Внимание геологов-нефтяников уже давно привлекают многочисленные факты, свидетельствующие о том, что коллекторы в залежах нефти имеют более благоприятные емкостные характеристики, чем за их пределами. В частности, в залежах выше пористость и проницаемость пород, ниже объемная плотность, меньше цемента и т.д., чем в зоне водонефтяного контакта (ВНК) и за его пределами. Это наводит геологов на мысль, что "нефть сама создает себе коллектор". Предположение о влиянии нефти на минеральный скелет коллекторов выглядит достаточно парадоксально, поскольку считается, что нейтральная нефть не способна реагировать с горной породой. Справедливости ради следует отметить, что разуплотнение коллекторов наблюдается не во всех залежах.

Было предложено несколько различных схем, объясняющих это явление. Большинство геологов считает, что нефть консервирует ловушку, препятствуя тем самым последующим изменениям химического состава пластовых вод, ведущим к цементированию и уплотнению коллектора за пределами залежи. Эта весьма привлекательная схема имеет один существенный недостаток - она не объясняет ухудшение коллекторских свойств на ВНК. В подавляющем большинстве случаев уплотнение пород коллектора, наблюдаемое лишь на ВНК и вблизи него, не распространяется на законтурные зоны. В связи с этим в публикациях в основном рассматриваются изменения коллекторских свойств и минерального состава пород внутри залежи и на ее ВНК.

На ВНК по сравнению с залежью фиксируются значительные изменения состава компонентов, некоторых физических полей, например температурного (Щепеткин Ю.В., 1981), содержания радия в подошвенных водах (Алексеев Ф.А. и др., 1968), рН и Eh [4]. На ВНК нередко отмечается активное формирование карбонатного или силикатного цемента, резко уменьшающего пористость и проницаемость коллектора [1]. Кроме того, на ВНК местами наблюдаются повышение плотности нефти и рост содержания в ней смолисто-асфальтеновых компонентов вплоть до образования высоковязкого битумного слоя в подошве залежи. Битумное или минеральное цементирование коллектора в некоторых случаях приводит к запечатыванию залежей, их изоляции от гидродинамической системы природного резервуара. В случае изменения регионального наклона пластов изолированные ("запечатанные") залежи оказываются на крыльях или периклиналях поднятий (Виноградов Л.Д., 1979).

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) и анализов керна отчетливо выявляются неоднородности строения терригенных и карбонатных природных резервуаров, выраженные как по площади, так и по разрезу. Например, если в своде Кулешовского поднятия (Куйбышевское Поволжье) пористость составляет 20-30 %, то на ВНК - до 1 %, а ниже него - 10-20 % (Аширов К.Б. и др., 1984). На Алакаевском месторождении (тот же регион) наблюдается аналогичная картина: пористость в своде составляет 10-33 %, а на ВНК - не более 8 %. Резкое различие фильтрационно-емкостных свойств карбонатных природных резервуаров выше и ниже ВНК отмечается на некоторых площадях Волго-Уральского региона: на Кукуйском месторождении средняя пористость в залежи равна 10,7 % (максимальная - 23,0 %), в законтурной части - 7,4 % (максимальная - 20,8 %), соответственно проницаемость в залежи составила в среднем 22 фм² (максимальная - 108 фм²), в законтурной части в среднем - 3,8 фм² (максимальная - 55 фм²) [3]. В залежи более активно проходили процессы выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации, в подошве - сульфатизации, окремнения, пиритизации.

Аналогичные сведения приводятся в работе [2]. В палеозойских карбонатных природных резервуарах Куйбышевской области в залежах отмечаются активные процессы выщелачивания карбонатных коллекторов и формирования системы сообщающихся пор и микрокаверн. Породы обычно имеют пористость 20-30 %, а иногда и выше. Результаты анализа керна подтверждаются данными ГИС: на кривых микрокаротажа залежь проявляется в виде положительных приращений КС свойственных гранулярным коллекторам, на кривых СП наблюдаются аномалии отрицательного знака, на диаграммах НГК залежь характеризуется как пористая, разуплотненная среда.

В подошве залежи породы не были подвергнуты растворению, а, наоборот, в значительной степени сцементированы. Пористость здесь снижается до 1-5 %. Цементом этого слоя служат вторичный кальцит, кремнезем, сульфаты, твердые нафтиды. Зона запечатывания четко прослеживается на кривых микрозондов и НГК, по данным АК скорость звука здесь увеличена (до 6200 м/с) по сравнению с нефтенасыщенной частью. Наличие плотного слоя в подошве залежи нашло многочисленные подтверждения в сейсморазведке. На сейсмогеологических разрезах ВНК нередко проявляются в виде горизонтальных отражающих границ, секущих наклонные стратиграфические разделы.

