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

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

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

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

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

П=(Т/298)SП_i (1)

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

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

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

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

П=СRТ, (2)

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

P = rgh, (3)

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

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

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

dC/dh=rg/pT. (5)

dp₀=d(p–П) (6)

где р₀ – движущий потенциал; р – пластовое давление.

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

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

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

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

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

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

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