа MK₁², свободный газ существенно обогащается углекислым газом, а его парциальная упругость в поровых водах приближается к поровому давлению (см. рисунок , V, VIII). При эмиграции такой воды в коллектор с падением давления произойдет выделение СО₂ в свободную фазу, т. е. обогащение формирующихся залежей углекислым газом. При дальнейшем погружении вследствие уменьшения генерации кислых газов разность Рпор - Рсо₂ должна увеличиться и интенсивность выделения СО₂ в свободную фазу уменьшится. Подобный процесс возможен и для сероводорода. Поскольку карбонатное равновесие определяется прежде всего парциальным давлением СО₂, подэтапы MK₁¹ -МК₁² могут рассматриваться как периоды наиболее интенсивных процессов выщелачивания карбонатного материала и формирования вторичной емкости.

Объем свободного газа, образующегося в глинах с учетом порового давления, как правило, меньше 10 % объема пор даже при высоком (5%) содержании РОВ. Исключение составляют только самые первые этапы погружения (Д-ПК) и интервал МК₁¹-МК₁², где при содержании РОВ 5 % и более объем свободного газа больше 10 % объема пор. В соответствии с законом фазовой проницаемости фильтрация газов может происходить только при условии 10%-ного насыщения порового пространства. Следовательно, в реальных условиях в большинстве случаев такой фильтрации не происходит. Поскольку с глубин, соответствующих началу подэтапа МК₁², количество отжимаемой свободной воды из глин становится небольшим, то и в водорастворенном состоянии может эмигрировать в коллектор небольшое количество УВ (см. рисунок , II, V, VI IX), Учитывая изложенное, можно заключить, что основным механизмом эмиграции при гумусовой органике на средних глубинах, по крайней мере, до начала этапа МK₂ является диффузионный массоперенос.

Влияние же эмиграции УВ в водорастворенном состоянии может быть усилено отжатием пленочной и дегидратационной воды. При количественной оценке этого механизма эмиграции следует учитывать предполагаемую высокую растворяющую способность этих вод и сравнительно небольшие их объемы. Диффундирующий из глин газ будет повышать упругость углеводородных газов, что способствует их фазовому обособлению в коллекторе. Анализ концентраций углеводородных газов в глинах показывает, что, начиная с подэтапа MK₁¹, диффузия будет направлена в основном вниз. При погружении ниже этапа МК₂ вследствие увеличения генерации газа и незначительного объема порового пространства возможно начало фильтрации газа из глин.

Образование свободного газа в порах глин неминуемо повысит внутрипоровое давление. Поскольку благодаря особенностям упаковки глинистых частиц внутрипоровое давление близко к горному, генерируемый свободный газ может привести к разрыву пласта (газоразрыву) и образованию путей миграции. В малоконсолидированных глинистых отложениях после снижения давления вследствие эмиграции газа проводящие каналы могут вновь закрыться, но на больших глубинах они, по-видимому, сохраняются, и глинистые породы, содержащие значительное количество РОВ, будут одновременно газогенерирующими и газосодержащими. Рассмотренный механизм следует учитывать и при изучении проблемы образования АВПД, а также при оценке возможности перемещения УВ внутри глинистой толщи к коллектору.

Как известно, одной из форм эмиграции нефти является эмиграция в газовом растворе. Проведенные расчеты показывают, что такая форма эмиграции жидких УВ наиболее вероятна на начальных стадиях катагенеза (ПК), а также после достижения условий подэтапов MK₁¹- МК₁² и этапа МК₂, когда в глинистых отложениях с высоким содержанием РОВ образуется избыточный газ, способный эмигрировать (фильтроваться) в коллектор.

В конкретных регионах подобные расчеты, проведенные с учетом геологических условий, могут быть использованы для изучения механизма и масштабов эмиграции подвижных УВ, а также для более обоснованной оценки потенциальных ресурсов нефти и газа в этих регионах.

1. Анализ влияния различных факторов на размещение и формирование месторождений нефти и газа. Под ред. В.С. Лазарева и В.Д. Наливкина. Л., Недра, 1971.
2. Валобуев Г.П. Некоторые количественные показатели условий залегания подземных вод и пути их применения в палеогидрогеологии. - В кн.: Методика палеогидрогеологических исследований. Ашхабад, Статистика, 1970, с. 279-282.
3. Вышемирский В.С., Конторович А.Э., Трофимук А.А. Миграция рассеянных битумоидов. - Труды СНИИГГИМС. Новосибирск, вып. 143, 1971, с. 1-168.
4. Гуревич А.Е., Капченко Л.Н. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. Л., Недра, 1972.
5. Конторович А.Э., Рогозина Е.А. Масштабы образования углеводородных газов в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. - Труды СНИИГГИМС. Новосибирск, вып. 65, 1967, с. 13-25.
6. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М., Недра, 1976.
7. Мухин Ю.В. Гидрогеологические ус-ловия первичной миграции нефти и газа. - Бюл. МОИП, отд. геол., 1974, IX, IX/2/,с. 107-124.
8. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. М., Гостоптехиздат, 1963.
9. Нестеров И.И. Уплотнение глинистых пород.- Сов. геол., 1965, № 12, с. 12-17.
10. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М., Недра, 1974.

Таблица

Примечание. Виды эмиграции: Д - диффузионная, В - водорастворенная, С - свободная.

Рисунок

Динамика механизма и масштабов газоэмиграции в мезокатагенезе.

I - схема газогенерации (по А.Э. Конторовичу, Е.А. Рогозиной, 1967); II - изменение пористости глин с глубиной (по И.И. Нестерову, 1965); III - изменение минерализации подземных вод в зоне катагенеза (по Г.П Валобуеву, 1970); IV- коэффициенты растворимости метана при конкретных величинах температуры и минерализации воды (по А.Ю. Намиоту, М.М. Бондаревой, 1963); V - объем свободного газа в глинах, VI - объем газа, эмигрирующего из глин в водорастворенном состоянии, VII - объем газа, поглощенного поровыми водами глин, VIII - соотношения порового давления в глинах и парциальных упругостей метана и углекислого газа при концентрации РОВ 5%; IX - коэффициенты эмиграции метана. 1 - кривая содержания РОВ в % на породу; 2 - содержание основных компонентов газовой смеси в об. %: а - метан, б - углекислый газ, в - азот; 3 - преимущественное направление диффузии свободного метана из глин