Существует несколько точек зрения на природу формирования сверхгидростатического порового давления: эпейрогенические движения в совокупности с эрозией и/или накоплением осадков; расширение или сжатие флюидов, реагирующих на температурное расширение; осмос; химическое воздействие поровых вод на внутрипоровое пространство изолированных слоев; карбонизация ОВ в осадках под влиянием катагенетических преобразований; чрезмерно быстрая седиментация, препятствующая оттоку межпоровых флюидов (Ходгман Е., 1957; Бредлей Дж.С, 1975; Вэплс Д.В.. 1991; Хант Дж.М., 1991). Однако многие отечественные и зарубежные исследователи основную роль в формировании сверхгидростатического порового давления отводят запаздыванию оттока флюидов из неравномерно уплотняющихся глин на стадии диагенеза [2-4]. На данной стадии литогенеза илы под тяжестью вышележащих осадков подвергаются сжатию, испытывая в приконтактных частях наибольшие пластические деформации за счет сравнительно быстрого отжатия гравитационных вод из этих частей. Одновременно с отжатием вод в кровле и подошве глинистой толщи необратимо сокращаются ее пористость и проницаемость, что в свою очередь затрудняет дальнейший отток седиментационных свободных вод из средней части продолжающих уплотняться при погружении глин. В результате внутри этих глин возникает сверхгидростатическое поровое давление.

Впервые теория уплотнения глин рассмотрена В. Иллингом (1938), а затем развивалась в работах I. Dickinson (1953), В. Руби, М. Хабберта (1959), которые заметили, что сверхгидростатическое поровое давление возникает в средней части тех глин, которые быстро погружаются. Это же подтверждает Р.Е. Чепмен (1983): сверхгидростатическое поровое давление в глинах прямо пропорционально количеству жидкости, присутствующей внутри уплотняющихся глин. Среди отечественных ученых гипотезу уплотнения глин и связанного с ним отставания оттока гравитационных вод разрабатывал Н.Б. Вассоевич (1960), построивший типовую кривую гравитационного уплотнения пород. В 1987 г. К. Магара привел график зависимости пористости глин от глубины погружения. Разные глины уплотняются по-разному: одни равномерно, другие неравномерно. Различие в характере уплотнения глин он объясняет уменьшением проницаемости недоуплотненных глин до критических значений, ниже которых из них не могло происходить нормальное отжатие вод. Причину различного изменения проницаемости в глинах этот автор не анализировал.

Особенностью глин зоны сверхгидростатических поровых давлений является их несцементированность: при подъеме на поверхность они быстро разрушаются. Одни авторы (Гурари Ф.Г., 1979; Дурмишьян А.Г.. Чепмен Р.Е.. 1983: Нестеров И.И.. 1987) объясняют пониженные плотности подобных глин недоуплотнением, а другие (Зхус И.Д., Бахтин В.В.. 1979; Shi and Wang. 1986; Madford E.. 1988.1989.1990) - разуплотненностью, возникающей под влиянием литогенетического преобразования глин и УВ на стадии катагенеза.

Вопросы, связанные с формированием сверхгидростатических поровых давлений, рассматривались в работах Трофимука А.А.. 1965; Конторовича А.Э.. 1965. 1975: Ушатинского И.Н., 1978. 1987; Нестерова И.И.. 1980, 1985. 1987; Клубовой Т.Т., Климушиной Л.П., 1980; Гурари Ф.Г., 1981; Волкова A.M., 1981; Добрынина В.М.. 1983: Шишигина В.П.. 1987: Meissner W., 1973; Bredehoeft J. et at., 1988: Mann D. and McKenzie Т., 1990; Audet D. and McConnd J., 1992: Leach E., 1994; Hunt J., 1994, 1996. По данным J. Hunt [4] в кремнисто-глинистых нефтегазогенерирующих отложениях свиты Баккен месторождения Антелоун Уиллистонского бассейна пластовое давление достигает 16,4 МПа, а в перекрывающих и подстилающих отложениях оно не превышает 10,4 МПа. К западу и востоку от очага генерации УВ пластовые давления в отложениях этой свиты близки к гидростатическим.

