К оглавлению журнала

 

УДК 5563.01-553.98041(47011 +47013)

©В.М. Мильков, С.Б. Руфов, Н.И. Филимонов, 1992

Сущность осмобарического потенциала пластовых вод и его разницы как критерий оценки качества покрышек на примере Тимано-Печорской провинции

В.М. МИЛЬКОВ (Ухтинская комплексная методическая экспедиция), С.Б. РУФОВ (Геоцентр), Н.И. ФИЛИМОНОВ (Ухтанефтегазгеология)

Один из основных законов гидрогеологии вертикальная гидрохимическая зональность, выражающаяся в смене минерализации пластовых вод и их состава с глубиной. Выявление гидрогеологических закономерностей, а именно вертикальной гидрохимической зональности, ее распространения, генезиса, Связи с залежами УВ неоднократно уже рассматривались [2–5].

Как известно, в разрезе осадочного чехла выделяют целый ряд водоносных комплексов и флюидоупорных толщ с различным вещественным составом и коллекторскими свойствами, дифференциация по которым накладывает определенный отпечаток на характер развития гидрогеохимической зональности. В целом система водоносных комплексов обладает заведомо более высокими фильтрационными свойствами по отношению к системе флюидоупоров (мембран), где мембрана полупроницаемая перегородка, пропускающая определенные компоненты жидких или газовых смесей (Ю.И. Дытнерский, 1986 г.).

В 1948 г. П.Н. Палей выдвинул гипотезу осмотического сгущения подземных вод на основе мембранных эффектов. Процесс мембранного метода разделения основан на том, что некоторые компоненты хлоридной системы водоносных комплексов переходят через мембрану медленнее других или вовсе задерживаются ею. Движущая сила процесса градиент концентрации растворов, давления и температуры по обе стороны мембраны. Проницаемость мембран может быть обусловлена процессами диффузии, а также тем, что миграция флюидов через мембраны осуществляется путем фильтрации через поровую систему или по трещинам, а основная движущая сила этого процесса перепад давлений, возникающий из-за разности пластовых давлений выше и ниже покрышки. Здесь перенос молекул растворителя обусловлен осмотическим давлением.

Осмотическое (диффузное) давление термодинамический параметр, характеризующий стремление раствора к понижению концентрации при соприкосновении с чистым растворителем вследствие встречной диффузии молекул растворителя и растворенного вещества (Физический энциклопедический словарь, 1984 г.), или дополнительное давление, которое необходимо приложить к раствору для установления гидравлического равновесия последнего с чистым растворителем, отделенным от раствора полупроницаемой перегородкой [1], т. е. мембраной.

Расчет осмотических давлений растворов производится по формуле

П=(Т/298)SПi (1)

где Т температура раствора, К; Пi осмотическое давление i-го компонента раствора, МПа. Обработка производилась на микроЭВМ ВТ20-А по программе “OSMOS”. Исходная информация основные сведения об объекте отбора проб, концентрация катионов натрия, калия, кальция, магния, пластовые давления и температура.

Система флюидоупорных толщ разделяет отдельные водоносные комплексы на ряд водоносных горизонтов, пластов, линз, в той или иной мере гидравлически связанных между собой. Такого рода взаимосвязь гидродинамической системы приводит к выравниванию гидрогеохимических потенциалов отдельных ее частей и к переходу в состояние с более низким уровнем свободной энергии и вызывает осмотический перенос вещества, на котором и основывается предлагаемая нами схема сущности осмобарических потенциалов.

В свободном объеме жидкости вне влияния внешних полей (поле тяготения, электромагнитное поле и т. п.) давление отсутствует. Давление возникает только при приложении внешней нагрузки. Таким образом, неравномерное внешнее давление на выделенный внешний объем жидкости приводит к ее течению деформации объема в направлении меньшего давления.

