Осадочные породы НГБ всегда содержат то или иное количество РОВ с различной нефте- и газогенерирующей способностью. Энергетические возможности РОВ со временем достигают равновесного состояния с компонентами твердой, жидкой и газовой фаз минеральной среды. Если нет внешнего воздействия (например, наложения концентраций УВ, мигрирующих из залежи), это состояние сохраняется длительное геологическое время, что при прочих равных условиях обусловливает незначительную изменчивость свойств и параметров геохимического поля. Такое состояние обычно характерно для нормального геохимического поля. Свойства и количественные характеристики такого поля в значительной мере определяются динамикой временной и пространственной изменчивости физико-химических параметров, литолого-геохимическими и гидрохимическими особенностями среды осадочного выполнения. Любой НГБ является гетерогенной геолого-геохимической системой, вещественный состав, структура и физико-химические особенности которой обеспечивают длительное существование разнохарактерных, но взаимосвязанных физических полей и полей концентраций веществ твердой, жидкой и газообразной фаз. Поведение геохимических полей в рамках такой системы определяется как термобарическими условиями, так и совокупностью параметров осадочного выполнения бассейнов.
На фоне нормального геохимического поля залежь УВ можно рассматривать как источник локальных возмущений. Развиваясь по типу замкнутой системы, она неизбежно будет стремиться к термодинамическому равновесию с компонентами твердой, жидкой и газообразной фаз минеральной среды. Переходя в состояние максимальной устойчивости с минимальным запасом свободной энергии, залежь активно воздействует на вмещающие ее породы в течение длительного геологического времени. Это воздействие обусловлено прежде всего миграцией УВ из залежи и локальным напряжением, создаваемым в горных породах энергией, заключенной в самой залежи. В результате воздействия этих факторов над залежью и вблизи нее видоизменяются состав и свойства пород и заключенных в них вод. Следы такой трансформации часто оцениваются количественно. Иногда эти изменения (например, уплотнение, пиритизация, карбонитизация и др.) столь велики, что фиксируются геофизическими методами – гравиметрией, электроразведкой, сейсморазведкой, радиометрией и др. Проявляются они в виде ареалов аномальных значений физико-химических параметров и полей концентраций химических элементов, а также в виде зон развития специфических минеральных новообразований, формирующихся в породах над залежью и на ее флангах. Эти процессы являются следствием разрушения скоплений УВ. Происходит такое разрушение преимущественно в условиях регрессивного литогенеза. Различают два вида разрушения: физическое и биохимическое. Первое проявляется с момента формирования залежи и сопровождается потерей наиболее подвижных компонентов УВ, второе — протекает в условиях аэробного или анаэробного окисления. В итоге около залежей нефти и газа формируются разные по составу ореолы рассеяния: углеводородный, ртутный, йодный, а при биохимическом разрушении, кроме того, углекислый (как при аэробном, так и при анаэробном) и сероводородный (при анаэробном). Поисковыми признаками являются УВГ и элементы-индикаторы, пары ртути и сульфиды ртути, молекулярный йод и йодоорганические комплексы, СО2 и элементы-индикаторы, Н2 и сульфиды, соответственно.
К настоящему времени известно, что в породах, которые длительное геологическое время находились или находятся в контакте с УВ, фиксируются: 1) специфические ассоциации минеральных новообразований (кальцита, сидерита, пирита, кремнезема, глинозема и др.), аномально низкие концентрации ряда рассеянных элементов над залежью и высокие в зоне водо-нефтяного контакта (Ni, Co, U, Мn, Мо, Se, Fe, V, РЬ, Си, Zn и др.); 2) аномальные значения (Eh) и показателя концентраций водородных ионов (рН); 3) изменения физических свойств пород (пористости, плотности, проницаемости, пластичности, сорбционной емкости, магнитной восприимчивости, электропроводности, оптической плотности и др.). В связи с этим остановимся на тех физико-химических преобразованиях пород, которые чаще всего наблюдаются при длительном воздействии на них УВ.
В.И. Вернадский неоднократно подчеркивал универсальную роль ОВ в формировании современного геохимического облика осадочных пород. Ничто, писал он, не влияет на геохимическую историю пород так, как РОВ. Повсеместное присутствие в осадочных породах ОВ обусловливает региональный характер окислительно-восстановительных процессов, в результате которых часть ОВ идет на восстановление окисных форм химических элементов с переменной валентностью (преимущественно соединений железа) и формирование фоновых значений ОВП осадочных пород. Общее понижение значений ОВП (Eh) пород способствует преобразованию ОВ в процессе его катагенеза и увеличению содержания в нем битумоидов.
Значения ОВП почвогрунтов и пород в значительной мере определяются составом и количеством насыщающего их газа, в частности содержанием СО2 и H2S. По его мнению, для конкретных геохимических обстановок характерны определенные количественные соотношения этих газов. Последние в значительной мере обусловливают то сложное равновесие минералов, которое наблюдается в породах при данных геохимических условиях. Это равновесие нарушается УВ, мигрирующими из залежи. Причиной такого нарушения являются окислительно-восстановительные реакции. Сущность окисления состоит в потере электронов окисляющим веществом, суть восстановления – в их присоединении. Вещества, отдающие электроны, окисляются и заряжаются положительно, получающие восстанавливаются и заряжаются отрицательно. Это приводит к изменению валентности элементов, участвующих в реакции. Поэтому изменение валентности элементов обратимых минеральных систем типа Fе+++ ↔ Fе++, SO4- ↔ S2O3- и др. обычно интерпретируется как доказательство окислительно-восстановительных процессов, при которых элементы обратимых систем находятся в динамическом равновесии. При окислении элемента (иона) его валентность повышается, при восстановлении понижается.
ОВП различных органических веществ (в том числе УВ) и биологических систем, как правило, лежат в зоне, расположенной существенно ниже нормального потенциала системы ионов закисного и окисного железа (+0,774 В). Это указывает на то, что реакции в минеральных системах, насыщенных УВ, направлены в основном на восстановление железа, то есть имеет место окисление УВ, сопровождающееся понижением Eh среды. Хотя такой процесс термодинамически и возможен, самопроизвольно он не протекает в силу химической инертности УВ, в частности метана и его низших гомологов. Роль таких катализаторов могут выполнять различные ферменты и энзимы, которые могут быть переносчиками кислорода и водорода (или электронов). В условиях нормальных температур, отвечающих неглубокозалегающим отложениям, огромную роль играет биохимический фактор и РОВ. Размножение как аэробов, так и анаэробов сильно снижает ОВП окружающей среды. Весьма показательна жизнедеятельность сульфат-редуцирующих бактерий. В процессе прогрессивного развития этой культуры возможно снижение ОПВ от +0,027 до -0,327 В. Способность микроорганизмов восстанавливать сульфаты указывает на важную роль биохимических процессов, обусловливающих прогрессивное снижение ОВП до резко выраженных отрицательных значений, при которых возможны реакции восстановления ряда органических соединений и обратимых систем с более высоким потенциалом, чем у систем, образуемых серой. Сами УВ при этом окисляются с образованием СО2 и Н2О, весьма агрессивных по отношению к окружающей среде. ОВП осадочных пород измеряют с помощью окислительно-восстано вительного каротажа.
Возникает вопрос, каков механизм процесса, обусловливающего проявление электрохимических эффектов в системе «залежь УВ – вмещающие породы». Существует несколько объяснений возникновения тока в таких системах. Наиболее простое и не противоречащее теории электролитических процессов и электродных потенциалов заключается в том, что в условиях восстановительной среды на контакте с минерализованными флюидами ионы части металлов переходят в раствор под влиянием притяжения, испытываемого ими со стороны полярных молекул воды. Вследствие этого металл, в котором остается избыток электронов, заряжается отрицательно, а флюид положительно. Число ионов, отдаваемых металлом в раствор, обычно невелико. Тем не менее, заряд их достаточен, чтобы создать разность потенциалов, поддающуюся измерению. К аналогичному эффекту приводит хемосорбция УВ на глинистых частицах. Образующиеся при этом минеральные новообразования, так же как и глинистые частицы, приобретают отрицательный заряд, в то время как окружающие их неизменные породы остаются нейтральными или заряженными положительно. Возникающая таким путем разность электрических потенциалов между зонами эпигенетической минерализации и вмещающими их породами является источником постоянно существующей ЭДС, обусловливающей естественные электротеллурические токи. Так как оптимум биохимического окисления и эпигенетичного минералообразования обычно приурочен к участкам миграции УВ над газовыми и нефтяными залежами, особенно в зонах низких напряжений, окаймляющих продуктивные структуры, формируются аномалии ОВП и электрической поляризации. Опытно-методическими и поисковыми геохимическими съемками установлено, что аномально низкие значения Eh в породах и почвогрунтах, как правило, приурочены к зонам наиболее активной диффузии и эффузии УВ. Над месторождениями такие значения Eh обычно пространственно совпадают с контуром нефтеносности, внутри которого значения ОВП потенциала существенно ниже, чем за контуром.
Такая картина наблюдается как в почвогрунтах, так и в породах. При этом, чем ближе порода располагается к залежи, тем более контрастно это выражено. Часто аномальные проявления Eh имеют зонально-кольцеобразный характер. В этом случае аномально, низкие значения ОВП пространственно локализуются в зонах аномально низких напряжений, где наиболее интенсивны процессы миграции УВ из залежи. В таких зонах значения Eh обычно еще ниже, чем в контуре нефтегазоносности.
Кислотно-щелочной резерв пород
По сравнению с ОВП влияние рН среды на течение различных геохимических процессов, в частности тех, которые ведут к преобразованию содержащегося в породах ОВ, изучено значительно меньше, хотя этому вопросу и посвящен ряд известных работ. Их анализ позволяет предположить наличие взаимного влияния между рН и ископаемым ОВ. В условиях кислой среды (рН<7), которая наиболее вероятна на ранних стадиях литогенеза, окисляющееся ОВ способствует процессу карбонатообразования и, таким образом, повышению рН. Присутствие же карбонатов Са и Mg, вероятно, способствует восстановлению битумоидов в ОВ, особенно на стадии катагенеза. При этом, чем выше карбонатность пород, тем, вероятно, интенсивнее этот процесс. Судьба ОВ в породах зависит прежде всего от его количества. Если оно достаточно (> 0,5 %), то за счет собственных преобразований ОВ создает геохимическую обстановку, благоприятную для генерации УВ, образующих нормальный фон. Естественно, этот процесс сопровождается соответствующими количественными и качественными изменениями как породы, так и самого ОВ. Обратная связь между рН и концентрацией ХБА в этих породах отчетливо видна на графиках, первый из которых построен по фактическим данным, а второй – по уравнениям регрессии, вычисленным с учетом доверительных интервалов средних значений рН и ХБА. Эта связь оказалась достаточно тесной и надежной.
