CC BY
33
сколько важных аспектов распространения волн подразумеваются под этим простым результатом.
Например, если . Ш- изменяется с высотой, то волны V па
постоянной частоты распространяются вдоль криволинеиныхтраекто-
*-» / р- I Р"
рий. Частота волны не может быть больше, чем Когда ® то |3 =
V Н& V Й8
0, значит, волна распространяется горизонтально, а частицы воздуха колеблются вертикально. Когда очень малая величина, соответствуя сильному расслоению или длинным волнам, (3 приближается к 71 ¡2, волна распространяется почти вертикально, и частицы воздуха колеблются почти горизонтально. Мы видим, что спектр частоты гравитационных волн ограничен этими двумя пределами.
ВЫВОД
Частота колебаний по вертикали смещенных от положения равновесия частиц воздуха в устойчиво стратифицированной атмосфере равна частоте Брента - Вяйсяля. Это резонансная (собственная) частота колебания воздуха, и даже если бы можно было вообразить некоторый процесс, который вызовет вертикальную вибрацию с частотой, большей, чем частота Брента - Вяйсяля, то эта вибрация не будет поддержана плавучестью атмосферы, и амплитуда колебания уменьшилась бы быстро с расстоянием от точки принуждения. Таким образом, максимальная частота гравитационных волн равна частоте Брента - Вяйсяля; однако, существует широкий спектр волн, частоты которых меньше этого значения. Иногда ошибочно предполагается, что у гравитационных волн есть только частота, равная частоте Брента - Вяйсяля. Ясно, что это не правильно.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гилл А. Динамика атмосферы иокеана/А. Гилл. М.: Мир, 1986, Т. 1, 399 е.; Т. 2, 416 с.
2. Закинян Р.Г. Изменение параметров поднимающегося подоблачного воздуха / Р.Г Закинян, М.Д. Атабиев, М.А. Волочай, М.Н. Грицаева // Естественные и технические науки, 2010. №2. С. 297-303.
3. Holton J.R. An Introduction to Dynamic Meteorology. Forth edition / J.R. Holton. Elsevier, 2004, p. 540.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №4, 2016
удк550.8:553.98 Петренко В.И. [Petrenko V.I.], Петренко Н.Н. [Petrenko N.N.], Петренко И.Н. [Petrenko I.N.]
ГАЗОЭВАПОРИГЕННАЯ ВЛАГА КАК ГЕОЛОГО ГЕОХИМИЧЕСКИЙ ФЕНОМЕН ПЛАНЕТАРНОГО МАСШТАБА
Gasevaporated moisture as the geologic-geochtmical phenomenon of the planetary scale
Уже сам процесс образования газоэвапоригенной влаги (ГЭВ) является уникальным геохимическим явлением. Это наглядно доказывается присутствием водяного пара в газовых и газоконденсатных залежах в зонах земной коры, в которых из-за высокого флюидного давления вода может находиться только в жидкой фазе в пределах докритичес-ких температур для пресной воды (374 °С) и ее рассолов (500-700 °С). Появление в этой зоне, всегда водонасыщенной, свободного скопления газа, от зародышевых пузырьков до целых залежей, приводит к образованию двойной системы в виде парогазовой смеси. В последней всегда присутствует водяной пар, который следует называть газоэвапоригенной влагой (водяной пар, образовавшийся в результате испарения воды газом), что доказано многочисленными экспериментами в установках высокого давления и многолетней разработкой многочисленных отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений (сотни месторождений), а также газовых шапок нефтегазовых залежей. Влагосодержание парогазовых смесей зависит от природы газа (CHi, С02, H2S, N2, СО, COS, Н2, NH3, S02, S03, He, Ar, Xe и др.), термобарических параметров системы (в месторождениях углеводородов пластовые давление и температура), минерализации сопряженной с газом воды (в залежах остаточная вода). ГЭВ и её дериват в виде конденсационной воды участвует в проявлении многих геолого-геохимических процессов как в залежах углеводородов и в подземных хранилищах газа (ПХГ), так и в континентальной и океанической земных корах. Важной особенностью ГЭВ является массоперенос химических элементов, что позволяет предположить о возможном извлечении ряда химических элементов, включая редкие земли, из природных вод, включая морскую воду. Результатами данной работы являются многолетние кропотливые исследования по затронутой проблеме.