Для наших соотечественников главным объектом изучения природы сверхгидростатических пластовых давлений являлись карбонатно-кремнисто-глинистые отложения высокобитуминозной баженовской свиты. Эти отложения, накапливавшиеся на большей части территории Западной Сибири (1,5 млн. км²) на этапе максимальной трансгрессии титон-раннеберриасского морского бассейна, уникально обогащены рассеянным ОВ (6-15 % и более). По данным И.Н. Ушатинского и А.П. Соколовского толщины отложений баженовской свиты в направлении от западных районов к восточным изменяются от 15-20 до 100 м.

По расчетам И.И. Нестерова и др. (1975) скорость прогибания дна бассейна седиментации, в котором накопилось 1,7*10¹¹ т уникально обогащенных рассеянным ОВ илов будущей баженовской свиты, составляла 0,012 мм/год. А.Э. Конторович [1] показал, что чем медленнее скорость накопления осадков, тем маловероятнее полное отжатие гравитационных вод из осадков на стадии седиментогенеза. Последующее, более интенсивное накопление новых осадков в седиментационном бассейне приводит к тому, что в нижних глинистых толщах не полностью отжавшиеся седиментационные воды консервируются, что и вызывает возникновение в нижних глинах сверхгидростатических поровых давлений. По данным А.Э. Конторовича [1], глины, обогащенные рассеянным ОВ, характеризуются повышенной закрытой пористостью, вызывающей увеличение гидродинамической закрытости высокобитуминозных глин, что в свою очередь способствует формированию в них сверх гидростатических поровых давлений. Итак, существенная роль в образовании сверхгидростатических поровых давлений, кроме различий в уплотнении самих глин на стадиях диагенеза, отводится преобразованию рассеянного ОВ в этих глинах на стадиях катагенеза.

Кероген, представляющий собой важную часть высокобитуминозных глин, образуясь на стадии диагенеза, входит в структуру литифицирующихся осадков. Его разложение, интенсивно происходящее на этапах катагенеза ПК3-МК_1-3, сопровождается уменьшением содержания периферийных функциональных групп и деструкцией матрицы керогена. В результате физико-химических изменений на молекулярном уровне из твердого по фазовому состоянию керогена образуются битумоиды и в закрытых порах глин появляются не существовавшие ранее жидкие, твердые и газообразные углеводородные и неуглеводородные соединения, лавинная генерация которых происходит из керогена любого типа в интервалах современных температур 60-150 °С. Новообразованные углеводородные и неуглеводородные соединения формируют природные УВ-системы различного фазового состояния - основу будущих нефтей, конденсатов и газов. Изменение фазового состояния керогена сопровождается химическими реакциями, происходящими как с поглощением, так и с выделением химической и тепловой энергии, увеличением объема новообразованных флюидов. W. Meissner (1978) предполагает, что в результате преобразования керогена II типа в жидкие УВ объем новообразованных соединений увеличивается на 25 %.

Нарастающая по мере прогрессивного литогенеза лавинная генерация УВ-флюидов, выделяющихся на стадии катагенеза в поровое пространство уже сильно уплотнившихся низкопроницаемых глин с К_Пр < 0,001 мкм², приводит к невозможности их равномерного и полного оттока из закрытых пор. Помимо УВ-флюидов зоны катагенеза, в это же поровое пространство поступают возрожденные (литогенные, по А.А. Карцеву) воды зоны катагенеза, выделяющиеся в свободное состояние из связанного - из кристаллической решетки монтмориллонита и других смешанослойных минералов при их трансформации в гидрослюды. По данным А.Э. Конторовича [1], на газовой стадии катагенеза из 1 км³ глин выделяются 70 тыс. м³ воды и та "запоздавшая" вода, которая содержится в недоуплотненных со стадии диагенеза глинах. Совокупность физико-химических преобразований, происходящих с керогеном, входящим в структуру нефтегазоматеринских пород, и отдельными минералами в этом же интервале температур 54-108 X стадий катагенеза ПК3-МК1-2. создает условия для формирования внутри закрытого по-рового пространства высокобитуминозных глин сверхгидростатических поровых давлений.