При значениях рН> 7 (т.е. в нейтральных и щелочных условиях) предполагалось усиленное генерирование бескислородных (восстановленных) УВ компонентов ОВ пород. Накопление битумоидов определяется в большей мере факторами, повышающими щелочность пород. Среди них главную роль играет аутигенное карбонатообразование. Окисление ОВ, участвующего в этом процессе, приводит к накоплению в осадочных образованиях тяжелых углеводородных компонентов – люминофоров (смол и высокомолекулярных ароматических соединений) и низших окислов железа, титана, ванадия и других элементов с переменной валентностью. По мере редукции высших окислов в низшие рН среды повышается, а расход ОВ на окислительно-восстановительные реакции сокращается. ОВ при этом генерирует все более восстановленные и в значительной степени обедненные люминофорами компоненты. Битумоиды нейтральных и тем более кислых сред отличаются от битумоидов щелочной обстановки большей окисленностью и, следовательно, более высокой плотностью люминесценции битумоидов в растворах. Особенно отчетливо это подтверждается наблюдающимся распределением типов хлороформенных битумоидов и плотностей люминесценции при различных значениях рН глинистых пород. Это свидетельствует о наличии связи между степенью восстановленности битумоидов и аутигенным карбонатообразованием. В свою очередь, содержание карбонатов положительно сказывается на количестве битумоидов в породах, а сами концентрации битумоидов в целом выше в богатых карбонатным материалом осадочных отложениях. Таким образом, экспериментальные и литературные данные свидетельствуют о наличии прямой зависимости между рН и карбонатностью пород, с одной стороны, и карбонатностью, количеством и степенью восстановленности битумоидов – с другой. Очевидно также, что с увеличением рН пород концентрация и восстановленность битумоидов повышаются, а плотность люминесценции их хлороформенных растворов снижается. Последнее, по-видимому, зависит главным образом от степени окисленности битумоидов, т.е. от содержания в них люминофоров.
Следует подчеркнуть, что, несмотря на выводы многих исследователей о наличии связи между рН и качественным изменением РОВ, в частности восстановление битумоидов, в процессе катагенеза, химическая сторона этого явления в нефтепоисковой геохимии практически не изучена. В настоящее время можно высказать следующее предположение. В условиях восстановительной геохимической обстановки основная масса минеральных окислителей, образующих обратные окислительно-восстановительные системы, характеризуется высшей степенью восстановленности. Ионы водорода, образующиеся при диссоциации слабых электролитов типа слабых кислот и оснований в водных растворах, например Н2СО3 некоторых органических кислот и оснований, в этих условиях могут участвовать в реакциях восстановления цинк-магний и других металлорганических образований и кислородсодержащих соединений типа альдегидов, кетонов, органических кислот, окислов олефинов и др., образованных на стадии окисления ОВ. Наиболее вероятно присоединение ионов водорода к органическим соединениям, имеющим сопряженные двойные связи типа 0=С–С=0. В присутствии катализаторов (металлов группы платины, галогеноводородных кислот, особенно йодистоводородной и др.) до УВ могут быть восстановлены даже слабоактивные органические кислоты. Вероятность этих реакций в условиях раннего катагенеза ОВ существенно повышается в присутствии ферментов - специфических белков, выполняющих определенные каталитические функции в живых системах. Они, в частности, способны активизировать молекулярный водород и катализировать реакции восстановления и обмена. Активность ферментов в этих реакциях усиливается при наличии металлов-активаторов – Na+, Mg2+, Ca2+, Zn2+, Cd2+, Mn2+, Fe2+, Co2 и др., радиусы которых колеблются в интервале 0,78-1,03 А. В большинстве случаев это металлы с атомными номерами от 19 до 30. Каталитическое действие ферментов обусловлено тем, что в своих активных центрах они содержат функциональные группы, способные присоединять или отщеплять протоны. Колебания рН при этом оказывают такое воздействие, которое в состоянии изменить: 1) скорость окислительно-восстановительных реакций и 2) физико-химические свойства и структуру фермента. Что касается оптимума интенсивности биокатализа, то, по данным О.М. Полторак и Е.С. Чухрай, он соответствует интервалу значений, при которых сохраняется высокая способность фермента присоединять протоны. Оптимум адаптации белковых молекул к осуществлению каталитических функций лежит в нейтральной–слабощелочной средах. Большинство ферментов в биологических системах функционирует при рН, близких к 7,4. Это, вероятно, и обусловливает подбор соответствующих кислотно-основных групп в активных центрах фермента. С другой стороны, важно и другое обстоятельство – совпадение оптимума каталитической активности ферментов с областью устойчивости эпигенетичных карбонатных новообразований, образующихся в породах зоны УВ насыщения.
Таким образом, нейтральная и слабощелочная среды, видимо, наиболее оптимальны для восстановления ОВ, в том числе и частично утративших водород в процессе окислительно-восстановительных реакций, имевших место в процессе седиментогенеза и на ранних стадиях литогенеза. Восстановление такого ОВ будет особенно интенсивным в зоне миграции УВ из залежи. Этому процессу над нефтегазоносными отложениями будут способствовать следующие факторы: 1) активизация бактериальной деятельности в зоне миграции УВ; последняя обусловливает, с одной стороны, условия, отвечающие оптимуму биокаталитической активности ферментов за счет биохимического карбонатообразования, о чем свидетельствуют измерения рН пород над нефтяными месторождениями, а с другой – восполняет ресурсы биокатализаторов минеральных сред; 2) отрицательный потенциал УВ систем, мигрирующих из залежи; 3) аномальный характер поля теллурических токов, обусловливающий потенциальную возможность электролиза жирных кислот и их солей в водном растворе с образованием УВ, в том числе и непредельных. Возможность образования УВ таким путем доказана теоретически и подтверждена экспериментально.
Элементный состав пород
Установлено, что в пределах нефтяных и газовых месторождений Украины, Западной Сибири, Поволжья, – Туркмении и других районов ореолы таких элементов, как Th, U, R, К, Ni, V, Со, Mn, Fe, Si, Al, Ti, Mo, Se, Zr, Sr, Pb, Zn, Cn, S, Hg, As, Sb, I и др. над залежью и в зоне ВНК по своей площади значительно превосходят залежи, причем их контрастность и размеры, как правило, контролируются геолого-геохимическими условиями сохранения залежи и миграции УВ. Многие исследователи считают, что аномальные распределения микроэлементов, обусловленные воздействием эпигенетичных УВ на минеральную среду, являются косвенными показателями нефтегазоносности недр и рекомендуют их учитывать при поисках нефти и газа. Однако, чтобы правильно использовать эту информацию, необходимо иметь представления о факторах миграции микроэлементов в ПК. В качестве таких факторов рассматривают температуру, давление, химический состав, рН и Eh, сорбционную емкость среды миграции.
Температура
Процессы нефтеобразования эндотермические, они протекают на фоне поглощения огромного количества земного тепла. В силу этих причин они вызывают региональное понижение геотермического поля отложений осадочного выполнения НГБ. Следовательно, в условиях поля нормальных концентраций УВ образование тепловых аномалий путем физико-химической и биохимической трансформации ОВ маловероятно в силу равномерного распределения ОВ, генерирующего УВ, в одноименных литолого-стратиграфических комплексах. Совершенно иная картина в пределах уже сформированных залежей УВ, где протекают процессы как понижающие, так и повышающие пластовую температуру нефтегазоносных отложений. К первым относят адиабатическое расширение УВГ, экранирующее действие залежей нефти и газа, дренирование залежей, обусловливающее конвективный и термодиффузионный перенос тепла мигрирующими к дневной поверхности УВ и другими флюидами; ко вторым – адиабатическое сжатие УВГ, деструкцию и окисление УВ, их осернение, полимеризацию и гидрогенизацию, сульфат-редукцию и другие процессы, протекающие в залежи, особенно в зоне водонефтегазового контакта. Все процессы второй группы экзотермические. Многие из них сопутствуют миграции УВ из залежи и способствуют выделению тепла, обусловливающего локальный «разогрев» и, как следствие, возникновение температурных аномалий. Этому процессу в значительной мере способствуют адсорбция УВ и их биохимическое окисление. Указывается на прямую зависимость между величиной превышения градиента температуры ΔT, обусловленной деструкцией и окислением УВ в продуктивной части разреза нефтегазоносных отложений, и общими удельными запасами УВ (Q)на 1 км2 площади продуктивного пласта. Эта зависимость была описана следующим выражением: ΔT = K*Q, где К — коэффициент пропорциональности, определяемый экспериментально для площадей с известными запасами нефти. В грубом приближении эта зависимость справедлива и для случая деградации УВ, адсорбированных породой и вступающих в реакцию с минеральными компонентами, а также окисляемых микроорганизмами. Оценивая масштабы миграции УВ из залежи за геологическое время, В.А. Соколов показал, что количество рассеянных эпигенетичных УВ в породах (сорбированных и свободных), перекрывающих залежь, близко, а иногда и больше, чем в самой залежи. Это подтверждается и данными об объемах возможного биохимического окисления УВ в ПК, согласно которым над нефтегазовыми месторождениями ежегодно на площади 1 км2 бактерии окисляют около 100 кг или примерно 150 м3 УВГ в пересчете на метан.
Таким образом, миграция УВ из залежи, их рассеяние и процессы, им сопутствующие, обусловливают локальное тепловое возмущение, приводящее к повышению температуры в ПК над продуктивными структурами. Повышение температуры замедляет процесс адсорбции и повышает скорость диффузии, которая, в свою очередь, определяет скорость реакций в гетерогенных процессах, протекающих в многофазных системах типа «порода–жидкость–газ», в частности, скорость выщелачивания минеральных образований и миграцию в зоне невысоких температур. В случае высокотемпературной зоны геохимические процессы наиболее интенсивно проявляются при понижении температуры. По мнению B.C. Соболева, в этих условиях: 1) наиболее интенсивны реакции образования силикатов и парагенезов с различным содержанием воды, 2) повышается активность СО2 и ангидридов более сильных кислот, обусловливающая разрушение простых и двойных силикатов с последующим образованием карбонатов, силикатов, в первую очередь глинозема, силикатов алюминия и других минералов.
Давление, так же как и температура, определяет в основном направленность химических реакций и миграции элементов в случае его резких изменений, особенно в зоне гипергенеза, где с изменением давления связаны содержания О2, СО2 и других газов, оказывающих влияние на характер и направленность протекающих здесь процессов. Давление является важным фактором процесса минералообразования. Его увеличение повышает количество сорбируемого вещества поверхностно-активными минеральными образованиями, что затрудняет миграцию химических элементов и УВ.
Химический состав среды
Важным фактором миграции является концентрация вещества. Так, в условиях зоны поискового геохимического зондирования взаимное влияние компонентов так велико, что невозможно использовать понятие «концентрация». В классической геохимии с этой целью используют другое понятие – активность компонента – величину, которая связана с другими термодинамическими величинами и в суммарной форме характеризует степень связанности молекул компонента. Активность компонента (а) прямо пропорциональна произведению его концентрации (с) на коэффициент активности (f), т.е. а = f • с.
Концентрация водородных ионов (рН) (кислотно-щелочной резерв или кислотность-щелочность) характеризует относительную активность катионов и анионов, интенсивность и направленность химических реакций между элементами. Именно рН обусловливают образование многих гипергенных и осадочных минералов. Значения рН среды зависят от таких свойств атомов реагирующих элементов, как ионный радиус, валентность, поляризация, энергетические свойства. Важную роль играют температура, концентрация и разнообразие ионов и другие условия среды. Практическим регулятором рН в условиях ПК нефтегазоносных площадей являются свободная углекислота и карбонаты, придающие щелочной характер среде.