The process of forming the gasevaporated moisture is already being itself the unique geochemical phenomenon. This has visually been proved by the presence of aqueous vapour in the gas and gas-condensate deposits of the zones of the earth core in which owing to high fluid pressure the water can be present only in a liquid phase within the undercritical temperatures for fresh water (373 °C) and its brines (400-600 °C). The appearance in this zone, as a rule, always watersaturated, of the free gas accumulation, from nucleus bubbles to the whole deposits, leads to the formation of the double system as vapourgas mixtures. In the mentioned mixtures the aqueous vapor is always present of gasevaporated moisture (aqueous vapour formed as a result of the gas free accumulation which evaporated the liquid water). This had been proved by the nomerous experiments in the high pressure installations and by the development of numerous domestic and foreign gas and gas-condensate deposits and also the caps of oilgas deposits. The moisture content of the vapourgas mixtures depends on the gas .moistures (CH4, C02, H2S, N2 and so on), thermobaric parameters of the system (that is, pressure and temperature in the hydrocarbon deposits), mineralization of the water conjugated with gas) the residual water in the deposit. Gasevaporated moisture and its derivate as the condensational water takes part in the manifestation of a great number of geologic and geochemical processes both in the hydrocarbon deposits and in the earth core. The important peculiarity of the e gasevaporated moisture is mass transfer of chemical elements including rare earths. The results of the given work have been the laborious investigations on the mentioned problem for many years.
Ключевые слова: газ, вода, парогазовая смесь, химические элементы, массоперенос.
Key words: gas, water, vapourgas mixture, chemical elements, mass transfer.
ВВЕДЕНИЕ
Согласно представлениям С.Л. Шварцева [1], на планете Земля существуют четыре глобальных круговорота воды, к которым приурочены четыре генетические группы подземных вод (табл. 1).
В приведенной генетической классификации в климатическом круговороте воды выделены конденсационные воды. В данном случае речь идет о зоне аэрации, в которой в поры пород проникает водяной пар земной атмосферы, и конденсируясь превращается в конденсационную воду.
Среди специалистов газового профиля уже давно известны конденсационные воды другого генезиса. Это воды, как правило, получаемые в поверхностных сепарационных установках по подготовке газа к транспорту.
Еще в начале XX века (1919 г.) Р. Миллсом и Р. Уэллсом была обнаружена способность газов поглощать молекулярную влагу [2]. Позже способность газов растворять воду при различных термобарических условиях была детально изучена Р. Олдсом, В. Сейджем, У. Лесли (1942 г.) [2], Р. Кобаяши, Д. Катцем (1953 г.) [2], М.И. Гербер (1957 г), Т.П. Жузе (1960 г.), Б.И. Султановым [3], А.Ю. Намиотом (1971 г.), и др.
В СССР конденсационные воды впервые были описаны Б.И. Султановым в 1961 г. [3]. В последующие годы генезису, ионному, солевому и микроэлементному составу конденсационных вод была посвящена обширная научная литература [4-7]. Уже тогда было обращено внимание на значительное отличие в минерализации конденсационных и пластовых вод, и впервые на Кубани это отличие было применено для обнаружения поступления законтурных и подошвенных пластовых вод в газовые и газоконден-сатные скважины и залежи. Так появился гидрохимический метод контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин и залежей. В течение короткого периода на Ленинградском газоконденсатом месторождении Западного Предкавказья были уточнены все детали применения данного метода [4—7], и он, начиная с месторождений Кубани, сравнительно быстро распространился на все газодобывающие регионы СССР [8].
Обращает на себя внимание особый генезис газовой фазы (водяной пар) воды газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей с газовой шапкой, а также газовой фазы воды любых по размерам гомогенных скоплений газов в земной коре. Заключается он в следующем.