Интересная информация была получена при изучении песчаного продуктивного горизонта Д1 Туймазинского месторождения, где резко проявились различия в строении коллектора выше и ниже ВНК (Черников О.А., Куренков А.И., 1977). В частности, в нефтенасыщенной части пласта на контакты растворения зерен кварца приходится 20 %, тогда как в водоносной части - 32,5 %, соответственно число регенерированных зерен составляет 6,7 и 25,1 %, аутигенного кварца - 1,21 и 6,15 %, содержание ангидрита - 2,2 и 8,6 %, проницаемость - 178,0 и 7,4 фм². В объеме залежи число регенерированных зерен кварца постоянно от приконтурной зоны до замка, что свидетельствует о быстром заполнении ловушки и стабилизации ВНК (Черников О.А., Куренков А.И., 1977). Кроме того, встречаются и более сложные, аномально построенные зоны ВНК. Один такой пример взят из работы [1].

В среднекембрийских кварцевых песчаниках Гаевского нефтяного месторождения (Калининградская область) наблюдается обратная зональность преобразования коллектора. Зерна кварца в залежи характеризуются высокой степенью развития регенерационного цемента, вследствие чего открытая пористость коллектора не превышает 10 %. Поверхность зерен лишена признаков корродирования.

На ВНК песчаники несут следы интенсивной коррозии регенерационных каемок и первичных зерен кварца, приведшей к увеличению коэффициента пористости до 15 %. Ниже ВНК залегают светло-серые водоносные песчаники с многочисленными признаками интенсивного растворения обломочного и аутигенного кварца. В этом отношении водоносные песчаники весьма напоминают песчаники зоны ВНК. Пористость разуплотненной водоносной части пласта также достигает 15 %. По существу, эта часть разреза является не чем иным, как продолжением зоны растворения пород на ВНК. Суммарная толщина обеих зон составляет 4,5 м.

Еще ниже выделяется пласт очень плотных кварцитовидных песчаников толщиной около 0,6 м, в которых содержание регенерационного кварца резко увеличивается, а пористость снижается до 3 % и менее. Характерной особенностью кварцитовидных песчаников является интенсивная пиритизация, не встречающаяся выше и ниже этого пласта.

Под пластом кварцитовидных песчаников располагается толща водоносных песчаников, которые по строению минерального скелета и коллекторским характеристикам почти не отличаются от нефтеносных песчаников. Отмечается лишь слабо выраженная тенденция уменьшения их открытой пористости (в среднем на 2 %) относительно нефтеносных пород за счет некоторого увеличения числа регенерированных зерен кварца.

Таким образом, петрофизические свойства кварцевых песчаников Гаевского месторождения в объеме залежи и на некотором удалении от ВНК существенно не различаются. Резкие изменения коллектора, выразившиеся в интенсивной коррозии зерен кварца, вследствие чего пористость увеличилась в 1,5 раза, отмечаются в зоне выше и ниже ВНК соответственно на 2,0 и 0,6 м.

Аналогичная картина наблюдается в песчаниках парфеновского горизонта (венд) на Братской площади Иркутского амфитеатра: здесь ВНК представлен зоной разуплотненных пород, которая ниже переходит в зону цементации. На уровнях стабилизации ВНК происходят интенсивное растворение и переотложение многих минералов (Сахибгареев Р.С, Виноградов Л.Д., 1981).

Особый интерес представляет изучение коллекторов, сложенных полимиктовыми песчаниками, поскольку входящие в них полевые шпаты чутко реагируют на изменения состава поровых вод. Напомним, что фельдшпатиды относятся к сложным каркасным алюмосиликатам и в определенных геохимических ситуациях способны выщелачиваться и преобразовываться в слоистые и цепочечные алюмосиликаты (глины). Это свойство фельдшпатидов делает их показательными индикаторами геохимической эволюции горных пород.

Микроскопический анализ нижнемеловых песчаников на ряде нефтеносных площадей Западной Сибири позволил Р.С. Сахибгарееву прийти к выводу о том, что в залежах полевые шпаты изменяются сильнее, чем в законтурной части, причем наиболее сильная пелитизация фельдшпатидов приурочена к зоне ВНК. Так, в литологически экранированной залежи пласта БП₁₄ на Восточно-Тарасовской площади содержание сильно измененных зерен полевых шпатов в нефтенасыщенной части не превышает 20 % всех подсчитанных минеральных зерен, на ВНК - около 38 %, в законтурной части - 15 %.