Сведения о рН среды позволяют относительно правильно предсказывать поведение тех или иных элементов в системе «вода-порода» в условиях зоны поискового геохимического зондирования. Отложения нефтегазоносных структур характеризуются, как правило, щелочной либо нейтральной обстановкой (рН >7), что должно придавать этим отложениям некоторую специфичность с точки зрения содержащихся в них микроэлементов. Известно, что при рН> 7 хорошо растворяются и легко мигрируют Si4+, Mn4+, Сr6+, Mo4+, V5+, W4+, As, Se и другие элементы, характеризующиеся слабой подвижностью и накоплением лишь в слабокислых и кислых средах (рН <6). Наоборот, такие элементы, как Са2+, Sr2+, Ba2+, Ra, Rb2+,Cu, Zn2+, Hg2+, Al3+, Mn2+, Fe2+, Ni2+, Cr3+, Cd2+, Ag2+ и др., весьма подвижны при рН < 6. В щелочной среде миграция многих из этих элементов затруднительна, в связи с чем в этих условиях они обладают повышенной способностью к накоплению. Такие элементы, как Co3+, Cr3+, Bi3+, Sn2+, Th2+, Zn4+, Ti4+, Sb3+ и Sc3+, растворяются только в сильнокислых и редко встречающихся в природе растворах, поэтому эти элементы имеют низкую миграционную способность в широком диапазоне значений рН. Такие химические элементы, как Li, Na, К, Rb, В, Cs, F, Br и др., способны мигрировать как в кислой, так и в щелочной среде.
Естественными индикаторами кислотности-щелочности среды являются минералы, характеризующиеся устойчивостью в диапазоне определенных значений рН. К таким минералам относятся кальцит, сидерит, цеолиты и пирит. Эта группа минералов обладает достаточно высокой устойчивостью в условиях нейтральной и щелочной среды, а такие минералы, как алунит, ярозит, обычно присутствуют в кислой среде.
ОВП (Eh), так же как и рН среды, является важным фактором направленности химических реакций окисления-восстановления. Окислительно-восстановительные условия минеральных сред обычно определяются соотношением форм железа и серы, имеющих различную степень окисленности. В частности, преобладание ионов закисных форм железа над окисными(Fе2+/Fе3+> 1) и присутствие сульфидной серы (S2-) характерны для восстановительных условий, а преобладание ионов окисных форм железа над закисными (Fe2+/Fe3+< 1) и присутствие сульфатной серы (SO42-) - для окислительных. При непосредственном воздействии УВ, мигрирующих из залежи, на окисные соединения железа и других металлов с переменной валентностью, а также на сульфаты красно-бурая окраска пород изменяется на зеленовато-серую, образуются вторичные сульфиды и карбонаты, окислительная обстановка постепенно трансформируется в восстановительную с резко выраженным щелочным характером среды. А так как рН и Eh являются важнейшими факторами миграции химических элементов, то над дегазирующейся залежью УВ вслед за изменением рН и Eh среды происходит перераспределение элементов. Последнее приводит к нарушению поля нормальных концентраций химических элементов за счет выноса одних и накопления других, более устойчивых элементов в условиях восстановительной щелочной среды, свойственной ПК отложений нефтяных и газовых месторождений. Иными словами, в силу аномальности геохимической обстановки над залежью в породах ПК формируются специфические ассоциации типоморфных химических элементов, существование которых вне залежи может оказаться невозможным. Этот вывод согласуется с аномальными концентрациями химических элементов в покрышках над нефтяными залежами Западной Сибири, Украины, Поволжья, Кавказа и других регионов. К числу таких элементов относят различные группы микроэлементов, которые, по всей вероятности, дополняют друг друга и принадлежат к единой ассоциации типоморфных элементов, которая к настоящему времени еще не установлена. Тем не менее уже сейчас к этой группе элементов можно отнести Zn, V, Cr, Fe и Мn. Данные, опубликованные Ф.А. Алексеевым, свидетельствуют о том, что максимум концентраций V, Ni, Co, U, Mn, Mo, Se, Pb, Fe, Cu, Zn и других элементов фиксируется, как правило, в полосе ВНК. В ряде случаев это обусловливает появление кольцевых аномалий этих элементов над залежью. Обобщение данных показало, что в зоне ВНК содержание Мn в почвах в пределах Коробковского месторождения в 2,8 раза выше и менее равномерно, чем над залежью.
Сорбционная емкость пород
Роль этого фактора в формировании полей концентраций микроэлементов подчеркивалась многими исследователями. Сорбционные процессы характерны для дисперсно-коллоидных систем. Сорбируются и обмениваются ионы противоположного электрического знака. В частности, отрицательные коллоиды поглощают из раствора катионы, положительные – анионы. К коллоидам, способным осаждать ионы и молекулы, относятся ОВ, гели кремнезема и глинозема, гидроокислы железа, алюминия, марганца и других элементов. Глинистые минералы обладают большой избирательной сорбцией по отношению ко многим химическим элементам. По данным К.И, Лукашева, в составе глинистых минералов часто присутствуют Ga, Ge, Cu, Zn, Pb, V, Co, Ni, In, Tl, Rb, Cs и др. Гидрозоли кремнезема активно поглощают радиоактивные элементы, гидрозоли железа, ванадия, фосфора и других элементов. В коллоидных образованиях марганца часто присутствуют Ni, Co, Cu, Zn, Hg, Ba и другие катионы. К поверхностно-активным относят органические соединения, молекулы которых полярны: кислоты, спирты, амины и другие вещества. Минеральные вещества, обладающие свойствами коллоидных систем, широко распространены в природе. В естественных условиях они несут на своей поверхности заряд определенного знака: гидраты окислов железа, алюминия, хрома, титана, кадмия , циркония, церия – положительные, сульфиды мышьяка, сурьмы, меди, свинца, кадмия – отрицательные, как и окислы марганца, олова, ванадия, кремния, а также сера, золото, платина, серебро, глинистые минералы, в отличие от нейтральных коллоидов гумусового вещества.
Знак заряда коллоидных минеральных систем может меняться. Обычно это происходит при замене одного флюида другим, отличным по своим свойствам от первого, либо при изменении кислой среды на щелочную или обратно. В зависимости от знака заряда природные коллоиды проявляют способность к избирательной сорбции и обмену ионов. Замечено, что минеральные сорбенты способны осаждать ионы и молекулы из ненасыщенных растворов. А.И. Перельман, в частности, считает, что для многих редких элементов, практически не образующих насыщенных растворов в зоне гипергенеза, сорбция является важнейшим фактором их концентрации в твердой фазе (сорбционный барьер).
Структура и минеральный состав пород играют огромную роль в процессе сорбции химических элементов и их соединений. Адсорбционная емкость пород существенно различается в связи с неоднородностью их структуры и минерального состава. По данным различных исследователей адсорбционная способность закономерно увеличивается по мере уменьшения размера преобладающей фракции породообразующих частиц. Некоторые специально акцентируют внимание на то, что адсорбция ОВ на породах разного состава различна: наименьшая – на известняках, наибольшая – на глинах и углях. В условиях пласта адсорбционная способность терригенных пород увеличивается с ростом их заглинизированности. Поэтому в ряду песчаник-алевролит-глина адсорбционные свойства увеличиваются слева направо, так как в этом направлении уменьшается размер преобладающей фракции породообразующих частиц и, как следствие, увеличивается удельная поверхность пород. Последняя, как известно, является одним из основных факторов, определяющих сорбционную активность пород по отношению к микроэлементамчто фракция размером < 0,01 мм подзолистых почв всегда обогащена цинком, медью и кобальтом. Так же как и в терригенных породах, адсорбционная способность карбонатных пород зависит от их удельной поверхности. При одинаковом размере преобладающей фракции породообразующих частиц адсорбционная емкость пород увеличивается от известняков к доломитам.
Минеральный состав пород играет не меньшую роль, чем их структура. Увеличение адсорбционной способности кристаллических алюмосиликатных образований также зависит от их удельной поверхности. Поэтому она растет от каолина к монтмориллониту, так как в этом направлении заметно увеличивается удельная поверхность минералов.
В естественном залегании содержание свободной воды в породах колеблется в достаточно широких пределах. Выполненные эксперименты показали, что с увеличением ее количества снижается сорбционная емкость пород. Свободная удельная поверхность мелкозернистого песчаника, содержащего 21 % воды, в 6,5 раза, а 10 % — в 4 раза меньше, чем в воздушно-сухом состоянии. С уменьшением размера преобладающей фракции породообразующих частиц снижение адсорбционной емкости еще более ощутимо. Так, при 10 % влажности удельная поверхность алевролита уменьшается по сравнению с воздушно-сухим состоянием более чем в 9 раз, т.е. в два с лишним раза больше, чем в более грубозернистых разностях - песчаниках. При очень высокой влажности адсорбционная способность пород с повышением температуры изменяется мало, Увлажнение пород по-разному сказывается на адсорбционной емкости пород различного состава. Однако даже при 20 %-ном весовом содержании воды сорбционная емкость пород все еще достаточна для того, чтобы влиять на распределение газов и других веществ в породах.
Давление является положительным фактором, потому что с его ростом количество сорбируемого вещества увеличивается. При давлении 30 кг/см2 и остаточной влажности 10% песчано-алевролитовые породы сорбируют лишь на 15 % метана меньше, чем в воздушно-сухом состоянии. Причем в случае содержания воды в породе более 50 % поглощение газов породой увеличивается, что связывается с растворением части метана в остаточной воде.
Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что насыщение пород УВ снижает их сорбционную емкость, а СО2 не только снижает емкость поглощения, но и обусловливает растворение минералов и способствует миграции элементов в водных растворах в форме комплексных соединений. Механизм этого процесса объясняется следующим образом. УВ, мигрирующие из залежи, образуют мономолекулярный слой на поверхности породообразующих частиц. Появление такого слоя приводит к снижению емкости поглощения и, как следствие, к аномально низким содержаниям радиоактивных и некоторых стабильных элементов в породах над залежью нефти и газа.
Особенности минерального состава пород, содержащих УВ
Минералогическая специализация пород в зоне активной миграции УВ (над залежью нефти и газа) изучена сравнительно слабо. Установлено важное влияние нефти на ход этих вторичного минералообоазования. Присутствие ее в породе тормозит либо вовсе прекращает процессы вторичного минералообразования, ведущие к ухудшению коллекторских свойств. В водоносных же пластах, и особенно в зоне ВНК, эти процессы широко развиты. Это приводит к существенному различию в минералогическом составе пород, насыщенных углеводородами и содержащих воду. При раннем поступлении нефти в ловушку в результате процессов вторичного минералообразования в водоносной части коллектора и в зоне ВНК залежь может стать полностью изолированной. В результате последующих структурных деформаций; вызванных позднейшими тектоническими движениями, она может оказаться в любом положении по отношению к вновь образованным структура). Такие залежи одним из авторов настоящей работы названы эпигенетически экранированным). Некоторые называют их «запечатанными», что явно неудачно, поскольку этот термин не является ориентирующим, по крайней мере, для геолога-поисковика. «Запечатывание» является результатом и может быть обусловлено различными процессами, а не только эпигенезом (запечатывание по сбросу, асфальтовой пробкой, вследствие диапиризма и других процессов). Несомненно, такие залежи широко развиты во многих НГБ различного типа. Об этом, в частности, свидетельствуют данные, полученные в последнее время.
К эпигенетическому изменению пород обычно приводят следующие процессы: окремнение, кальцитизация, доломитизация, сидеритизация, сульфидизация, сульфатизация, пелитизация и др., широко развитые в основном за пределами нефтеносной части продуктивных пластов. Присутствие УВ, в частности нефти, а также пелитоморфного карбонатного материала, обогащенного тонкодисперсным ОВ, препятствует нормальному течению электролитических процессов регенерации и не способствует изменению зерен полевых шпатов и слюд.