На Земле мало районов, в которых вода может присутствовать в виде пара. Известны немногочисленные геотермальные системы, такие как Камчатка в России, Лардерелло в Италии, Гейзеры в США, Мацукава в Японии и др., в которых из пробуренных на большой площади скважин получают пар при температурах от 100 до 200 °С. В большей части земной коры флюидное (в основном вода [9]) давление настолько значительно, что на любых отметках, вплоть до глубин распространения критической температуры для чистой воды (374 °С) и ее растворов (500-700 °С), вода может находиться только в виде жидкости [В.И. Смирнов, 1982]. Имеется, однако, удивительное исключение из этого «правила»: в случае наличия в земной коре газово-
№4, 2016 НАУКИ 0 ЗЕМЛЕ 1 П1
Табл. 1. ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ ПОДЗЕМНЫХ ВОД [1]
Круговорот воды Генетическая группа подземных вод Генетический тип воды
Климатический Метеорные Инфильтрационные Конденсационные
Геологический Седиментационные Погребенные Элизионные Возрожденные (синтезированные)
Мантийный Ювенильные Магматогенные Интрателлурические (сквозьмагматические)
Мантийно-океанический Талассогенные Литификационные Рифтогенные Субдукционные
го скопления любого размера, от критического пузырька до газовой залежи, сформированного любым газом, в нём присутствует водяной пар. Происходит интраиспарение воды в газ [9]. Газ «принудительно» осуществляет фазовый переход жидкой воды в пар в «запретной» для его присутствия зоне, охватывающей всю земную кору от глубин распространения критических температур для воды и ее растворов вплоть до земной поверхности (рис. 1). Из рисунка 1 видно, что все месторождения углеводородов расположены в земной коре в зоне распространения жидкой воды, однако удивительная способность газов растворять воду при любых термобарических условиях обусловливает её присутствие в этой зоне в газовой фазе. Поэтому образующуюся по данному механизму парообразную влагу следует называть газоэвапоригенной влагой, т.е. сформированной газом. Известно, что все породы земной коры насыщены водой [9], и её количества всегда достаточно для полного насыщения влагой любых по размерам гомогенных скоплений природных газов. Таким образом, все газовые скопления в земной коре, включая месторождения газообразных углеводородов (УВ), представлены парогазовыми смесями, состоящими из газа-растворителя и газоэвапоригенной влаги. Можно предполагать, что водяной пар в виде газоэвапоригенной влаги природных парогазовых смесей отличается по своим физико-химическим свойствам от водяного пара, находящегося в сопряжении с дистиллированной водой [10]. Можно также утверждать, что превращение части жидкой воды в пар в области земной коры, «запретной» для водяного пара, есть спонтанное стремление подземной флюидной системы перейти в состояние с большей энтропией [11].
Многочисленными анализами (десятки тысяч проб воды, отобранных из скважин газовых и газоконденсатных месторождений России и проанализированных на содержание химических элементов и ионов) доказано, что при сопряжении парогазовой смеси с водой любой минерализации, вплоть до рассолов, конденсационная вода, являющаяся дериватом сконденсиро-
Граница Мохо
• газовые месторождения ® газоконденсатные месторождения
I - Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, 2 - Жуковское, 3 - Сред-неямальское, 4 - Краснооктябрьское, 5 - Родинское, 6 - Совхозное, 7
- Кунакбаевское, 8 - Преображенское, 9 - Урицкое, 10 - Оренбургское,
II - Мирненское, 12 - Анастасиевско-Троицкое, 13 - Рыбальское, 14
- Икибурульское, 15 - Кущевское, 16 - Бейсугское, 17 - Убеженское, 18 - Деминское, 19 - Первомайское, 20 - Безопасненское, 21 - Эрри, 22 - Каневское, 23 - Ладожское I, 24 - Расшеватское, 25 - Шарихан-Ходжиабад, 26 - Машевское, 27 - Ленинградское, 28 - Сотэ-Юганское, 29 - Уренгойское, 30 - Надымское, 31 - Космачское, 32 - Хасси Р'Мель, 33- Челбасское, 34-Александровское, 35- Калужское, 36- Еланское, 37 - Майкопское, 38 - Майкопское, 39 - Русский Хутор Северный, 40 -Сундукли, 41 - Степное, 42 - Некрасовское, 43 - Малосса, 44 - Гомез, 45 - Томасвиль, 46 - Западный Пиней Вудс, 47 - Молв, 48 - Скважина 1 Смит Лиз, 49 - Скважина 1 Бенавадес, 50 - Гипотетическое.