Несколько сложнее обстоит дело на Федоровском (пласт БВ₈) и Покачевском (пласт БВ₈) месторождениях, где сильно измененные полевые шпаты прослеживаются в водоносном коллекторе соответственно на расстоянии 2,7 и 1,3 км от внешнего контура нефтеносности. На периферии содержание пелитизированных полевых шпатов уменьшается почти в 1,5 раза. Создается впечатление, что для этих залежей зона преобразования коллекторов "размазана" по площади.

В зонах ВНК обнаружено присутствие слабораскристаллизованных сульфидов железа (пирита, марказита). Выше, при описании среднекембрийских кварцевых коллекторов в Прибалтике, также отмечалась преимущественная приуроченность пирита к зоне ВНК.

В пласте БС₁₀ Федоровского месторождения наиболее высокие содержания аутигенного кварца встречаются в водоносной части ловушки, тогда как в нефтеносной части аутигенный кварц практически отсутствует. Здесь крайне редки проявления регенерации кварца, зато повсеместно видна сильная корродированность его зерен.

В пласте БП_10-11 Тарасовского месторождения отчетливо наблюдается увеличение содержания аутигенного кварца в зоне современного ВНК до 5 % при содержаниях в законтурной части около 0,1 %.

Установлено также, что на периферии пласта БС₁₀ на Федоровском месторождении отмечаются наивысшие содержания карбонатного цемента. Его концентрация резко уменьшается в нефтенасыщенной части коллектора, причем практически на всей площади залежи. Низкие содержания карбонатного цемента в залежи характерны как для песчаников, так и для алевролитов. Аномально низкие содержания кальцита наблюдаются в песчаниках приконтурной зоны, причем как в нефтеносной, так и в водоносной ее частях.

В целом, как отмечает Р.С. Сахибгареев, распределение кальцита обнаруживает большое сходство с распределением аутигенного кварца: в обоих случаях вещество выносится из залежи и высаживается в ее законтурной части. Такое сходство процессов представляется весьма спорным, поскольку мобилизация кремнезема и кальцита происходит при разных значениях рН.

Перераспределение минерального вещества в залежи определено также различиями содержаний в породе аутигенного каолинита. Во многих случаях концентрация вторичного каолинита увеличивается от сводовых частей залежей к склоновым с максимумом в зоне ВНК. В нефтенасыщенных песчаниках вторичный каолинит имеет менее совершенную кристаллическую структуру, чем в водонасыщенных разностях. Кроме того, замечено, что каолинит, образующийся в более пористых и проницаемых коллекторах, независимо от того, насыщены они водой или нефтью, характеризуется более четкой огранкой, чем каолинит из низкопористых пород.

Дополнительная информация была получена нами при изучении терригенных коллекторов юрского возраста на различных нефтяных месторождениях Восточного Ставрополья. Исследование пород с помощью сканирующего электронного микроскопа показало, что в нефтеносных песчаниках стенки пор интенсивно инкрустированы мелкими чешуйками хлорита и щетками хорошо ограненных кристаллов кварца. Кристаллы кварца и чешуйки диккита свободно заполняют поровое пространство, ассоциируя с полуразрушенными зернами и комковидными агрегатами кальцита. Совершенство кристаллов, как и в случае с каолинитом, подчеркивает эффект "свободного пространства".

Таким образом, на примере нескольких породообразующих минералов четко проявляется процесс перераспределения вещества в объеме нефтяной залежи. Практически ни у кого не вызывает возражения факт существенного преобразования коллекторов в зоне ВНК, свидетельствующий о мощных химических процессах, сопутствующих формированию залежей нефти.

Материалы по проблеме преобразования коллекторов в залежах и особенно на ВНК приведены в многочисленных публикациях, однако, на наш взгляд, ни в одной из них нет достаточно убедительного изложения причин, особенностей и деталей механизма этого преобразования.

Основной вывод из обзора публикаций заключается в том, что в ловушке на этапе заполнения ее нефтью формируется особая геохимическая обстановка, выражающаяся главным образом в быстрой изменчивости рН. При этом в коллекторе происходят растворение одних минералов и новообразование других. По мере заполнения ловушки нефтью растворы оттесняются к ВНК, где происходит увеличение их концентраций до критических. При изменении физических или химических факторов из растворов начинается кристаллизация минералов, цементирующих коллектор в зоне ВНК.

Однако в действительности гидрохимические процессы имеют более сложный характер, вследствие чего в ряде случаев формируется полизональное распределение аутигенных минералов в объеме залежи и подошвенных водах.