Окремнение (окварцевание) относят к числу наиболее распространенных изменений пород. Проявляется оно в виде различных содержаний зерен регенерированного кварца в нефтеносном и водоносном коллекторах. В водоносных коллекторах количество регенерированных зерен кварца в 5-15 раз больше, чем в нефтеносных. Судя по имеющимся в литературе данным, возможны три механизма возникновения этого явления. Однако вероятность регенерации кварца при каждом из них различна. Наибольшее число исследователей придерживаются мнения, что в процессе регенерации кварца решающее значение принадлежит растворению и выщелачиванию кремнезема. Причем, считается, что эти процессы по-разному протекают в водонасыщенных коллекторах и коллекторах, содержащих нефть. Интенсивность регенерации кварца определяется химическим составом вод продуктивной толщи. В частности, считается, что воды, имеющие аномальный углекислый или метаново-углекислый гидрокарбонатно-хлоридно-натриевый состав (рН = 6,8–8,4), легко растворяют кремнезем, в некоторой степени алюминий, образующий алюминаты натрия. В соответствии с другой точкой зрения за пределами залежи и в зоне ВНК широко развиты процессы биохимического окисления рассеянных УВ. Образующийся при этом СО2 расходуется на разрушение железистомагнезиальных и кальциевых силикатов с образованием карбонатов, кремнезема и глинозема. При рН> 8 кремнезем переходит в раствор, а карбонаты и глинозем совместно с Fe2О3 и МnО выпадают в осадок. Такой процесс наиболее вероятен в непосредственной близости от залежи. По мере удаления от нее (по разрезу) условия могут существенно измениться. При достижении рН<5 кремнезем коагулирует с образованием опалов. Такие явления возможны в неглубоко залегающих породах и почвах, в которых происходит интенсивное окисление ОВ и УВ, мигрирующих из залежи. Содержание глинозема в воде в этих условиях заметно увеличивается в связи с усилением его растворимости при значениях рН < 5. Как в первом, так и во втором случаях растворение кремнезема - процесс электролитический. В присутствии нефти он затормаживается в связи с «консервирующим» воздействием последней. Поэтому в условиях нефтяного пласта структурно-минералогическая переработка пород замедляется либо вообще приостанавливается, а регенерация кварца выражена менее контрастно. Такое явление наблюдалось рядом исследователей на многих месторождениях нефти.
Третий механизм теоретически допускает возможность прямого взаимодействия УВ и силикатов, так как энергия разрыва связей кислорода с силикатом SiO-Оn в гидроокисле О–Н (112 и 108 ккал/моль соответственно) соизмерима с энергетическим порогом прочности УВ СН-Н и С2Н5-Н(104 и 97 ккал/моль соответственно). Как известно, кремнезем обладает высокой сорбционной емкостью и в силу значительного числа поверхностно-активных центров - повышенной каталитической активностью. Он участвует в процессах дегидрирования УВГ, декарбоксилирования органических кислот с энергией разрыва связей НО-Н и СО-О соответственно 118 и 127 ккал/моль, полимеризации и окисления углеводородных радикалов, осаждении продуктов этих реакций.
Кальцитизация – чрезвычайно широко распространенный процесс, особенно в зоне ВНК и отложениях, испытывающих воздействие УВ, мигрирующих из залежи. Образование эпигенетического кальцита над залежью и в зоне ВНК связывается с жизнедеятельностью микроорганизмов, существующих при температуре до 100°С и минерализации пластовой воды до 240 г/л. Считается, что бактерии, используя углерод в качестве источника питания, окисляют его. При этом они отнимают кислород у минеральных соединений, преимущественно у сульфатов (ангидрита и гипса, растворенных солей – сернокислого кальция, магния и натрия), нитратов, ванадатов, гидроокислов железа и др. При биохимическом окислении органических соединений выделяется СО2, а за счет восстановления серы – сероводород по следующей схеме:
Наиболее интенсивно развивается этот процесс в карбонатных коллекторах гипсово-ангидритовых толщ, особенно в зоне ВНК. В ряде случаев эти процессы приводят к полной изоляции отдельных нефтяных залежей зоной вторичной кальцитизации от залегающих ниже пластовых вод. При этом зоны вторичной кальцитизации на ряде месторождений достигают значительных размеров.
Доломитизация развита только в карбонатных коллекторах продуктивных горизонтов и битуминозных карбонатных породах. По данным ряда исследователей, ромбоэдры доломита обычно локализуются по периферии битуминозных участков, где известняки замещаются доломитом-анкеритом. Количество таких участков обычно возрастает к центру нефтяных месторождений, а площадь развития вторичных доломитов-анкеритов пространственно совпадает с ареалом нефтеносности. Такая закономерность отчетливо фиксируется на крупных месторождениях. Во вторично измененных зонах вместе с доломитом в значительном количестве присутствует кальцит. Вместе с ними ассоциируются пирит (>10 % от объема породы) и ангидрит (5–7 %). Иногда присутствуют целестин и кремнезем.
Сидеритизация. В отсутствие свободного кислорода рассеянные в породах окислы железа, а также их гидраты вступают в реакцию с продуктами окисления УВ по схеме:
CnHm + FeO → FeCO3 + H2О + СО2,
CnHm + Fe2О3 → 2FeO +Н2О + СО2,
FeO+ CО2 → FeСO3,
CnHm + Fe(OH)3 → Fe(OH)2 + Н2О + СО2,
Fe (ОH)2+ CO2 → FeCO3 + Н2О
При окислении азотсодержащих органических образований в присутствии окислов железа процесс будет идти с выделением азота
CnHmNp + Fe2O3→ Fe(HCO3)2 + N2
с одновременным образованием сидерита
Fe(HCO3)2 → FeCO3 + Н2O.
Присутствие сидерита в ПК, особенно терригенных породах -довольно частое явление. Зачастую он встречается в ассоциации с кальцитом, пиритом и другими сульфидами.
Сульфидизация – явление, сопутствующее скоплениям УВ. Наблюдалось оно над многими месторождениями как в терригенных, так и в карбонатных породах. Имеются некоторые оценки поискового значения изменений пород, возникающих при непосредственном воздействии УВ на окисные соединения железа и других металлов с переменной валентностью. Тем не менее, высказывались и сомнения по поводу надежности этого показателя в связи с тем, что реакции окисления-восстановления железа, серы и других элементов с переменной валентностью, с одной стороны, и углерода – с другой, протекают на разных энергетических уровнях.
На участках с замедленным водообменом в породах, испытывающих воздействие УВ, могут протекать процессы биохимического окисления УВ кислородом неорганических соединений, преимущественно сульфатов. В этих процессах свободный кислород, а также кислород сульфатов, нитратов, ванадатов, гидроокислов железа и других соединений быстро расходуется на окисление органических веществ пород и вод. Широко развитая при этом сульфат-редукция, протекающая по схеме: SО42- +2C+H2O → H2S+HCO3- обусловливает появление значительного количества H2S. Известно несколько видов сульфат-редуцирующих бактерий. Они присутствуют всегда там, где ОВ разлагается в присутствии сульфатов. Выделяющийся при этом сероводород частично расходуется на образование сульфидов, представленных преимущественно пиритом, образованным в процессе биохимического восстановления серы в присутствии окисного, гидроокисного или сульфатного железа
2Fe(OH)3 + H2S → 2Fe(OH)2 + S + 2Н2О,
2Fe(OH)3 + 3H2S → 3H2S → FeS2 + 6H2O,
Fe2O3 + 2H2S → FeО + FeS2 + 2H2O,
FeO + H2S → FeS + H2O,
FeSO4 + CnHm → FeS2 + H2О + CО2.
Сера, пирротин, пирит, марказит и закисное железо, образующиеся в результате этих реакций, выпадают в осадок. Причем сера может вступать в реакции полимеризации УВ CnHm+ S → CnHmS, выполняя при этом функции катализатора этой реакции. Присутствие азотсодержащих органических соединений и окисного железа способствует реакции образования сульфидов железа по схеме:
Fe2O3 +CnHmNp→ FeO + СO2 + Н2O + N2,
FeO + H2S ↔ FeS + H2O.
Образующийся при сульфат-редукции сероводород как сильный восстановитель создает так называемый сероводородный барьер, в условиях которого происходит осаждение ряда металлов в форме нерастворимых сульфидов (преимущественно железа, меди, реже цинка, ртути и др.). В этих же условиях осаждается четырехвалентный уран. Поэтому в ассоциации с пиритом могут присутствовать не только сфалерит, халькопирит, галенит, но и сульфиды урана.
Установлено, что сульфидные минеральные новообразования приурочены в основном к трещинам и порам непосредственно в зоне развития нефтеносных и вмещающих их непродуктивных отложений (84,4 % от общего числа случаев) и лишь в 5,7 % случаев – к площадям, примыкающим к нефтегазоносным месторождениям. В ассоциации с вторичным пиритом встречаются эпигенетический кальцит, реже - доломит, опал и другие минералы. Содержание пирита в пределах нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья, Тимано-Печорской области, Кубани, Предкарпатья, Западной Сибири изменяется в широких пределах – от сотых долей до процента, причем над залежами (особенно в зоне ВНК) его всегда больше, чем за контуром нефтеносности.
Сульфатизация. Сульфатизация продуктивных пластов – явление довольно редкое. Тем не менее, известны случаи ее проявления в виде вторичных образований ангидрита по периферии залежей нефти и газа. Ангидрит в этом случае локализуется в поровом пространстве и трещинах пород-коллекторов, существенно снижая их емкостные характеристики. Примеры такого распределения ангидрита описаны на Шебелинском газовом месторождении Украины, Султангуловском и Проньковском нефтяных месторождениях Оренбургской области. Образование ангидрита в данном случае, вероятно, связано с циркуляцией хлориднокальциевых вод по зонам разуплотненных пород и воздействием их на находящиеся в породах сульфаты натрия и магния. Ангидрит, образующийся по схеме Na2SO4 + СаСl2 → 2NaCl + CaSO4, отлагается в порах и трещинах пород, смываемых глубинными водами, Существенно уменьшая их емкостные характеристики и увеличивая плотность, кажущееся электрическое сопротивление. К аналогичному результату может привести окисление серы.
Совершенно по-иному протекает этот процесс над скоплениями нефти и газа. Здесь УВ, насыщающие породы, восстанавливают сульфаты, обусловливая их десульфатизацию с образованием серы и вторичных карбонатов. Поэтому непосредственно над скоплениями УВ довольно часто фиксируется замещение гипса и ангидрита кальцитом и арагонитом с включениями серы. Широко известны так называемые «каменные шапки» над нефтегазоносными соляными куполами. Эти шапки представляют ничто иное, как реликты гипса и ангидрита. При восстановлении сульфатов они были замещены вторичными карбонатами и серой. Замещение сульфатов ярко выражено на одном из иракских месторождений нефти, где гипсоносные породы от крыльев к своду антиклинали нацело замещаются известняками с арагонитом. Обратная зависимость между загипсованностью и нефтеносностью наблюдалась В.Э. Левенсоном в продуктивной толще Апшеронского полуострова. В случае кислородного барьера сера, образующаяся при окислении сероводорода в присутствии окисного железа Fe2O3 + H2S → 2FeO+S+H2O при наличии молекулярного кислорода H2S + О2 → 2S+2Н2О, приводит к формированию промышленных скоплений. Залежи серы такого типа известны в США над нефтегазоносными соляными штоками, Серые «шапки» известны в известняках, перекрывающих залежи нефти в Узбекистане (Шорсу) и Туркмении (Гаурдак). Аналогичны по генезису Каракумские месторождения серы. Описанные процессы десульфатизации широко развиты над нефтегазоносными структурами. Наблюдающиеся при этом изменения пород (кальцитизация, осернение, арагонитизация) настолько типичны, что многие исследователи придают им важное поисковое значение.