По данным Е. Leach (1994), J. Hunt [4], число зон со сверхгидростатическим пластовым давлением увеличивается по мере возрастания геотермического градиента. Так, в юрских отложениях Галф-Коста, высокобитуминозных глинах свиты Баккен, кимериджских черносланцевых формациях Северного моря, черносланцевых формациях Грин-Ривер бассейна Юинта, баженовской свите Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна повышение геотермического градиента в разрезе глинистых толщ сопровождается увеличением масштабов генерации УВ. Структурные и количественные изменения химических и концентрационных полей, фиксируемые в глинистых толщах осадочного чехла на стадиях катагенеза ПК3-МК1-3, приводят к изменению взаимосвязанных с ними физических полей: температурного и флюидодинамического. Следовательно, области проявления сверхгидростатических поровых давлений пространственно тяготеют к зонам активной генерации УВ - нефтегазопродуцирующим толщам.

Проведенный автором сравнительный хроматографический анализ алкановых УВ C_8-33 в разрезах трансгрессивных высокобитуминозных глин баженовской свиты и в основании меловых нефтегазоносных комплексов и регрессивных глин центральных, северных и арктических нефтегазоносных районов показал их геохимические различия. В паравтохтонных битумоидах, выделенных из трансгрессивных глин, присутствуют н- и изоалканы С_8-33, входящие в состав природных УВ-систем различного фазового состояния ( рис. 1 ), а в регрессивных глинах качественный и количественный состав алкановых УВ ограничен. В разрезе мощных трансгрессивных глин, расположенных в различных нефтегазоносных районах на разных глубинах, отмечаются резкие скачки содержания н- и изоалканов в открытых и закрытых порах, значительные изменения отношения пристан-фистан (п/ф), Кi (отношение изоалканов к н-алканам).

В распоряжении автора имелся керновый материал по разрезу баженовской свиты Салымского и Правдинского месторождений, характеризующий среднюю часть баженовской свиты.

В интервале глубин 2796,0-2796,2 м содержания н- и изоалканов увеличены по сравнению с таковыми в выше- и нижележащих интервалах ( рис. 2 ), п/ф повышается, а Кi составляет 1,09. Для этих интервалов сверхгидростатических поровых давлений не наблюдается. В перекрывающих подачимовских глинах, отобранных на этом же месторождении, в интервале глубин 2617-2634 м резко увеличены (до 8-10 %) концентрации н- и изоалканов, значения n/ф понижаются до 0,50-0,53, а Кi снижается до 0,11.

На тех участках Салымского куполовидного поднятия, где отложения баженовской свиты перекрываются сверху подачимовскими глинами, изолирующими их от неокомских резервуаров, по данным В.М. Добрынина, В.Г. Мартынова, в глинах абалакской свиты и подачимовской глинистой пачки пластовое давление превосходит условное гидростатическое давление в глинах баженовской свиты на 2-3 МПа, составляя 47,9 МПа, т.е. налицо сверхгидростатическое поровое давление. В зоне продуктивного пласта Ю₀ пластовые давления превышают гидростатические в 1,25-1,71 раза. На этих же участках пластовая температура также повышена и составляет 120-142 С.