Анализ публикаций позволяет однозначно утверждать, что преобразование коллекторов в залежах происходило либо в кислой, либо в щелочной среде. Кроме того, данные Р.С. Сахибгареева указывают на возможность преобразования ВНК под воздействием сразу обеих сред. При всей парадоксальности этого тезиса можно утверждать, что это явление не противоречит законам природы. Для объяснения наблюдаемого феномена Р.С. Сахибгареев использует биохимический фактор, полагая, что бактерии, заселяющие зону ВНК, в ходе своей жизнедеятельности выделяют ферменты, активно изменяющие рН в обоих направлениях, обусловливая растворение и карбонатов, и силикатов.

Эта модель имеет много уязвимых сторон. Прежде всего ферменты - это белки, обладающие амфотерными свойствами и поэтому неспособные изменять рН среды. Все ферменты строго специализированы на переработку определенных органических соединений и поэтому не могут напрямую реагировать с минералами. В лучшем случае следует учитывать возможность растворения карбонатов низкомолекулярными органическими кислотами, образующимися при биохимическом окислении нефти на ВНК. Но тогда не получает объяснения механизм растворения силикатов. Эти соображения не позволяют нам согласиться с моделью Р.С. Сахибгареева.

Нами разработана модель формирования геохимической обстановки в залежи, основанная на процессах диссоциации водонефтяных растворов в конце первично-миграционного потока. Как и большинство геологов-нефтяников, мы полагаем, что миграция нефти от генерационного очага до первичной залежи происходит в виде раствора микронефти в воде. Раствор может быть истинным (молекулярным) или ультраколлоидным, однако в обоих случаях растворенные частицы микронефти должны быть окружены гидратными оболочками со структурой, сформированной структурно-энергетическим полем частицы. Только гидратированная частица может существовать во "взвешенном" состоянии весьма длительное время, пассивно перемещаясь вместе с потоком воды, выжимаемой из глинистых пород. Отделение микронефти от керогена и ее растворение в "возрожденной" (по А.А. Карцеву), т.е. десорбированной из глин, воде определяют сущность первого фазового перехода: твердая фаза керогена сменилась жидкой фазой раствора. Выжимание из глин воды вместе с микронефтью ведет к формированию первично-миграционного потока, который продолжается в коллекторе. При этом весьма важно, чтобы коллекторский пласт входил в открытую гидравлическую систему, так как в противном случае никакого движения воды и эвакуации микронефти не будет.

Первичная миграция водонефтяного раствора завершается в области распада раствора под влиянием снижения давления и температуры или, что бывает реже, при увеличении минерализации пластовой воды. Этот процесс выделяется нами в качестве второго фазового перехода. Физически распад раствора означает деструкцию гидратной оболочки и выделение микронефти в собственную фазу. Молекулы и коллоидные частицы микронефти гравитационно всплывают к кровле пласта, коалесцируют (слипаются), образуя капли собственно нефти, а затем и первичные залежи.

Для понимания предлагаемой модели необходимо иметь в виду, что распад гидратных оболочек и переход молекул воды из структурно-энергетического состояния гидратной оболочки в структурно-энергетическое состояние свободной воды неминуемо ведут к формированию фазы мономерной (молекулярно диспергированной) воды и сопровождаются временной диссоциацией воды на протоны и гидроксилы. В этот момент образуется химически весьма агрессивная среда, способная существенно воздействовать на минеральный скелет коллектора. В одних случаях образуется избыток протонов и формируется кислая среда, в других, наоборот, - избыток гидроксилов с формированием щелочной среды. Очевидно, что главная трудность объяснения причин возникновения той или иной среды заключается в определении причин ликвидации части протонов или гидроксилов, поскольку при диссоциации молекул воды они должны были бы образовываться в равных количествах.

В качестве примера возникновения такой ситуации рассмотрим преобразование юрских песчаников Восточного Ставрополья, о которых говорилось выше. Главное, на чем задерживается внимание при анализе снимков сканирующей электронной микроскопии, это мощное новообразование хлорита, которое происходит на фоне растворения кальцита и формирования аутигенного кварца в виде свежих кристаллов и цемента регенерации. Хлорит - это слоистый алюмосиликат с необыкновенно большим содержанием ионов гидроксила. Химическая формула хлорита - (Mg, AI, Fe)₁₂ [(Si, Al)₈ O₂₀] (OН)₁₆, причем из 16 ионов гидроксила 12 расположены в бруситовом слое. Не вдаваясь в анализ источников металлов, отметим, что для образования хлорита в поровой воде должно было быть много свободного гидроксила. Связав гидроксил, хлорит создал кислую среду, в которой начал активно растворяться кальцит и высаживаться кремнезем.