Монтмориллонитизация. Гидрослюда, монтмориллонит и другие водные алюмосиликаты широко распространены в терригенных породах НГБ. Они слагают глинистые толщи, которые в одних случаях выполняют функции нефтегазогенерируюших пород, в других - функции покрышек нефтяных и газовых залежей. Роль глинистых минералов в том и другом случае изучалась многими исследователями. Практически не изучен характер воздействия УВ на водные алюмосиликаты. К настоящему времени в литературе описаны лишь единичные случаи проявления монтмориллонитизации гидрослюд в зоне активной миграции УВ. Видимо, этот процесс завершается образованием «монтмориллонитовой шляпы» непосредственно над скоплением УВ. Такие «шляпы» известны на нефтяных и газовых м/р Средней Азии.
Однозначного объяснения этого явления пока не имеется. Возможны по меньшей мере две причины, обусловливающие возникновение «монтмориллонитовых шляп» над скоплениями УВ. Первая, по аналогии с уже рассмотренными особенностями изменения минеральной части пород, возможно, связана с консервирующим воздействием УВ, мигрирующих из залежи. В этом случае допускается, что УВ, насыщающие породы, препятствуют гидрослюдизации монтмориллонита. Как известно, этот процесс обычно сопутствует нормальному ходу катагенетического изменения глинистых минералов. Отклонение от последнего наиболее вероятно в обстановке, исключающей окисление УВ. В этом случае на фоне регионального развития катагенетической гидрослюдизации локальные участки Интенсивного обмена УВ будут проявляться в виде ареалов развития реликтовых глинистых минералов монтмориллонитового состава, нарушающих общую тенденцию их нормального катагенетического преобразования.
Вторым, не менее вероятным фактором формирования «монтмориллонитовых шляп» над нефтегазовыми скоплениями является процесс монтмориллонитизации гидрослюд при окислении УВ, поступающих из залежи. Можно предположить, что этот процесс протекает по меньшей мере в три стадии. На первой – сорбционной происходят связывание и окисление УВ на поверхностно-активных центрах глинистых минералов, что приводит к избытку Н2О, СО2 и понижению щелочности поровых вод (рН <7). На второй – метасоматической, стадии в условиях пониженной щелочности (рН < 7) интенсивно выщелачиваются Ca, Mg, Fe2+, Fe3+ и др. из пород, наблюдаются карбонатообразование (СаСО3, FeCO3 и др.) и сульфидообразование (FeS, FeS2 и др.). обусловливающие появление в избытке ионов ОН—, повышающих щелочность поровых вод до pH = 7–8,5. На третьей – глиноземистой стадии в связи с повышением щелочности (рН = 7–8,5) значительно возрастает растворимость SiO2, становится практически нерастворимым Аl2О3. При избытке в воде SiO2. Al2O3 и в отсутствие в ней К2O идет накопление глинозема (А12О3/SiO2 1:4) в породе на фоне выщелачивания К+. Одновременно осуществляется экстракция глиноземом Са2+, Mg2+, Fe2+, Fe3+, A13+, Si4+ и других элементов из водных растворов. Все это и приводит к монтмориллонитизации гидрослюд, а в конечном счете - к образованию «монтмориллонитовой шляпы», достаточно устойчивой в условиях щелочной среды, обычно сопутствующей скоплениям нефти и газа. Значительную роль в этом процессе играют молекулярная H2O и СО2 образующиеся при окислении УВ. С одной стороны, они ликвидируют дефицит Н2О, а с другой - способствуют насыщению вод элементами, участвующими в обменных реакциях при монтмориллонитизации гидрослюд. Как и в первом случае, зона интенсивного углеводородонасышения пород должна фиксироваться в виде ареалов развития глинистых пород монтмориллонитового состава. Однако во втором случае будет преобладать эпигенетичный монтмориллонит.
К числу других характерных изменений, фиксируемых в разрезе месторождений нефти и газа, относятся изоляция залежей галитом в области ВНК, накопление в ПК урана, ртути, йода, а также ряда редких и рассеянных элементов. В ряде случаев наблюдалось выветривание полевых шпатов, биотита, мусковита, образование хлорита, каолинита. Все эти явления практически не изучены. Имеются лишь единичные работы, в которых обсуждается проблема эпигенетических изменений минеральной среды под влиянием УВ.
Следы трансформаций нормальных полей над залежами нефти и газа оцениваются количественно не только в виде аномальных концентраций газов (метана, его гомологов, гелия, СО2, паров ртути и др.), химических элементов и минеральных новообразований, фиксируемых в виде литогеохимических, гидрогеохимических и биогеохимических аномалий. Они фиксируются и в физических полях в виде отклонений от нормальных значений силы тяжести, кажущегося сопротивления, скорости сейсмических волн, вызванной поляризации, напряженности магнитного поля, магнитной восприимчивости, теплового потока, гамма-активности и др.
Ореолы наложенной рассеянной минерализации металлоорганических комплексов, самородной серы, кальцита, сидерита, сульфидов железа, меди, ртути, свинца, цинка и других элементов, обычно локализующиеся в зоне миграции УВ, характеризуются наличием вертикальной зональности в пространственном распределении постседиментационных новообразований. Последняя обусловлена развитием определённых минеральных ассоциаций на различных уровнях отложений ПК и характеризуется последовательной сменой этих ассоциаций по мере удаления от залежи УВ. По имеющимся данным, такая зональность наиболее вероятна над нефтяными скоплениями, где она может быть представлена тремя последовательно (снизу вверх) сменяющимися ассоциациями новообразований в зоне рассеянной постседиментационной минерализации: сульфидной, сульфидно-сульфатно-карбонатной. Существование такой зональности над нефтяными залежами, вероятно, отображает естественную хроматографическую картину, обусловленную разделением УВ в породах ПК при их миграции из залежи. Принципиальная возможность такого разделения УВ в природе доказана теоретически и экспериментально. В частности, известно, что в процессе миграции высокомолекулярные, а следовательно, химически более активные УВГ «отстают» от легких, накапливаясь в значительных концентрациях вблизи залежи. Выше по разрезу, в связи с постепенным облегчением молекулярного веса в процессе хроматографического разделения, химическая активность мигрирующих УВ снижается и практически затухает в зоне метанового насыщения пород ПК. В этом направлении соответственно уменьшается и возможность прямого участия УВ в процессах постседиментационного минералообразования. Поэтому над газовыми залежами зональность ореола рассеянной минерализации должна быть отличной от той, которая свойственна нефтяным скоплениям. Учитывая химическую инертность большинства газовых компонентов, в этом случае, скорее всего, следует ожидать наличия в основном ореола рассеянной карбонатной минерализации, образованию которой будет способствовать СО2, в избытке генерируемая в процессе биохимического преобразования УВГ, мигрирующих из залежи. Таким образом, по типу постседиментационной минерализации и характеру наблюдающейся вертикальной зональности в пределах полей аномальных концентраций УВ, вероятно, можно прогнозировать не только наличие, но и возможный тип залежи (газовая или нефтяная).
Месторождения с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД)
Важная роль пластовых давлений в процессах нефтегазообразования, миграции и аккумуляции УВ общеизвестна. Однако в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ, в том числе при геохимических методах поисков, сведения о пластовых давлениях разведываемого региона, как правило, не учитываются. Между тем интенсивность вертикальной миграции УВ от залежей во многом зависит от величины перепада пластового давления между залежью и ПК. В большинстве случаев градиент пластового давления по вертикали значительно больше, чем по латерали осадочного чехла, что и является основным условием вертикальной миграции УВ, несмотря на то, что по напластованию (если пласты не залегают очень круто) силы препятствующие миграции УВ, меньше, чем по вертикали. Роль вертикальной миграции УВ от залежей в перекрывающие отложения значительно возрастает при наличии резкого перепада давления между залежью и залегающей выше нее толщей осадочных пород. Это обычно характерно для залежей УВ, характеризующихся АВПД.
Хотя в зонах развития АВПД и не всегда встречаются скопления нефти и газа, как впрочем, это наблюдается и в зонах господства гидростатических давлений, все же довольно часто здесь обнаруживают нефтяные и газовые месторождения, в том числе и довольно крупные. В нашей стране к месторождениям, содержащим в своем разрезе залежи с АВПД, относятся такие известные месторождения, как Шебелинское, Вуктылское, Карадат, Контур-Тепе, Бориславское, Анастасиевско-Троицкое и многие другие. Многие залежи нефти и газа, не связанные с антиклиналями, такие, как эпигенетически экранированные и другие, в большинстве своем содержатся в замкнутых участках пластовых резервуаров, которые не связаны с пластовой гидродинамической системой. Поэтому для них очень часто характерны аномальные пластовые давления, в том числе и АВПД. В зонах АВПД, как правило, наблюдаются также и температурные аномалии, что играет немаловажную роль в процессах вторичного минералогического преобразования пород, перекрывающих развитые здесь залежи УВ. Часто в результате этого над залежами с АВПД образуются разнообразного типа барьеры (например, так называемые «химические шапки» и др.), которые являются важными поисковыми признаками и могут быть зафиксированы геофизическими исследованиями и материалами бурения. К сожалению, данные о пластовых давлениях и температурах до сих пор все еще редко используются при поисково-разведочных работах на нефть и газ. Между тем материалы о характере изменения пластовых давлений и температур представляются исключительно важными, особенно при поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклинальными складками. Применение материалов геотермии при поисках нефти и газа целесообразно как на суше, так и в акваториях. Особую ценность представляет использование геотермической съемки при поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклиналями, в частности при обнаружении погребенных рифов, перспективных на нефть и газ.
Возможность вертикальной миграции от залежей УВ, характеризующихся АВПД, значительно увеличивается. Над многими такими залежами наблюдаются ореолы рассеяния УВ в перекрывающих их породах, которые часто прослеживаются на большом удалении от залежи по вертикали, а иногда фиксируются даже в поверхностных и неглубокозалегающих отложениях. В результате интенсивного проникновения флюидов из залежей по трещинам и ослабленным зонам в интервалах существования таких ореолов, которые выделяются в виде «переходных зон», «ореолов вторжения», «ореолов внедрения» и др., повсеместно наблюдаются значительные эпигенетические изменения слагающих их пород. Такие явления зафиксированы во многих отечественных и зарубежных НГБ и в отложениях разного возраста. При этом сходные по своей литологии толщи осадочных пород, находящиеся на разных стадиях литогенеза, по-разному подвергаются эпигенетическим изменениям под действием мигрирующих в них из залежей флюидов. Исследования показывают, что глинистые толщи, находящиеся на поздних стадиях эпигенетического преобразования, меньше подвержены процессам наложенного эпигенеза под воздействием мигрирующих из нижезалегающих залежей флюидов, чем глины, находящиеся на ранних стадиях эпигенетического преобразования.
