К настоящему времени выделен ряд факторов, контролирующих механизмы вторичной миграции нефти. Среди них главная роль отводится плавучести нефти, капиллярному давлению и гидродинамическому фактору. Наряду с этим были высказаны и другие предположения, например о существенной роли диффузионно-осмотического [1,2] и электрокинетического [1] факторов в механизмах вторичной миграции нефти. Однако последний изучен явно недостаточно. В связи с этим в настоящей работе анализируется роль электроповерхностных явлений, в частности электроосмоса перовых флюидов, в механизмах вторичной миграции нефти.

Возможность электроосмотического передвижения нефти в различных дисперсных породах (песчано-алевритах и глинах) доказана экспериментально в ряде работ (Probstein R.F., Hicks R.E., 1993; Shapiro A.P., Probstein R.F., 1993; Королев В.А., Некрасова М.А., 1996; [1]). При этом установлено, что в поле постоянного электрического тока нефть передвигается к катоду (отрицательному полюсу), увлекаемая вследствие вязкого трения водным раствором электролита. Опытами К.П. Тихомоловой [4] на модельных капиллярно-пористых системах доказана возможность электроосмотического вытеснения нефти фронтом водного раствора электролита, а также электроосмотическое передвижение предельных углеводородов в водных эмульсиях через пористые мембраны.

Эти лабораторные эксперименты доказывают, что электроосмотический механизм миграции нефти возможен и в природных условиях при наличии электрического поля. Возникновение естественных электрических полей в водонасыщенных коллекторах нефти происходит вследствие наведенных электромагнитных полей, а также при появлении фильтрационного (потенциала течения, или протекания) и седиментационного потенциалов (эффект Дорна, или потенциал оседания). Значение потенциала течения DU_T оценивается уравнением Гельмгольца-Смолуховского:

Как известно, естественный фильтрационный потенциал DU_T (а, следовательно, и связанное с ним электрическое поле) формируется в основном за счет фильтрации воды в тонкопористых породах (глинистых и алевритовых), в которых значительная часть порового пространства занята более или менее развитым двойным электрическим слоем (ДЭС). При движении неполярных жидкостей, как это следует из уравнения (1), в дисперсных породах могут возникать электрические поля с напряженностью Е в сотни и тысячи киловольт, т.е. на 8-10 порядков превышающие значения Е, обычные для водных сред.

Вторичная миграция нефти под действием электрического поля осуществляется в капельножидкой форме как в водонасыщенных породах-коллекторах, так и в глинистых породах, где напорная фильтрация, как известно, практически отсутствует. При этом водонасыщенная порода, содержащая капли нефти в порах, рассматривается по меньшей мере как трехфазная система с двумя межфазными границами раздела: минерал - вода и вода - нефть (рис. 1). В соответствии с этим в породе на каждой из межфазных границ формируется свой ДЭС. Структура этих ДЭС различна, поскольку нефть является неполярной жидкостью с низкой удельной электропроводностью (около 0,3·10^-18 - 2·10^-10 Ом^-1·см^-1).

Структура ДЭС на границе минерал - вода (ДЭС_м-в) в большинстве пород достаточно хорошо изучена (Злочевская Р.И., Королев В.А., 1988). Главный же вопрос при анализе роли электроповерхностных явлений в механизмах вторичной миграции нефти - строение ДЭС на межфазной границе вода-нефть (ДЭС_В-Н). Проведенные исследования свидетельствуют о его весьма сложном строении, зависящем от состава как неполярной жидкости - нефти, так и водного раствора электролита [4].

Поскольку обе жидкости, участвующие в электроосмосе, представляют собой подвижные фазы, большое значение при решении задач их миграции приобретают заряды ДЭС, находящиеся в ближайших к границе молекулярных слоях, т.е. в адсорбционной части ДЭС. ДЭС_В-Н на границе водного раствора с неполярными углеводородами образуется вследствие перехода части ионов разного знака через границу раздела фаз вода - неполярная жидкость в неэквивалентных количествах или путем специфической адсорбции ионов преимущественно одного знака (Davies J.T., Rideal E.K., 1961; [4, 5]). При этом условием образования ДЭС_В-Н путем перехода ионов через границу раздела фаз является некоторая диссоциация растворенного вещества в неводной фазе. В этом случае одна обкладка ДЭС_В-Н может находиться в воде, другая - в нефти.