По данным газожидкостной хроматографии зоны развития сверхгидростатических поровых давлений в мезозойских отложениях различных нефтегазоносных районов Западно-Сибирской плиты проявляются в значительно повышенных концентрациях н- и изоалканов в закрытых порах по сравнению с таковыми в открытых, а в открытых порах они в свою очередь выше по сравнению с таковыми в открытых порах других глин в разрезе осадочных пород. Повышенные концентрации алкановых УВ сочетаются с высокой и аномально высокой степенью термической зрелости и превращенности этих УВ-компонентов, что подтверждается очень низкими (намного меньше 1) значениями п/ф, причем в закрытых порах они еще меньше, чем в открытых. Подобное количественное распределение высокопреобразованных алкановых УВ в поровом пространстве глин свидетельствует о затрудненном оттоке из них новообразованных алканов С_8-33. Особенностью алкановых УВ данных интервалов является отсутствие изоалканов до изо-С₁₈.

По значениям К_Л и К_т (коэффициенты, отражающие соответственно долю легких С_15-22 и тяжелых С_25-31 алкановых УВ в рассеянном ОВ пород, нефтях, конденсатах) в интервалах 2617-2634 м залегания трансгрессивных глин генерируются природные нефтегазовые, газонефтяные и газовые УВ-системы, при преобладании нефтегазовых (Чистякова Н.Ф., Матусевич В.М., 1997). Степень термической зрелости алкановых УВ, выделенных из глин в этих интервалах, выраженная графиками Коннана-Кассоу аномально высокая и высокая. Выше и ниже данных интервалов отношение п/ф превышает 1 (см. рис. 1 ), степень термической зрелости алкановых УВ снижается до умеренной и низкой, а концентрация н- и изоалканов значительно уменьшается (см. рис. 2 ). В последних расширяется спектр изоалканов: изо-С_14-20.

Коэффициент термального расширения жидких и газообразных флюидов, образовавшихся на стадии катагенеза в замкнутом пустотном пространстве высокобитуминозных нефтегазоматеринских пород, больше такового минерального скелета самих горных пород. По данным Е.Ходгмана (1957), коэффициент линейного расширения осадочных зерен равен 9*10^-6 ед./°С; коэффициент кубического расширения зерен породы составляет 5*10^-6 ед./°С; коэффициент кубического расширения поровых флюидов равен, ед./°С: вода - 200*10^-6; рассолы - 400*10^-6; газы - 4000*10^-6; нефти - 1000*10^-6. По мере увеличения скорости и масштабов генерации водно-углеводородных флюидов растет внутрипоровое давление, что и приводит к возникновению сверхгидростатического порового давления.

По данным ГИС и характеристике керна породы зоны сверхгидростатических поровых давлений характеризуются как недоуплотненные. По нашему мнению, разуплотнение карбонатно-кремнисто-глинистых высокобитуминозных пород баженовской свиты связано с катагенетическими процессами преобразования керогена и битумоидов в жидкие и газообразные УВ и дальнейшим выходом их из нефтегазопродуцирующих отложений.

Не умаляя важности процесса неравномерного уплотнения глин на стадии диагенеза, приводящего к затруднению оттока седиментационных вод из недоуплотненных глин, следует учитывать существенную, если не ведущую, роль в формировании сверхгидростатических поровых и пластовых давлений в недрах нефтегазоносных бассейнов процессов катагенетического преобразования минеральной и органической составляющих в существенно уплотненных глин, вошедших в зону катагенеза.

Сверхгидростатические поровые давления формируются в высокобитуминозных глинах в два этапа. Первый этап - диагенетический, когда высокое содержание рассеянного в глинах керогена, создающее высокую степень закрытости поровой системы глин, приводит к их неравномерному уплотнению, в результате чего из глин не могут полностью отжаться свободные гравитационные воды. Второй этап - катагенетический - период реализации нефтегазоматеринского потенциала глин, обогащенных рассеянным ОВ, когда выделяющиеся в огромных масштабах при перестройке структуры керогена в свободное фазовое состояние углеводородные и водные флюиды также не могут равномерно перераспределиться между глинистыми нефтепродуцирующими породами и проницаемыми коллекторами в закрытом поровом пространстве неравномерно уплотненных на стадии диагенеза глин.