Возможности использования вторичной измененности пород
при поисках залежей нефти и газа
Уже давно было замечено, что цвет приповерхностных или неглубокозалегающих осадочных пород в сводовых частях продуктивных поднятий и за пределами контура нефтегазоносности различен. Красноватые и бурые оттенки породы, развитые в стороне от нефтегазоносных структур, над продуктивными частями последних сменяются зеленоватыми и серыми. Это наблюдалось, в. частности, уже в начальный период поисков нефти на Апшеронском полуострове, где вблизи скоплений нефти или на небольшом удалении от них одни и те же пески продуктивной толщи имеют светло-серый или синевато-серый цвет, а за пределами залежи нередко имеют цвет бурый ржавого оттенка. Глины бурого цвета также часто переходят в синевато-серые в пределах нефтегазоносных площадей.
На многих площадях в сводовой части преобладают сероцветные породы, а в примыкающих к ним синклинальных понижениях, где скопления УВ отсутствуют, развиты преимущественно темноокрашенные породы (бурого цвета). При этом сероцветность приурочена не к одному какому-либо горизонту, а сечет ряд горизонтов в зоне поднятий. В южной Оклахоме, в пределах Западного Внутреннего НГБ, известны многочисленные скопления УВ. Большинство их было обнаружено еще в начале этого столетия, когда была закартирована геологической съемкой большая часть известных здесь локальных поднятий, многие из которых при разбуривании оказались продуктивными. Характерной особенностью пермских отложений, обнажающихся здесь на дневной поверхности, является смена их цвета в сводовых частях поднятий. Первым на это обратил внимание Е.Reeves обследовавший месторождение Семент в округе Каддо. Он отметил, что пермские песчаники Уайтхорс, обычно имеющие коричневато-красный цвет, изменяют свою окраску до родовой, светло-серой и желтой к своду антиклинами. Подобное явление было обнаружено H.B.Harlton в осевых частях антиклиналей Картер-Нокс, Велма и Эола. D.J.Donovan подробно изучил причины изменения окраски пермских отложений, обнажающихся в своде месторождения Семент. Этим исследователем на основании данных геохимических анализов образцов пород, цвет которых изменен в сводовой части структуры, установлено, что оно обусловлено восстановлением железа, содержащегося в поверхностных отложениях, мигрирующими из залегающей на глубине залежи УВ. При этом зона измененных пород совпадает в плане с продуктивной частью поднятия. Изменение цвета осадочных пород в результате окислительно-восстановительных процессов, течение которых обусловлено УВ, мигрирующими из залегающих ниже залежей, установлено во многих НГБ мира. Смена окраски осадочных пород от красной и бурой за пределами продуктивных площадей до зеленоватой, синевато-серой или светло-серой в пределах контура нефтегазоносности связана с переходом окисленных форм минералов, в частности железа, в закисные. На такую причину изменения окраски пород указывал езде Л.В. Пустовалов, который отмечал, что нефть при миграции по породам, содержащим в своем составе окисленный комплекс минералов, способствует течению процессов восстановления, что приводит к образованию закисных соединений, в частности закисных форм железа.
Рядом исследователей указывалось на возможность использования окраски обнажающихся на поверхности и неглубокозалегающих осадочных пород в качестве поискового признака на нефть и газ. Недавно целесообразность применения этого показателя применительно к Днепровско-Донецкой впадине была исследована Д.А. Новиковым и Я.М. Решетниковым. Для этих целей была изучена спектральная яркость глинистых пород четвертичных отложений в развитых пределах Артюховского нефтегазового месторождения и Антоновской непродуктивной структуры. Образцы пород были отобраны для анализа на глубине 15 м от дневной поверхности в специально пробуренных для этого мелких геохимических скважинах. Спектральная яркость определялась на фотометре ФМ путем замера отражательной способности порошков воздушно-сухих проб в двух диапазонах эффективных длин волн видимого спектра: 633 и 541 мкм - красная и зеленая части спектра соответственно. В качестве количественного показателя восстановленности изучаемых пород был принят коэффициент отношения спектральной яркости в красной части спектра к спектральнйй яркости в зеленой его части.
Артюховское месторождение приурочено к криптодиапировой соляной структуре с предкаменноугольным уровнем прорыва соляного ядра. По маркирующим горизонтам визейского яруса поднятие представляет собой пологую асимметричную брахиантиклинальную складку. В строении месторождения принимают участие отложения от девонских до четвертичных, суммарная мощность которых достигает 4745 м. Продуктивными являются породы нижнего карбона. Они перекрыты терригенными и карбонатными образованиями от каменноугольной до четвертичной системы включительно.
Коэффициент отношения спектральной яркости изменяется по площади месторождения закономерно: значения его возрастают при удалении от контура нефтегазоносности. Минимальные значения этого показателя зафиксированы в четырех участках, которые оконтурены изолинией 1,15 и расположены вокруг контура нефтегазоносности, образуя кольцевую аномалию. Формирование этой аномалии, по-видимому, связано с восстанавливающим действием УВ, мигрирующих из залежи. В контуре нефтеносности наблюдаются несколько повышенные значения коэффициента отношения спектральной яркости, оконтуренные изолинией 1,25. Вероятно, поток УВ из залежи здесь меньше, чем за контуром. Таким образом, распределение над залежью коэффициента отношения спектральной яркости в красной части спектра к спектральной яркости в зеленой его части отражает кольцевую аномалию по углеводородным газам. Такие аномалии часто встречаются в практике газовых съемок по приповерхностным отложениям.
Другой характер изменчивости коэффициента отношения спектральной яркости в красной части спектра к спектральной яркости в зеленой части наблюдается над Антоновской непродуктивной структурой. Эта складка представляет собой по маркирующим горизонтам нижнего карбона куполовидное поднятие. В строении его участвуют породы от девона до четвертичных, суммарная мощность которых достигает 1700м. В среднем значения коэффициента здесь выше, чем на Артюховском месторождении, что свидетельствует о более высокой окисленности пород, и в распределении значений коэффициента по площади не наблюдается какой-либо закономерности. Авторы приходят к выводу, что характер изменения спектральной яркости глинистых пород четвертичных отложений может быть использован в комплексе с другими показателями для поисков и оконтуривания нефтяных залежей в условиях Днепровско-Донецкой впадины.
В последние годы над некоторыми нефтяными и газовыми месторождениями нашей страны (Газлинское, Северо-Ставропольское, Кенкиякское, Узеньское и др.) зафиксированы интенсивные аномалии вызванной поляризации (ВП), которые обусловлены вторичной сульфидной минерализацией в перекрывающих их неглубокозалегающих отложениях. Впервые такая аномалия была закартирована наземной съемкой, проведенной методом ВП на Газлинском месторождении в 1963 г. З.Д. Кругловой и А.К. Богуславским, что явилось довольно неожиданным, поскольку такие аномалии обычно встречаются над рудными месторождениями. Месторождение находится в северо-восточной части Каракумского НГБ. Оно связано с асимметричной брахиантиклиналью, в сводовой части которой фиксируются два купола - западный и восточный. На месторождении в меловых отложениях известно 10 пластовых сводовых газовых и конденсатногазовых залежей и одна нефтяная. Там, где глубина залежей относительно невелика, в частности в пределах западного купола, гипсометрически более приподнятого, установлено закономерное увеличение коэффициента поляризации (ηk) по мере приближения к газовым залежам. Максимальные значения ηkдостигают 5-7 %. Лишь на некоторых участках месторождения, где глубина залежей относительно велика, аномалия ВП оказалась нечеткой.
Аналогичные аномалии ВП были закартированы на нефтяном месторождении Кенкияк, расположенном в юго-восточной части Прикаспийской впадины. Здесь помимо соляного купола Кенкияк, в недрах которого были выявлены нефтяные залежи, были разбурены также соседний купол Мортук, оказавшийся непродуктивным, и межкупольная зона Кумсай, где обнаружена нефтяная залежь неструктурного типа (рис. 27). Глубина обнаруженных здесь залежей невелика (от 150 до 600 м). Они относятся к типу пластовых сводовых, стратиграфически и тектонически экранированных. Аномалии ВП пространственно совпадают с местоположением месторождения Кенкияк и залежи, выявленной на площади Кумсай, и отсутствуют на непродуктивной площади Мортук. Это обусловлено наличием ореолов эпигенетической сульфидной минерализации в породах, залегающих над нефтяными залежами, что доказано изучением кернового материала из этих отложений. Вторичная минерализация образовалась в результате воздействия мигрирующих из залежей УВ на близповерхностные отложения. Это согласуется и с представлением ряда геологов о механизме образования этих неглубокозалегающих нефтяных залежей на месторождении Кенкияк и площади Кумсай. Формирование верхней залежи на месторождении Кенкияк связывается с миграцией УВ из подсолевых отложений, а на площади Кумсай происходит за счет частичного перетока нефти с Кенкиякской площади.
Во многих отечественных и зарубежных НГБ целенаправленное изучение ВП и сульфидизации поверхностных и неглубокозалегающих осадочных пород при поисках нефти и газа не проводились. Между тем при изучении литологии и коллекторских свойств осадочных пород многими отмечались случаи повышенной пиритизации на отдельных площадях. В частности, в Припятском прогибе была зафиксирована повышенная пиритизация в некоторых частях разреза в непосредственной близости от нефтяных залежей или на большом удалении от них по вертикали на Речицкой, Давыдовской, Тишковской, Осташковичской и других нефтеносных структурах. Исследование характера ВП на Петриковской площади Припятского прогиба, где ранее в надсолевых данково-лебедянских отложениях верхнего девона была отмечена повышенная пиритизация, показало наличие четкой связи аномалии ВП с зоной обильных нефтегазопроявлений. На этой площади в своде и присводовых частях Шестовичской структуры зафиксированы обильные нефтегазопроявления из межсолевых, солевых и подсолевых отложений, что свидетельствует о существовавшей в прошлом миграции жидких и газообразных УВ в надсолесые отложения из нижезалегающих. Это является причиной образования на путях миграции новообразований пирита и формирования здесь зоны повышенной пиритизации. Было изучено 188 образцов мергелистых и карбонатных пород: 127 отобранных в разрезе скважин, расположенных в зоне интенсивных нефтепроявлений в сводовой и присводовой частях Шестовичской структуры, и 61 образец из скважин, расположенных на значительном удалении от зоны нефтегазопроявления на погруженных частях структуры. Присутствие эпигенетического пирита установлено в большинстве образцов из зоны нефтегазопроявлений и отсутствие в образцах, отобранных за ее пределами. Об эпигенетическом происхождении пирита свидетельствуют его локализация в порах выщелачивания и трещинах, где он образовался после позднеэпигенетического вторичного кальцита, выполняющего поры и трещины, наличие псевдоморфоз пирита по вторичным карбонатам, его развитие в зоне эпигенетической перекристаллизации (доломитизации). Распределение его контролируется в основном трещиноватостыо пород, наличием в них пор, стилолитов и в меньшей степени их вещественным составом. В целом содержание эпигенетического пирита колеблется от 0,5 до 10-15 %, иногда достигает 30 % в местах его скоплений. Наибольшее количество пирита содержится в известняках и доломитах, в которых более широко развиты трещиноватость, выщелачивание и перекристаллизация. Высоким содержанием пирита характеризуются также и трещиноватые мергели. Приуроченность эпигенетического пирита к отложениям, развитым в зоне нефтегазопроявлений, а также его локализация в основном в порах и трещинах - возможных путях миграции УВ, явно свидетельствуют о его образовании под воздействием мигрирующих УВ на эти породы. Изучение характера BП показало, что коэффициент поляризации (ηk) колеблется в широких пределах, причем повышенные значения ηk (от 1,6 до 16,9) наблюдаются только в образцах, отобранных из зоны нефтегазопроявлений. В образцах же, взятых за пределами этой зоны, величина ηk не превышает 1,6 %. Как правило, образцы с максимальными значениями ηk характеризуются высоким содержанием эпигенетического пирита.