Рис. 1.
Расположение газовых и газоконденсатных месторождений в земной коре в зависимости от термобарических параметров залежей.
Табл. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ
В КОНДЕНСАЦИОННОЙ И ПЛАСТОВОЙ ВОДАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХАССИ Р'МЕЛЬ
Элемент Содержание элементов в воде, мг/дм' Коэффициенты
пластовой конденсационной распределения фракционирования
№+ 105642 42,3 0,00040 1
К+ 2446 17,52 0,0072 18
Са2+ 12652 34,52 0,0027 6,8
Мд2+ 540,8 3,37 0,0062 15,5
С1" 190544 138,45 0,00073 1,8
нсо3- 227,3 22,39 0,098 245
3042" 2195 31,42 0,0143 35,8
и 40,4 0,094 0,00233 5,8
А1 1,0 0,58 0,580 1450
81 15,3 0,74 0,0484 121
Сг 0,97 0,069 0,0711 178
Мп 91,6 3,02 0,0330 82
Ре 155,1 98,63 0,636 1590
Со 2,57 0,10 25,7 64250
N1 2,57 0,50 0,195 488
Си 1,74 5,14 2,954 7385
гп 83,6 4,37 0,0523 131
ва 8,42 0,16 0,0190 48
Вг 330 0,118 0,000358 0,90
1 3,0 0,00956 0,00387 7,97
Сумма главных ИОНОВ 314247,1 289,97 0,000923 3
Сумма микроэлементов 736,27 113,53056 0,154197 385
Сумма всех элементов 314983,37 403,50056 0,00128 3,20
вавшейся газоэвапоригенной влаги, всегда представлена низкоминерализованным раствором [11]. В качестве примера в таблице 2 приведено сопоставление содержания химических элементов и ионов в конденсационной и пластовой водах газоконденсатного месторождения Хасси Р'Мель.
Из приведенных данных видно, что для многих микроэлементов, от Мп до Zn, коэффициент распределения сравнительно высок. Если взять за основу коэффициент распределения хлорид-иона, то «летучесть» (коэффициент «фракционирования») тех же микроэлементов весьма значительна. Сопоставление коэффициентов распределения химических элементов между пластовой и конденсационной водами показывает, что переход микроэлементов в газоэвапоригенную влагу в среднем в 340 раз превышает переход в водяной пар макроэлементов.
Газоэвапоригенная влага в жидкой фазе (конденсационная вода) участвует в геологическом, мантийном и мантийно-океаническом круговоротах воды (см. табл. 1). В геологическом круговороте жидкая фаза ГЭВ выступает в виде седиментационных (погребенных) вод в виде составной части парогазовых смесей свободных газовых скоплений; в мантийном круговороте эти воды являются составной частью ювенильных вод, так как при температу рах ниже критической для воды и её растворов соотношение водяного пара и газов в отделяющемся от магматического расплава флюиде контролируется влагосодержанием [11]; в мантийно-океаничес-ком круговороте эти воды выступают в роли субдукционных вод, так как в поддвигаемой плите сохраняются залежи природных газов, представленные парогазовыми смесями.
Обычно изучают конденсационную воду, представляющую собой дериват водяного пара сложной по составу парогазовой смеси (газ-носитель — пары высококипящих углеводородов — пары воды), в подавляющем большинстве случаев не предполагая об особой геолого-физической и геохимической роли газоэвапоригенной влаги. А роль эта весьма многообразна и значительна.
Наши тщательные многолетние исследования по рассматриваемой проблеме [11—25, 28] свидетельствуют о том, что ГЭВ влияет на проявления многих природных процессов как в месторождениях углеводородов и подземных хранилищах газа, так и за их пределами, т.е. в земной коре.
РЕЗУЛЬТАТЫ, ПОЛУЧЕННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБСУЖДЕНИЯ МАТЕРИАЛА 1. В месторождениях углеводородов газоэвапоригенная влага:
— влияет на подсчёт начальных и текущих запасов газа и конденсата, особенно в газовых и газоконденсат-ных месторождениях с повышенной температурой (Т > 150 °С) (табл. 3).