Сверхгидростатические поровые давления, обладая высокой энергией, действующей на поровое пространство уплотненных глин изнутри, приводят к автофлюидоразрывам, обеспечивая первичную миграцию компонентов природных УВ-систем различного фазового состояния в водо-, газорастворенной или свободной форме из глин молодых нефтегазоносных бассейнов. Эти давления обусловливают их последующее перемещение далее - в коллекторы, завершающееся при благоприятных геологических условиях аккумуляцией водно-углеводородных растворов в ловушках и формированием залежей УВ.

На путях миграции водно-углеводородных и неуглеводородных соединений, выделившихся из пород со сверхгидростатическим поровым давлением, в проницаемых породах формируются зоны повышенных или сверхгидростатических пластовых давлений. Чем ближе ловушка расположена к нефтегазопродуцирующей толще, тем больше здесь пластовое давление отличается от гидростатического. В том случае, когда поблизости с нефтегазогенерирующей толщей нет проницаемых пород, а продуцирующие глины имеют большой УВ-потенциал, в самих нефтематеринских глинах формируется трещинный вторичный "нетрадиционный" коллектор.

После затухания генерации УВ и возрожденных вод и их эмиграции из нефтегазоматеринских пород сверхгидростатические поровые давления сначала уменьшаются, а затем рассеиваются, а сверхгидростатические пластовые давления выравниваются, приближаясь постепенно к фоновым значениям. Следовательно, зоны сверхгидростатических пластовых давлений являются следами миграции УВ, движущихся из нефтегазоматеринских пород в природные резервуары, Существование подобных аномалий пластовых давлений отражает переход седиментационного бассейна, сформировавшегося на стадии диагенеза, в нефтегазоносный бассейн, формирующийся на стадии катагенеза, а сверхгидростатическое поровое давление, вызванное процессами реализации нефтегазоматеринского потенциала высокобитуминозных глин в зоне катагенеза, отражает неустановившееся равновесие природной системы нефтегазоматеринская порода - нефтегазосодержащая порода и связано с процессами формирования залежей УВ-сырья в осадочно-породном бассейне. В поддержку данного высказывания говорит тот факт, что сверхгидростатические пластовые давления встречены только в молодых нефтегазоносных бассейнах, а в древних, где осадочные породы уже исчерпали свой нефтематеринский потенциал, они не фиксируются (Польстер О.А., Висковский Ю.А., 1984).

1. Геология нефти и газа Западной Сибири / Л.Э. Конторович,И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. -М.: Недра, 1975.
2. Audet D.M., McConnel J. Establishing resolution limits for tectonic subsidence curves by forward basin modeling// Marine and Petroleum Geology. -1992. - Vol.11. - P.400-411.
3. Bradlay J.S. Abnormal Formation Pressure // The American Association of Petroleum Geologist Bulletin. -1975. - Vol. 59, № 6. - P.957-973.
4. Hunt J. Petroleum Geochemistryand Geology. - New York, 1996.

In geologic-geochemical evolution history ol West Siberian sedimentary rock basin are distinguished two stages ol superhydrostatic pore pressure formation: diagenetic and catagenetic. Geochemical lactors of superhydrostatic pore pressures formation combining the very high concentrations of n- and isoalkanes up to C35 of abnormally high and high degree of their thermal maturity with very low values (much less than 1) of pristane/philane ratio in closed pores of high bituminous rocks as compared with those in the open pores in the same rocks were revealed. Zones of superhydrostatic pore and formation pressures are always associated with increased temperatures of sedimentary cover's rocks, fix the unsteady balance in the system - oil-and-gas source rock - oil-and-gas containing rock, reflect the traces of hydrocarbon migration from oil-and-gas source rocks to natural reservoirs, i.e. they are associated with processes of hydrocarbon pools formation in sedimentary.

А - Мансийская нефтегазоносная область; Б - Салымский нефтегазоносный район; В - Нижневартовский нефтегазоносный район

1 н-алканы; 2 - изоалканы: 3 - месторождение Салымское