Еще один пример, правда, рассматриваемый в гипотетическом плане, объясняет возникновение щелочной среды. По нашему мнению, связывание протонов может происходить в результате насыщения ими углерод-углеродных связей микронефти, разорванных при распаде ее гидратированных молекул. Наличие в подошвенных водах многих нефтяных залежей низкомолекулярных карбоновых кислот определенно указывает на то, что при распаде аквакомплекса вода отрывает периферийные кислотные группировки у микронефти, разрывая углерод-углеродные связи. Возникшие активные центры нейтрализуются имеющимися поблизости протонами, которые насыщают связи, гидрогенизируя осколки Естественно что при этом в поровой воде образуется избыток гидроксилов и начинается растворение кремнезема и алюмосиликатов

По видимому, существуют и другие химические реакции, способствующие поляризации продуктов диссоциации воды, но главное, на что хотелось бы обратить внимание, это принципиальная возможность возникновения в залежи кислой или щелочной обстановки в ходе второго фазового перехода. Таким образом, находит логическое объяснение факт разуплотнения коллекторов в залежах и формирования минеральных аномалий на ВНК. Совершенно очевидно, что тезис "нефть формирует коллектор" следует исправить на тезис "вода создает коллектор в первичной залежи".

Все описанное разнообразие минерального состава и коллекторских свойств пород в залежах и на ВНК, на наш взгляд, определяется положением зоны распада первично-миграционного потока относительно ловушки. Как видно из приведенных примеров, замыкание этого потока может происходить или в самой ловушке, и тогда наблюдается преобразование коллектора от наиболее приподнятой части залежи до ВНК, или только в зоне ВНК. Кроме того, первично-миграционный поток может распадаться на не котором удалении от ловушки, и тогда зона преобразования коллектора может быть "размазана" на несколько километров.

Еще одним доводом в пользу реализации фазового перехода в первичной залежи служат многочисленные находки под ВНК горизонтов опресненных вод. Формирование глубинных слабоминерализованных вод до сих пор не находит удовлетворительного объяснения. На наш взгляд, эти воды представляют собой остатки бывших гидратных оболочек микронефти, выделившихся при распаде аквакомплексов вблизи первичной залежи. К подошвенным водам нефтяных залежей приурочены также аномально высокие концентрации низкомолекулярных органических веществ и микроэлементов (Матусевич В.М., 1976), которые находились в составе микронефти и накопление которых произошло при замыкании первично-миграционного потока.

Следует также отметить, что на ВНК первичных залежей часто возникают и тепловые аномалии в виде зоны повышенных на 10-20 °С температур по сравнению с фоновыми значениями. Объясняется это генерацией тепла при восстановлении разорванных межатомных связей воды и микронефти. Выделение тепла при конденсировании вещества относится к числу абсолютных законов. Изложенные выше материалы позволяют сделать два вывода, имеющих принципиальный характер:

1. Принятие модели диссоциации воды и микронефти на завершающем этапе эволюции первично-миграционного потока а ходе второго фазового перехода, с одной стороны, не противоречит теории растворов, а с другой - хорошо объясняет причины преобразования коллекторов в первичных залежах, а также формирования аномалий различных физических и химических полей, приуроченных к этим залежам.
2. Если руководствоваться наиболее простой формулировкой, что "нефть - это минеральная горючая жидкость" (других минеральных горючих жидкостей попросту нет), то рождение нефти происходит именно в ловушке с первичной залежью. Нефть как гомогенная горючая жидкость берет свое начало после конденсирования микронефти, и с этой точки зрения термин "месторождение " представляется этимологически правильным.

1. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л., Недра, 1989.
2. Хлуднев В.Ф. Отражение нефтяных залежей в сейсмическом волновом поле. // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1981, - № 9, - С. 52 56.
3. Шаронова В.Н., Шаронов Л.В. Особенности карбонатных пород Волго-Уральской провинции // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1981, -№ 9, - С. 7-9.
4. Щепеткин Ю.В. Вторичные изменения осадочных пород в процессе формирования углеводородных скоплении // Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. - Тюмень, 1986, - С. 58-72.

Primary migration of oil in water-dissolved form is terminated in the zone of solution dtssociation by phase transition of microoil to free state accompanying by dissociation of water molecules occurring in hydrate cover of microoil and microoil itself, in process of which different active chemical compounds are being formed New formed radicals inevitably react with mineral matrix resulted in reservoir transformation mineral composition, cement condition and composition, filtration-capacity properties are changed Such phenomena are characteristic only for primary oil pools.