Как следует из таблицы 3, в Мирненском ГКМ Центрального Предкавказья при начальных термобарических условиях
Табл. 3. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ГАЗА {Щ РЯДА ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РОССИИ И МИРА К НАЧАЛУ И К КОНЦУ ИХ РАЗРАБОТКИ
Месторождение Начальные условия Конец разработки Возрас-
т, Р, МПа ш, т, Р, МПа ш, тание VI мол. доля
"С мол. доля °с мол. доля
Ленинградское 72,5 22,14 0,0040 72,5 3,0 0,0147 0,0107
Каневское 80,0 18,44 0,0059 80,0 3,0 0,0197 0,0138
Крыловское 91,0 22,19 0,00761 91,0 3,0 0,0299 0,0223
Сердкжовское 110,0 27,57 0,0125 110,0 5,0 0,0429 0,0304
Майкопское 127,9 29,68 0,0210 127,9 7,0 0,0607 0,0397
Митрофановское 149,0 36,20 0,0331 149,0 7,0 0,111 0,0779
Мирненское 142,0 24,98 0,0220 142,0 5,0 0,115 0,0765
Гомез 177,0 64,0 0,0457 177,0 10,0 0,175 0,129
Арун 178,0 49,0 0,0558 178,0 10,0 0,179 0,123
Мэри Энн 232,0 75,8 0,122 232,0 20,0 0,320 0,198
Берта Роджерс 1 250,0 140,0 0,112 250,0 20,0 0,423 0,311
(Р = 24,98 МПа, Т = 142 °С) газоэвапоригенная влага в пластовом газе составляла 3,85 об %, а при понижении пластового давления до 5 МПа её доля возросла до 7,65 об. %. Не учёт парообразной влаги ведет к ошибкам (в сторону завышения) при подсчете запасов У В на величину, равную объёмной доли ГЭВ в пластовом газе.
В высокотемпературных газовых залежах даже при начальных термобарических условиях ошибка достигает значительных величин. Для месторождения Арун с температурой 178 °С и начальном давлении 49 МПа не учёт присутствия в пластовом газе парообразной влаги приведёт к завышению начальных запасов газа на 5,58 %. В залежи с температурой 280 °С, близкой к температуре газовой залежи Бенавадес (291 °С) [26], при подсчёте начальных запасов газа без учёта присутствия ГЭВ при давлении 30 МПа парообразная влага будет составлять более 40 об. % (80-10 м3 метана и 76-109 м3 водяного пара). Следует напомнить, что при существующем методе подсчёта начальных запасов газа 76 • 109 м3 водяного пара могут быть ошибочно приняты в качестве метана. При длительной разработке подобной залежи пластовый газ из парогазовой смеси превратится в газопаровую систему, когда газоэвапоригенная влага будет превалировать в залежи. Так, при отборе пластового газа в количестве 40-109 м3 соотношение флюидов в залежи будет таково: 52 • 109м3 метана и 80 • 109 м3 ГЭВ;
— повышает флюидное давление в газовых и газокон-денсатных залежах и в газовых шапках нефтегазовых
месторождений на величину парциального давления ГЭВ при существующих в залежах термобарических параметрах и минерализации остаточной воды.
— обусловливает привнос энергии в пластовый газ в результате испарения остаточной воды и образования парообразной влаги. При изотермическом снижении пластового давления в газовых и газоконденсатных месторождениях возрастает влагоёмкость пластового газа. Дефицит влаги компенсируется испарением остаточной воды.
Превращение части остаточной воды в пар и приобщение этого пара к пластовому газу адекватно закачке объёма газа в залежь, равного объёму вновь сформировавшейся ГЭВ. Кроме того, происходит привнос энергии в пластовый газ, которая, по-видимому, равна энергии, затраченной на испарение остаточной воды.
Наша оценка показала, что в 8 газовых и ГКМ России и Украины (Сенгилеевское, Мирненское, Крыловское, Березанское, Северо-Ставро-польское, Вуктыльское, Оренбургское, Шебелинское) за 21 год разработки испарилось 2,51 • 106 м3 остаточной воды с образованием 3,31-109 м3 ГЭВ, и суммарный привнос энергии в пластовый газ составил 5,66-109 МДж.