Широко; развиты пиритизация и изменение цвета красноцветных отложений перми над нефтяными и газовыми залежами в Днепровско-Донецкой впадине. Значительных, масштабов пиритизация пермских образований достигает на Гнединдевском,Шебелинском, Леляковском, Глинско-Розбышевском, Качановском,Радченковском, Рыбальцевском и других месторождениях нефти и газа.Так, на Гнединцевском месторождении в перекрывающих верхнепермских породах пересажской толщин концентрация пирита достигает 2-4 % от объема породы, или 40-90 % от объема тяжелой фракции. При удалении от залежей содержание пирита в породах резко снижается. Область максимальной пиритизации в плане совпадает с наиболее приподнятой сводовой частью структуры. Следует отметить, что это месторождение многопластовое и этаж его нефтегазоносности превышает 1000 м. С другой стороны, на ряде месторождений, в верхней части осадочного разреза которых залежи нефти и газа отсутствуют (Ефремовское, Краснопоповское и др.), интенсивность пиритизации и изменения окраски слагающих их приповерхностных и неглубокозалегающих слоев значительно снижается. Слабее проявляются пиритизация и изменение окраски пород также и на тех структурах, в недрах которых зафиксированы следы разрушенных залежей. Эти случаи не оставляют места сомнениям о наличии генетической связи между залежами УВ, зонами эпигенетической пиритизации и аномалиями ВП.
Наличие над нефтяными и газовыми залежами вертикальной колонны измененных пород под воздействием мигрирующих из залежи УВ, которая часто прослеживается вплоть до дневной поверхности, является основой применения различных геохимических и геофизических методов поисков залежей, проводимых в настоящее время также и за рубежом. Среди них значительное место принадлежит методу ВП. Его широко применяет, например, компания Colfax Survey Ltd., проводящая в настоящее время поиски нефти и газа в провинции Альберта в Канаде. В восстановительной обстановке, характерной для колонны осадочных пород над нефтяными месторождениями, ряд элементов переходит в низковалентное состояние. Для этого состояния характерен избыток свободных электронов, поток которых направлен вверх. Наличие за пределами залежи зоны в условиях окислительной обстановки с относительным недостатком электронов создает благоприятные предпосылки для образования аномалии электрической поляризации (рис. 28). Эмпирические данные, собранные компанией Colfax Survey Ltd. в зонах над известными нефтяными и газовыми месторождениями, подтвердили существование здесь избытка электронов. Лабораторными исследованиями установлено, что источником энергии этого процесса, приводящего к направленному вверх потоку электронов над залежами нефти и газа, является непрерывная утечка из залежей УВ из-за несовершенной изоляции перекрывающих залежь покрышек. Компания разработала и сконструировала электронное оборудование и провела его полевое испытание в хорошо изученных нефтегазоносных районах Иллинойса и Вайоминга в США, а затем приступила к практическому опробованию метода в Альберте. При этом перед началом работ в Альберте компания обследовала с помощью этого метода два известных здесь нефтегазовых месторождения – Тернер-Валли и Кроссфилд. Первое связано с антиклинальной складкой, разбитой сбросами, а второе содержит литологически экранированные залежи на моноклинали в отложениях прибрежного бара. Над обоими месторождениями зафиксированы четкие аномалии ВП.
Полевые наблюдения проводятся отрядом из четырех человек. Измерения осуществляют по любым желаемым сетям наблюдений. На каждом обследуемом участке бурят четыре скважины, в которых помещаются электроды. Глубина скважин выбирается исходя из мощности верхней аэробной зоны со свободным кислородом, в которой активно действуют бактерии, потребляющие УВ. В условиях Альберты электроды размещаются в скважинах глубиной 1,5-2 м. При этом токовые электроды удалены друг от друга на расстояние 134 м, а расположенные между ними приемные датчики находятся один от другого на расстоянии 122 м. От соседнего датчика токовый электрод отстоит на 6 м. С помощью двух токовых электродов пропускают импульс постоянного тока, а принимающими датчиками фиксируют полученные результаты. На рис. 29 приведена теоретическая модель, иллюстрирующая этот метод ВП. По электрической схеме измеряется ОВП пород (Eh), а также рН среды, а в образцах пород, отобранных в скважинах, с помощью газового хроматографа анализируется количество содержащихся в них УВ.
Относительно небольшой разнос электродов обеспечивает возможность проведения поисков нефти и газа с помощью данного метода в труднопроходимых районах с изрезанным рельефом. Теллурические токи и линии высокого напряжения не являются препятствием для измерения сигнала величиной до милливольта, однако закопанные в земле расположенные параллельно на не большом расстоянии друг от друга трубопроводы могут стать причиной уменьшения сигнала и привести даже к короткому замыканию питающего тока. Данные повторных замеров, проведенных через три недели, показали стабильность и надежность полученных с помощью данного метода результатов. Отклонения; первоначальных и повторных измерений составили менее 1/10 милливольта. Постановка поискового бурения на основе этого метода в Канаде показала, что в 29 и 33 пробуренных скважин были выявлены скопления УВ. Хотя этот метод не позволяет отличить нефтяную залежь от газовой, с его помощью еще до бурения можно судить о перспективах обнаружения скоплений УВ в недрах той или иной площади. Его целесообразно использовать при оценке перспективности выделенных сейсморазведкой структур, а также при поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклинальными складками, - литологически, стратиграфически, тектонически и эпигенетически экранированных. В настоящее время этот метод нашел наибольшее применение при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к ловушкам в русловых песчаниках, но он может успешно применяться и для поисков залежей, связанных с рифогенными и другими природными резервуарами. Пока этот метод применяется в Канаде, но компания Colfax Survey Ltd. планирует в ближайшем будущем применить его и в других зарубежных странах.
Анализ результатов использования метода ВП при поисках нефти и газа как у нас в стране, так и за рубежом, свидетельствует о целесообразности его применения при поисково-разведочных работах на нефть и газ как в старых хорошо разведанных нефтегазоносных районах, так и в новых относительно слабо изученных. Как показывает отечественный и зарубежный опыт, наиболее четкими аномалиями ВП характеризуются относительно неглубоко залегающие залежи. Принято считать, что таких залежей мало, с чем трудно согласиться. В нашей стране их открыто действительно немного. Однако в США уже к 1972 таких залежей (на глубинах до 600 м) насчитывалось 1665, что составляло около 10% от всех известных к тому времени залежей в стране. Причем среди них имеются и довольно крупные по своим запасам. Несомненно, во многих наших НГБ имеются возможности выявления залежей нефти и газа на небольших глубинах, по-видимому, в основном литологически, стратиграфически, а также эпигенетически экранированных, которые могли быть пропущены при поисках нефти и газа в горизонтах, залегающих глубже. В обнаружении их важную роль должен сыграть метод ВП. Следует лишь учитывать, что аномалии ВП, иногда довольно контрастные, могут быть следами воздействия на перекрывающие породы уже разрушенных залежей, которые к настоящему времени не сохранились. Поэтому данные ВП необходимо комплексировать с другими геологическими, геохимическими и геофизическими методами.
В ореолах вторичных изменений пород, которые очень часто наблюдаются над нефтяными и газовыми залежами и зачастую прослеживаются вплоть до дневной поверхности, во многих случаях фиксируются аномальные содержания (до 2–6 %) целого ряда элементов (V, Fe, Mn, Co, Ni, Cu, U) по сравнению с их фоновыми содержаниями. Большинство этих элементов в результате, процессов сорбции и других накапливается в глинистых породах. Такие аномальные зоны, связанные с наличием нефтегазоносных залежей на глубине, могут быть выявлены с помощью ультранизкочастотного электромагнитного индукционного метода (VLFEMI). Переходная зона, содержащая электронно-проводящие материалы, которые окружают залежь нефти или газа, может быть потенциальным индуктором при использовании наземных индукционных методов разведки. Интервал разреза, содержащий скопления УВ, может проявляться характерным образом по величине затухания исследуемого электромагнитного поля. Предложенный метод, предназначенный как для обнаружения ореолов над залежами так и самих залежей, был опробован в США на 58 нефтяных и газовых месторождениях, в разрезе которых залежи находятся на глубинах от 260 до 2700 м. По данным A.J.Johnson, с его помощью положение продуктивного горизонта в разрезе удавалось, оценить с точностью до 0,5 %. Как залежь, так и соответствующий ей ореол находят четкое отражение на кривых cf, % (направление прохождения тока) и cemf (наведенная э.д.с.).
Вторичные изменения пород, вызванные воздействием мигрирующих в них УВ из нижезалегающих залежей нефти и газа, могут привести к тому, что перекрывающие залежь породы будут отличаться по своим физическим свойствам от одновозрастных образований, не подвергшихся действию УВ, что может быть зафиксировано материалами каротажа. Каротажные диаграммы не дают таких полных сведений по литологии, минералогии, петрографии и палеонтологии пройденных скважиной пород, которые могут быть получены при изучении керна. Однако в настоящее время отбор керна крайне ограничен. Им обычно бывает охарактеризовано только 5-10 % разреза пройденных скважиной пород. Информацию об остальных 90-95 % разреза получают почти исключительно из материалов каротажа. Многие характеристики, получаемые в результате проводимых в скважинах измерений, отражают физические свойства пород, которые, в свою очередь, являются следствием их эпигенетических изменений под воздействием мигрирующих УВ из залегающих ниже залежей. Возможности использования кривых кажущегося сопротивления (КС) и спонтанной поляризации (ПС) для выделения участков и зон, сложенных породами, отличающимися своей вторичной измененностью, показана рядом исследователей.
По материалам электрокаротажа над многими нефтяными и газовыми месторождениями установлено увеличение сопротивления перекрывающих их осадочных пород. Такие случаи зарегистрированы как в нашей стране, так и за рубежом. Так, на продуктивных площадях Саратовского Поволжья в сводах структур установлено повышение электрического сопротивления песчаных пластов. Аномалии фиксировались в отношении коэффициента К, характеризовавшего отношение кажущегося сопротивления (КС) песчаного пласта и опорного пласта глин в залегающей над залежью толщи пород. Величины коэффициента К над залежью были в 1,2-2 раза больше, чем за ее пределами.
Увеличение сопротивления глинистых пород над многими залежами нефти и газа установлено в Азербайджане в Прикуринской низменности, что также, по-видимому, связано с миграцией УВ из залежей в перекрывающие их породы. Следует отметить, что многие из известных здесь залежей нарушены сбросами, а некоторые характеризуются АВПД, которые обычно отличаются значительными вторичными изменениями перекрывающих их пород. Обработанные К.М. Керимовым статистические данные электрокаротажа по Азербайджану наглядно показывают существование резкой контрастности удельного электрического сопротивления глинистых пород над залежами и за их пределами.
Представляет интерес составление по материалам электрокаротажа карт сопротивлений глинистых пород, залегающих на относительно небольших и средних глубинах, для прогнозирования залегающих ниже скоплений нефти и газа. R.G.McCrossan составил такую карту для глинистой толщи свиты Айртон, окружающей нефтегазоносные рифовые структуры верх недевонского возраста в Западной Канаде. На этой карте отчетливо выделяются зоны повышенного сопротивления вокруг нефтегазоносных рифов, что позволяет использовать эти карты при поисках новых залежей нефти и газа, залегающих глубже. Этот исследователь объясняет разное сопротивление над нефтегазоносными рифами перекрывающих их глинистых пород процессами осадконакопления, но не приводит никаких подтверждений своей точки зрения. Более вероятно оно обусловлено вторичной (эпигенетической) измененностью залегающих над рифами глинистых пород в результате воздействия на них УВ, мигрирующих из нефтегазоносных рифов. R.G.McCrossan справедливо считает целесообразным составление таких карт даже для локальных площадей, поскольку с их помощью можно прогнозировать нефтегазоносные рифы на глубине.