Осмотическое давление является внутренним полем жидкости и возникает только в растворах. В отличие от внешнего поля, перемещение молекул растворителя происходит из зоны с меньшим в зону с большим давлением. Растворенное вещество перемещается во встречном направлении (при наличии полупроницаемой мембраны встречное перемещение растворителя вещества не происходит). Для сохранения равновесия в системе необходимо в этом случае приложение внешних сил.

Из гипотезы о равенстве внешних и внутренних давлений в изолированном элементарном объеме жидкости растворе в пористой среде и в состоянии равновесия следуют следующие выводы.

В поле тяготения (действия гравитационных сил) минерализация раствора в статических условиях изменяется по закону:

П=СRТ, (2)

где С концентрация растворенного вещества; R – универсальная газовая постоянная; Т абсолютная температура раствора.

P = rgh, (3)

где P – давление столба жидкости; r плотность жидкости; g – ускорение свободного падения; h – глубина или положение элементарного объема жидкости.

Приравнивая, согласно выдвинутой гипотезе о равенстве, правые части формул (2) и (3), получаем:

CRT=rgh (4)
или в дифференциальной форме относительно С градиента изменения минерализации с глубиной

dC/dh=rg/pT. (5)

При неравномерном внешнем давлении течение растворителя в пористой среде происходит под действием разницы потенциалов внешнего и диффузионного давления:

dp0=d(p–П) (6)

где р0движущий потенциал; р пластовое давление.

Следовательно, для замкнутого водоносного комплекса, находящегося в состоянии внешнего равновесия, разница между пластовым и осмотическим давлениями раствора величина постоянная, определенная нами как осмобарический потенциал.

Причинами диффузных потоков могут быть градиенты давления, температуры и концентрации растворенного вещества, поэтому по принятой методике исследований строят графики вертикальных гидрогеохимической и термобарической составляющих по тектоническим элементам, на которых отражаются фактические минерализация, пластовое давление и температура, рассчитанные по программе осмотическое давление и осмобарический потенциал.

При изучении гидродинамических условий различных водоносных комплексов используют результаты гидродинамических исследований водных объектов в поисковых и разведочных скважинах. Значения пластовых давлений принимаются как непосредственно восстановившиеся, так и определенные по разного рода методикам. Хотя к последним необходимо относиться весьма осторожно, так как расчетные методики не дают достаточно точных значений пластовых давлений.

Для гидрогеологической оценки качества флюидоупорных толщ и водоносных комплексов в связи с их нефтегазоносностью на основе осмобарических потенциалов строят карты изолиний потенциалов по водоносным комплексам. По ним определяется характер распределения осмобарических потенциалов по площади для водоносного комплекса, что является отображением взаимодействия внутренних и внешних энергетических полей пластовых вод.

Разница величин осмобарических потенциалов двух сопряженных через флюидоупорную толщу водоносных комплексов для конкретной территории есть оценочная шкала класса качества покрышки. Причем, чем больше разница осмобарических потенциалов для определенной покрышки, тем выше ее класс качества. Определение граничных значений оценочной шкалы класса качества покрышек можно проводить на основе эмпирических обобщений, базируясь на изучении распределения осмобарических потенциалов пластовых вод и их разницы раздельно для продуктивных и пустых структур.

В соответствии с полученными по описанной методике значениями разницы осмобарических потенциалов проведем районирование территории по классам качества на примере регионально развитой кыновско-саргаевской (нижнефранской) флюидоупорной толщи.

Значения разницы осмобарических потенциалов рассматриваемой покрышки изменяются в пределах от 0,2 в Ижма-Печорской впадине до 22 МПа в Денисовском прогибе (рисунок). Они были положены в основу выделения областей развития покрышек трех классов качества: первого >15 МПа, второго 815 МПа и третьего < 8 МПа.

Область развития кыновско-саргаевской покрышки первого класса качества занимает центральную и северную части Лайского вала (Командиршорская и Лаявожская площади), Ярейюскую и Харьгинскую площади Колвинского мегавала, а также северную часть Печоро-Кожвинского мегавала (Среднешапкинская площадь).