— влияет на состав пластовых парогазовых смесей. Это
обусловлено как различной растворимостью углеводородов в водяном паре, так и различным взаимодействием молекул воды с молекулами отдельных углеводородов. Экспериментальные исследования, выполненные С.Н. Белецкой [27] во ВНИГРИ (Санкт-Петербург) показали, что углекислый газ, пропущенный через влажный мергель, в значительно большем количестве в сравнении с «сухим» СО, извлекает хло-роформенного битумоида, а в его составе ароматических углеводородов, и даже масел и асфальте нов
Наш предварительный расчет показал, что в залежи Ленинградского ГКМ образовавшаяся в пластовом газе глобула газоконденсата размером 1 нм испытывает 1,97 • 1039 с4 соударений с молекулами чистой воды, а с молекулами воды, имеющими связь с двумя ионами хлора, глобула газоконденсата соударяется 0,66-1039 с4, или в три раза реже. Таким образом, в результате захвата глобулами газоконденсата в первую очередь молекул «чистой» ГЭВ создается представление, что происходит сопряженная ретроградная конденсация С5+в и водяного пара.
— способствует образованию в пласте обратной эмульсии (вода в газоконденсате) при ретроградной конденсации с5+в. Образование такой эмульсии было установлено на Ленинградском и Староминском ГКМ Западного Предкавказья: при прохождении вала газоконденсата через призабойные зоны скважин перед их обводне-
р3, МПа
16 14 12
а ю
Е
ф"
X
ф
Л <5Г, тыс. м3/сут.
240 200 160 120
1964
1965
1966
1967
Годы
Рис. 2. Основные показатели эксплуатации скважины
17 Староминского газоконденсатного месторождения:
А, В - периоды эксплуатации до прохождения и при прохождении вала конденсата;
1 - выход резервуарного конденсата;
2 - выход воды;
3 - давление в затрубном пространстве;
4 - содержание хлорид-иона в воде;
5 - дебит газа.
нием получали в повышенных количествах конденсационную воду пониженной минерализации [11]. Пониженная минерализация воды в эмульсии обусловлена более частым соударением молекул чистой воды, т.е. молекул, не отягощенных ионами, с образовавшейся критической глобулой газоконденсата.
— ускоряет сегрегацию защемленного водой газа в обводненной зоне. Чем выше пластовая температура и чем
на большую величину снижено давление в зоне вытеснения, тем больший объём защемлённого водой газа представлен газоэвапоригенной влагой, что ускоряет сегрегацию защемленного газа [21]. Ускоренная сегрегация газа в обводнившихся зонах залежей была отмечена на ряде газоконден-сатных месторождений Западного Предкавказья.
— повышает конденсатоотдачу при сайклинг-процессе
в результате растворения части высококипящих углеводородов не только в «сухом» газе-носителе, нагнетаемом в пласт, но и в газоэвапоригенной влаге, образующейся при испарении остаточной воды в нагнетаемый «сухой» газ [27]. Особенно заметное увеличение конденсатоот-дачи будет наблюдаться в высокотемпературных газоконденсатных залежах.
— повышает нефтеотдачу при нагнетании в нефтяную залежь С02. В сравнении с метаном углекислый газ обладает более высокой влагоёмкостью. При его закачке в пласт он в результате испарения остаточной воды насыщается газоэвапоригенной влагой, и часть нефти дополнительно испаряется в водяной пар. Высокая смесимость СО, с углеводородами нефтяного ряда в определенной мере обусловлена образованием в пласте углекислой парогазовой смеси.