Если же диэлектрическая проницаемость нефти очень мала (обычно для нефти она составляет 2,0-2,5), то граница раздела является "непроницаемой" для любого иона и обе обкладки ДЭС_В-Н располагаются в водной фазе. Такое строение ДЭС характерно, например, для систем с предельными углеводородами или инертными газами. Возникающие между этими фазами разности потенциалов называют соответственно потенциалом распределения и адсорбционным потенциалом [4].

Влияние состава водного раствора электролита на электроосмос в системе вода - нефть весьма существенно. Это иллюстрируется зависимостью скорости электроосмоса (электроосмотического переноса Р_эо) водных растворов электролитов разного состава от вида и концентрации электролита в поровом растворе каолинитовой глины, насыщенной нефтью, для Салымского месторождения (Западная Сибирь) в отношении 1:1 (рис. 2). При одинаковых условиях различные ионы по-разному влияют на развитие ДЭС на границах минерал - вода и вода - нефть в породе вследствие различий в сорбционной и структурирующей способностях этих ионов.

В зависимости от состава ионов водного раствора электролита по-разному осуществляется формирование ДЭС_В-Н за счет процессов адсорбции на межфазной границе, а следовательно, сам ДЭС_В-Н может приобретать как положительный, так и отрицательный знак зарядов. Это будет сказываться на направлении миграционного электроосмотического потока вдоль межфазной границы вода - нефть, результирующая которого, таким образом, в общем случае может иметь как катодное, так и анодное направление. В соответствии с этим направление потока нефти, увлекаемой водой при электроосмосе за счет вязкого трения, совпадает с направлением потока воды. В результате суммарный электроосмотический поток q_сум будет складываться из потока воды вдоль межфазной границы минерал - вода q_м-в и потока вдоль межфазной границы вода-нефть q_B-H:

|q_сум|=|q_м-в|+|q_в-н|. (2)

При этом результирующее направление электроосмотического потока воды q_сум будет зависеть от соотношения абсолютных значений, а также знаков (направления) потоков q_м-в и q_B-H. Для водных растворов из большинства силикатных горных пород q_М-В > 0 (т.е. имеет катодное направление), поскольку z_м-в < 0. Если при этом q_в-н также больше нуля (в случае, когда z_в-н < 0), то катодное направление будет иметь и суммарный поток. Если же q_В-Н < О (в случае, когда zв-н > 0), то суммарный поток будет характеризоваться катодным направлением только при условии, когда q_м-в > q_в-н. Следовательно, в общем случае поток q_сум может иметь и катодное, и анодное направление. Очевидно, если q_м-в - q_в-н = 0, суммарный электроосмотический поток в системе отсутствует. В соответствии с этим возможные варианты строения ДЭС на границах вода - нефть и минерал - вода показаны на рис. 3.

Проведенные лабораторные эксперименты с нефтью Салымского месторождения (Западная Сибирь) показали (см. рис. 2), что q_сум для этой нефти имеет катодное направление, т.е. одинаковое с направлением потока q_м-в. Это может свидетельствовать либо о том, что ДЭС_В._Н имеет такой же знак потенциалов j_в-н и z_в-н, как и на границе минерал - вода, либо о том, что ДЭСв-н имеет противоположный величине ДЭС_М-В знак потенциалов j_в-н и zв-н, однако абсолютные их значения (а следовательно, и вклад в электроосмос) в этом случае намного меньше по сравнению с таковыми для границы раздела минерал -вода. Вследствие этого q_м-в > q_в-н.