Область развития покрышек второго класса качества установлена в южной части Шапкина-Юрьяхинского вала (Пашшорская и Верхнегрубешорская площади), на юге Колвинского мегавала (Возейская площадь), в Хорейверской впадине (Хорейверская, Мусюршорская и Помолесыиорская площади), в районе Падимейской площади Воркутинского поперечного поднятия, на юге гряды Чернышева (Усино-Кушшорская площадь), а также на Мичаю-Пашнинском валу (Северо-Савиноборская и Пашнинская площади) Ижма-Печорская впадины.

Покрышки третьего класса качества установлены на севере Колвинского мегавала (Хыльчуюская площадь), в центральных районах и на юге Хорейверской впадины, в районе Сарембой-Няртейягинского вала (Сарембойская площадь) Варандей-Адзьвинской структурной зоны и на большей территории Ижма-Печорской впадины. Покрышки этого класса качества создают малоблагоприятные условия для сохранения залежей УВ в нижележащих комплексах.

На основе настоящей методики авторами дан прогноз качества основных флюидоупорных толщ провинции вплоть до локального уровня. Практическое значение работы заключается в ее использовании при решении целого ряда задач, связанных с прогнозом и направленным поиском скоплений УВ. Представляется необходимым использование такого рода информации геологами-нефтяниками в комплексе с данными поисково-разведочной геологии и геофизики с целью получения более надежного представления об условиях существования залежей УВ при оценке перспектив нефтегазоносности.

Дальнейшее направление исследований в этой области авторы видят в необходимости доработки ряда теоретических представлений, более глубоком освещении физико-химического механизма формирования осмобарических потенциалов. Кроме того, необходимо распространить настоящие разработки на другие районы, в частности на Западно-Сибирскую платформу и Волго-Уральскую область.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Геологический словарь. М.: Недра.– 1973.– Т. 1.
  2. Мильков В.М. Гидрогеохимическая инверсия в глубоких горизонтах Печорского нефтегазоносного бассейна // Геология нефти и газа.– 1986.– № 5. С. 38–41.
  3. Мильков В.М. Гидрогеологические условия глубинной нефтегазоносности недр Печорского бассейна // Автореферат диссерт. на соиск. уч. степени к. г.-м. н. Л.: ВНИГРИ.– 1987.
  4. Мильков В.М. Распространение слабоминерализованных вод и их связь с залежами углеводородов Печорского нефтегазоносного бассейна // Известия АН СССР. Сер. геол.– 1990.– № 2. С. 138–140.
  5. Мильков В.М. Вертикальная гидрохимическая зональность Тимано-Печорской НГП и ее связь с нёфтегазоносностью на больших глубинах // Геология нефти и газа.– 1990.– № 4. С. 30–32.

Abstract

The physical phenomenon of osmosis is regarded in terms of the evaluation of hydrogeochemical environments and petroleum potential forecasts by means of the characterization of properties of the system of seal units (membranes). A model for predicting hydrocarbons is constructed based on hydrogeologic indices in which such parameters as osmotic pressure, osmobaric potential and the difference of osmobaric potentials have been used for the first time.

Схематическая карта классов качества кыновско-саргаевской флюидоупорной толщи (покрышки).

1 – линии равных мощностей, м; классы качества покрышки: 2 первый (>15МПа), 3 – второй (8–15 МПа), 4 – третий (<8 МПа), 5 – величина разницы осмобарических потенциалов, 6 границы тектонических элементов; 7 линия тектонических нарушений; 8 – границы древних размывов; 9 границы современного распространения отложений; 10 – районы выхода фундамента на дневную поверхность; 11 – нефтяные месторождения; структуры: I – Денисовский прогиб, II – Шапкина-Юрьяхинский вал, III – Колвинский мегавал, IV – Хорейверская впадина, V – Варандей-Адзьвинская структурная зона, VI – Печоро-Кожвинский мегавал, VII – Ижма-Печорская впадина; VIII – гряда Чернышева, IX – Воркутское поперечное поднятие