— способствует проявлению внутреннего флюидона-порного режима (миграция флюидов из неколлекторов в коллекторы залежи). Большинство месторождений представлено переслаиванием пород различной пористости, проницаемости и флюидона-сыщенности. Среди них выделяются кондиционные коллекторы, в которых ведётся подсчёт запасов нефти и газа, некондиционные коллекторы, в которых имеются ресурсы нефти и газа, но они не учитываются при подсчёте запасов углеводородов, а также неколлекторы, поровое пространство которых частично насыщено углеводородами при превалирующем содержании поровых вод. Отбор углеводородов из кондиционных коллекторов обусловливает возникновение перепада давления в среде флюидов, насыщающих породы-неколлекторы и кондиционные коллекторы. Площади сопряжения неколлекторов с коллекторами могут достигать огромных величин. Так, в месторождении Хасси Р'Мель в Алжире площадь сопряжения неколлекторов с коллекторами превышает 40 • 103 км2 [12]. Поэтому даже при высоких значениях начальных градиентов давления незначи-
тельное снижение пластового давления обусловливает частичную миграцию флюидов из пород-неколлекторов в коллекторы [11].
— обусловливает более быстрое проникновение газов к земной поверхности над газо-водяными и водо-неф-
тяными контактами залежей углеводородов. Эмпирические данные свидетельствуют о наличии над залежами углеводородов газовых геохимических аномалий [С.Г. Саркисян, 1982 и др.], причем наиболее контрастными аномалии отмечаются над контактами углеводороды—вода. Механизм их образования не раскрыт. В нашем представлении при разрушении залежей УВ мигрирующий в окружающую водонапорную систему газ проходит в зоне контакта через пузырьковую стадию (энергетически выгодное образование). Критические пузырьки исчезают с проявлениями пнев-моконденсационной кавитации [15, 17], при которой в кровельную часть пласта со скоростью в несколько десятков метров в секунду выбрасывается микроструя жидкости с растворенным в ней газом. Происходит своеобразное нагнетание газа в кровлю залежи и далее к земной поверхности.
— формирует оторочки опресненных вод под нефтяными оторочками нефтегазоконденсатных месторождений.
На стадии разрушения залежей углеводородов поступающие в законтурную зону пузырьки газа, схлопываясь, сбрасывают газоэвапоригенную влагу, которая образует с нефтью эмульсию 2-го рода. Нефть, выступающая в роли дисперсионной среды, не позволяет контактировать опресненной воде с подстилающей залежь минерализованной водой. В месторождении Хасси Р'Мель обнаружена оторочка воды с минерализацией 25 г/дм3, подстилаемая рассолом с минерализацией 360-400 г/дм3 [12]. Эмульсии подобного рода не разрушаются благодаря спонтанному проявлению пневмоконденсационной кавитации [11, 15, 17].
— ускоряет продвижение внедрившейся в газовую залежь пластовой воды из зоны вытеснения в оставшуюся газонасыщенную область в случае снижения давления в зоне вытеснения. Это обусловлено увеличением объема защемленного газа в обводненной зоне по причине его расширения, а также возрастания его влаго-содержания и наличием перепада давления, направленного от периферии залежи к ее центру. Чем выше температура в пласте, тем заметнее влияние газоэвапоригенной влаги на внедрение воды в залежь.
— увеличивает объём внедряющейся в газовую залежь законтурной пластовой воды на величину объема сжатой газоэвапоригенной влаги при текущих термобарических условиях в случае выделения водорастворенного газа в свободную фазу в приконтур-ной зоне. Как и в предыдущем случае, влияние газоэвапоригенной влаги зависит от пластовой температуры: чем выше температура, тем больший
объем законтурной воды внедряется в залежь из-за большего присутствия парообразной влаги в парогазовой смеси.
— способствует выпадению солей в фонтанных трубах
и установках по подготовке газа к транспорту [A.A. Ку-товая, 1973, B.C. Мерчева, 2004], в особенности в случае наличия в добываемом газе в виде примеси минерализованных пластовых вод. Значительное снижение давления при умеренном снижении температуры повышает влагоемкость поступающего по фонтанным трубам газа, в результате чего происходит испарение части пластовых вод, сопровождающееся концентрированием в них солей и их выпадением в виде осадка.
— повышает конденсатоотдачу газоконденсатного месторождения при сайклинг-процессе в результате растворения в повышенных количествах ретроградного конденсата в водяном паре, образующемся от испарения остаточной воды в нагнетаемый сухой газ. Результаты экспериментов, выполненных в Оренбурге под руководством В.Ф. Перепеличенко [11], показали, что в единице объема водяного пара растворяется большее количество углеводородов в сравнении с их растворимостью в газе. Следовательно, образующийся при сайклинг-процессе водяной пар в результате испарения остаточной воды вбирает в себя повышенное количество ретроградного конденсата, увеличивая его потенциальное содержание в пластовом газе.