Следует также отметить, что в процессе электроосмоса в катодной зоне в породе формируется щелочная среда (рН = 12-14), а в анодной - кислая (рН = 3-4). В средней части межэлектродного пространства образца породы остается среда, близкая по рН к нейтральной. Различие в кислотности среды оказывает определенное влияние на взаимодействие нефти с водой в катодной и анодной зонах породы. Оно может влиять и на характер адсорбционных процессов на межфазной границе вода - нефть в этих зонах, а также на состояние граничных слоев воды.

Таким образом, ДЭС существенно влияет на миграционные процессы в тонкопористых породах. В работе В.И. Иванникова [2], посвященной анализу диффузионно-осмотического механизма вторичной миграции нефти, дается неправильная трактовка распределения ДЭС в порах-ячейках водонасыщенных коллекторов нефти и газа. В частности, он отмечает, что "внутри ячейки (в центральной части) преобладает некоторый избыток отрицательно заряженных ионов (анионов)". И далее: "При внедрении в ячейку 1 капли нефти в соседнюю ячейку 2 вытесняется вода, содержащая преимущественно анионы... В результате в ячейке 2 возрастает общий заряд (концентрация) анионов" [2, с.20]. Автор здесь глубоко заблуждается. В центральной части ячейки-поры (т.е. за пределами ДЭС, в области свободного раствора) не может образоваться избыток анионов. В свободном растворе заряд (концентрация) анионов строго эквивалентен заряду катионов. Следовательно, движение капли нефти не может приводить к "вытеснению анионов" в соседние ячейки-поры, а вследствие этого не может возникать и "временное разделение зарядов электролита", приводящее к движению пленочной воды и переносу ею капли нефти из ячейки 1 в ячейку 2, как это описывает В.И. Иванников.

Диффузионно-осмотический перенос нефти в порах коллекторов возможен лишь вследствие наличия градиента концентрации электролита вдоль поверхностей раздела минерал - вода и вода - нефть. Именно направление этого градиента обусловливает направление миграционного фронта (а не наоборот(!), как пишет В.И. Иванников [2]) осмотической воды и увлекаемой ею вследствие вязкого трения нефти из области меньшей концентрации электролита в область большей концентрации (нормальный осмос). В этом случае концентрация электролитов в порах породы повышена перед нефтяным фронтом. Однако вследствие особенностей строения ДЭС и изменения его конфигурации вдоль поверхности раздела в пористых породах возможен и аномальный осмос, который осуществляется в противоположном направлении, т.е. совпадает с направлением нормальной диффузии солей.

Наконец, электроповерхностные явления оказывают определенное влияние не только в процессе передвижения, но и в процессе аккумуляции углеводородов в земной коре. Рассмотренный механизм вторичной миграции нефти с участием сил электроосмоса и электроповерхностных явлений наиболее интенсивно происходит в тонкопористых дисперсных водонасыщенных породах, т.е. там, где параметры ДЭС, развитых на противоположных стенках пор, соизмеримы с параметрами порового пространства. В крупнообъемных же порах, диаметр которых намного больше толщины ДЭС, электроосмотический перенос незначителен или совсем отсутствует.

1. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. - Новосибирск: Наука, Сибирск. издательская фирма РАН, 1995.
2. Иванников В.И. Возможный механизм миграции и аккумуляции нефти и газа в породах-коллекторах и ловушках // Геология нефти и газа. - 1995. - № 6. - С. 19-22.
3. Приоритетные направления научных исследований в области геологических, геохимических, геофизических и горных наук по изучению, освоению и сбережению недр России / Под ред. В.А. Жарикова. - М.: ИПКОН РАН, 1996.
4. Тихомолова К.П. Электроосмос. - Л.: Химия, 1989.
5. Danielly J.F., Pankhurst K.G.R., Riddiford A.S. Recent Prog, in Surface Sci. -N.Y.; L.: Academic Press. - 1964. - Vol.1. - P.94-158.

d_П - диаметр порового канала; d_H - диаметр столбика (капли) нефти; h_В - толщина пленки воды

Раствор: 1 - NaCl, 2 - КСl, 3 - MgSO₄

I-I - граница скольжения воды