В осадочных породах, перекрывающих залежи УВ, содержатся различные железистые минералы. Трансформация некоторых из них при длительном воздействии мигрирующих УВ может привести к созданию над залежью магнитной аномалии, которую удается закартировать геофизическими методами. Магниторазведка широко применяется при поисках различного типа рудных месторождений, поскольку многие рудные тела характеризуются контрастными магнитными полями по сравнению с вмещающими породами. Ввиду того что подавляющее большинство скоплений нефти и газа содержится в осадочных породах, естественная остаточная намагниченность которых относительно низка, при поисках нефти и газа материалы магнитометрии, как правило, не используются. Они применяются обычно лишь на начальном этапе изучения перспективной в нефтегазоносном отношении территории или акватории для оценки глубины залегания поверхности кристаллического фундамента, изучения его структуры и выделения зон региональных разломов. Между тем материалы магнитометрии, особенно высокоточной, как показывает опыт, могут оказаться весьма ценными при непосредственном обнаружении нефтяных и газовых месторождений.
Над многими нефтегазоносными структурами в магнитном поле наблюдаются минимумы с амплитудой от нескольких до первых десятков гамм. Реже встречаются положительные магнитные аномалии.
По данным ряда исследователей естественная остаточная намагниченность осадочных пород колеблется в широком диапазоне - от 1 • 10-6 до 2 * 10-4 ед. СГС. Магнитная восприимчивость (н) варьирует в интервале от 1*10-6 до 6 • 10-4 ед. СГС. Колебания (н) для песчаников составляют (0-400) * 10-6, для алевролитов (0-150)* 10-6, для глин (0-630) • 10-6 ед. СГС. Карбонатные породы немагнитны. Магнитные свойства осадочных пород определяются присутствующими в них минералами, для которых характерны ферромагнитные свойства. Такими являются магнетит, гематит и гидроокислы железа. Кроме них на это оказывает влияние присутствие в породе парамагнитных минералов, таких, как сидерит, пирит и др.
Магнитные свойства осадочных пород зависят не только от первичной намагниченности, но в значительной мере и от вторичной, величина которой часто может превышать величину первичной намагниченности. Образование вторичной намагниченности осадочных пород происходит в результате трансформации содержащихся в них минералов - носителей ферромагнитных свойств под воздействием мигрирующих из нефтяных и газовых залежей флюидов. Например, в песчаных и алевролитовых отложениях под действием мигрирующих УВ образуется сидерит, а в глинистых породах пирит. В зоне окисления сидерит переходит в гидрогетит.
Над многими нефтяными и газовыми месторождениями, расположенными в пределах геосинклинальных и платформенных областей, фиксируются положительные температурные аномалии. Известно немало случаев локализации температурных аномалий над залежами в ловушках несводового типа (Северо-Голубовское месторождение, Севеи-Систерс, Блек-Лейк и др.). При приближении к продуктивным горизонтам, приуроченным к сводовым частям антиклиналей, превышение температуры в сводовой части структуры над крыльевой возрастает. По вопросу о природе этого явления существуют различные точки зрения . Л.А. Гершанок , например, считает, что одной из причин этого является большая передача тепла в области свода, чем на крыльях, из-за повышенной теплопроводности залегающих над залежью глинистых пород вследствие образования в них эпигенетичного пирита. Это может быть обусловлено воздействием мигрирующих из залежи УВ. По представлениям этого исследователя перепад температуры в несколько градусов оказывает влияние на величину намагниченности парамагнитных минералов, содержащихся в породах. Намагниченность частиц подчиняется закону Ланжевена
где N - количество парамагнитных частиц, Н — напряженность магнитного поля, μ - магнитный момент частицы, kТ - тепловая энергия. Влияние температуры на магнитные свойства пород при небольших диапазонах изменений рекомендуется учитывать по следующей формуле:
J = Jo(1-τΔt)
где Jo - намагниченность покрывающих пород вне залежи, τ -температурный коэффициент парамагнитных частиц, Δt - изменение температуры в пределах нефтяной залежи (80). Расчет показывает, что за счет температурного фактора изменение намагниченности залегающей над залежью терригенной толщи может достигать (20-30) • 10-6 ед. СГС.
На рис. 30 показано изменение намагниченности перекрывающей залежь терригенной толщи. Из него видно, что намагниченность пород над залежью меньше намагниченности за ее пределами на 30 • 10-6 ед. СГС. На рис. 31 аналогичный график показан для отложений, перекрывающих карбонатный массив. В рассматриваемом случае пониженная намагниченность перекрывающих пород на своде на 15 • 10-6 ед. СГС обусловлена замещением песчаных пород глинистыми образованиями.
Л.А. Гершанок приходит к выводу, что магнитизм залегающих над нефтегазовыми залежами терригенных отложений обусловлен присутствием в них гидрогетита, гетита и небольшим процентом сидерита и пирита. За пределами залежи магнитные свойства пород определяются в основном намагниченностью гематита. По его мнению, под действием температур (50-100°) в зоне залежи гетит почти полностью теряет магнитные свойства, сидерит и пирит частично, а намагниченность гематита, содержащегося в породах за пределами залежи, практически не изменяется. Поэтому минимумы в магнитном поле, наблюдаемые над многими нефтегазоносными структурами, по его представлениям, можно объяснить изменением намагниченности перекрывающих залежь осадочных пород под действием локально увеличенных над залежами температур. Конечно, температурный фактор оказывает влияние на магнитные свойства осадочных пород, однако магнетизм приповерхностных и неглубокозалегающих терригенных пород, глубже которых по вертикали располагается залежь УВ, скорее всего, определяется в основном воздействием мигрирующих из залежи УВ, что приводит к трансформации содержащихся в породах некоторых минералов, обладающих ферромагнитными и парамагнитными свойствами.
Следует отметить, что в ряде случаев над нефтяными и газовыми месторождениями фиксируются положительные магнитные аномалии. Характерным примером в этом отношении является нефтяное месторождение Семент. Оно связано с асимметричной двухкупольной антиклинальной складке северо-западного простирания. Северное крыло ее нарушено крупным сбросом. Залежи нефти и газа на месторождении выявлены в песчаниках Перми и карбонатных и терригенных отложениях Пенсильвании. Глубина залегания продуктивных пластов на площади м/р колеблется от 600 до 2270м.
В результате интерпретации материалов аэромагнитной съемки, выполненной на высоте 120 м, над этим месторождением установлена четко выраженная положительная магнитная аномалия, свидетельствующая о наличии неглубокозалегающего возмущающего источника. Для выяснения причины этого явления на площади месторождения были изучены образцы керна, отобранные в процессе его разработки из верхнего 300 м интервала осадочных пород в 5 скважинах, расположенных в контуре месторождения и за его пределами. Минералогический анализ и результаты исследования с помощью рентгеновской дифрактометрии показали увеличение содержания магнетита в осадочных породах над нефтяным месторождением. Образование магнетита обусловлено длительным воздействием УВ, мигрировавших из залежи, в результате чего в осадочных породах над залежью создалась восстановительная обстановка, что привело, по мнению T.J.Donovan et al., к переходу содержащихся в них гидратированных окислов железа и гематита в форму магнетита по схеме гидратированные окислы железа → гематит (Fe2О3) → магнетит (Fe2+Fe3+O4). Подтверждением такого механизма образования магнетита над нефтяным месторождением Семент является и смена окраски залегающих на поверхности, обычно красноцветных за пределами месторождения пермских песчаников Раш-Спрингс в сероцветные тона в сводовой части продуктивного поднятия, где они к тому же относительно обеднены железом. Песчаники Раш-Сприпгс, являющиеся обычно хрупкими, в сводовой части складки содержат большое количество карбонатного цемента, представленного в основном кальцитом, и становятся плотносцементированными. Изотопное отношение С13/С12 показывает, что источником углерода в составе цемента является углерод, входивший в состав УВ, мигрировавших из нижезалегающей залежи. Залегающий выше тонкий прослой гипса, преобразованный в кальцит, хар-ся таким же изотопным отношением С13/С12.
Таким образом, образовавшиеся в результате вторичных процессов, обусловленных мигрирующими из залежей УВ, аномалии магнитного поля могут явиться ценным поисковым критерием наличия скоплений нефти и газа на глубине в разнообразных типах ловушек.
Недавно S.J.Pirson предложил методику интерпретации карт естественного магнитного поля с целью выделения эффектов, связанных с влиянием газонефтяных залежей. Интерпретация основана на следующих соображениях. Окислительно-восстановительные процессы, протекающие в области залежей и покрывающих их отложениях, служат источником электротеллурических токов, ориентированных преимущественно вертикально и обусловливающих приращение горизонтальной компоненты магнитного поля, измеряемого на дневной поверхности или в воздухе. Приращение составляет лишь малую долю от общей величины горизонтальной компоненты. Для его выделения он предлагает проводить линейное интегрирование измеряемого магнитного поля по замкнутым профилям в виде квадратов. Отличные от нуля значения линейных интегралов будут характеризовать плотности электротеллурических токов, связанных с залежами УВ, если отсутствуют другие помехи. Методика расчета интегралов и построения карт плотностей электротеллурических токов автоматизирована. Составленной программой предусмотрен расчет линейных интегралов по квадратам с разной длиной сторон. Изменение длины стороны квадрата характеризует изменение глубины исследования. По мнению S.J.Pirson, анализ карт плотностей электротеллурических токов позволяет выделить по повышенным значениям участки, перспективные в нефтегазоносном отношении. Предложенный метод интерпретации был опробован на примере нефтяного месторождения Хиддингс (США ). На этом месторождении залежи нефти содержатся в трещиноватых отложениях писчего мела и известняках и залегают на глубине .примерно 2400 м. На составленной по этой методике карте плотностей электротеллурических токов четко были выделены область месторождения и два прилегающих к ней участка в восточной части площади. Проведенная оценка характера трешиноватости осадочных пород по картам вертикального градиента магнитного поля подтвердила перспективность выделения интересных в нефтегазоносном отношении участков с помощью предложенного S.J.Pirson метода.
Позже S.J.Pirson применил предлагаемый им метод для выявления перспективных в нефтегазоносном отношении участков в троге Балтимор-Каньон и ориентировочной оценки запасов УВ, содержащихся в их недрах. На аэромагнитных картах этого трога, опубликованных в 1976 г., было выделено с помощью предлагаемого метода 55 перспективных в нефтегазоносном отношении площадей. Проведенные затем расчеты с учетом распределения запасов и структур в известных бассейнах позволили S.J.Pirson высказать предположение, что из выделенных им здесь перспективных площадей 14 будут нефтеносными с геологическими запасами 1,9 млрд. т (извлекаемые 470 млн. т), а 41 площадь будет газоносной с суммарными геологическими запасами 3,3 триллиона м3. Этот район к настоящему времени очень слабо изучен бурением.
Лишь последующее поисковое бурение покажет точность сделанных прогнозов в отношении перспективности выделенных площадей и содержащихся в их недрах запасов УВ.