— обусловливает осушение призабойных зон скважин.
В месторождениях с газовым и упруговодонапорным режимами разработки в результате возрастающей влагоемкости поступающего к забоям скважин газа происходит испарение остаточной воды с образованием газоэвапоригенной влаги. При работе скважин с высокими дебетами газа, с по собст в\ ю щ и м и выносу капельной влаги из фонтанных труб, в призабойной зоне, а в дальнейшем и на некотором удалении от нее может произойти полное испарение остаточной воды. В месторождении Хасси Р'Мель при сайклинг-процессе остаточная вода полностью испарилась в среднем на расстоянии 60 м от нагнетательных скважин (56 скважин). Следовательно, на таком расстоянии от скважин в поровом пространстве произошло выпадение солей.
2. В подземных хранилищах газа газоэвапоригенная влага:
— увеличивает объем закачиваемого в ПХГ газа на объём газоэвапоригенной влаги, образующейся в результате испарения остаточной воды в нагнетаемый сухой газ. Испарение остаточной воды обусловливает некоторое повышение проницаемости плас-та-коллектора, и как следствие этого увеличение дебита газа. Однако в
случае высокой пластовой температуры возрастание дебита пластового газа может происходить не за счет увеличения в нем доли углеводородной фракции, а за счет увеличения доли газоэвапоригенной влаги. Как и в газовых залежах, в ПХГ, созданных в выработанных газовых залежах с высокопроницаемыми коллекторами и эксплуатируемых при газовом режиме (хадумский горизонт Северо-Ставропольского ПХГ) может происходить полное осушение призабойных зон скважин, а также частичное осушение их депрессионных воронок.
— способствует проявлению пневмоконденсационной кавитации. В процессе отбора газа в ПХГ, эксплуатирующемся при газовом или упруговодонапорном режиме, происходит выделение из остаточной воды водорастворенного газа в виде парогазовых пузырьков, часть из которых (примерно 50%), достигнув раздела «остаточная вода-пластовый газ», схлопывается с выделением энергии. Газоэвапоригенная влага повышает энергию охлопывания пузырьков. Фронт схлопывания перемещается по пласту от скважин вглубь залежи по мере снижения пластового давления. Если при нагнетании газа пластовое давление превышает давление насыщения, то должна наблюдаться пневмо-конденсационная кавитация оставшихся парогазовых пузырьков [15, 17]. В этом случае фронт схлопывания газовых пузырьков также движется от скважин вглубь залежи.
3. В земной коре газоэвапоригенная влага:
— ускоряет миграцию газа из области его генерации.
Чтобы образовавшееся из ОВ гомогенное скопление газа мигрировало по пласту-коллектору, требуется некоторый критический объем этого скопления. Уже на стадии зарождения критического газового пузырька он заполняется не «чистым» газом, а парогазовой смесью. По мере роста газового пузырька в нем из-за снижения лапласова давления увеличивается доля газоэвапоригенной влаги, которая, в свою очередь, приводит к более быстрому росту пузырька и ускорению его всплытия.
— обусловливает газофазный массоперенос химических элементов через земную кору и способствует формированию стратиформных рудных месторождений [ 14]. Газофазный массоперенос элементов подтверждается многочисленными анализами конденсационных вод [11]. В конденсационной воде месторождения Хасси Р'Мель обнаружено 20 элементов и ионов (см. табл. 2), в конденсационной воде Астраханского ГКМ - 21 элемент (табл. 4).
Для конденсационных вод ряда газоконденсатных месторождений характерно относительное обогащение микроэлементами. Для пластового газа Астраханского ГКМ со значительным содержанием в нем углекислого газа и сероводорода коэффициенты распределе-
Табл. 4. КОЭФФИЦИЕНТЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
И ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ В СИСТЕМЕ «ВОДА КОНДЕНСАЦИОННАЯ - ВОДА ПЛАСТОВАЯ» АСТРАХАНСКОГО ГКМ
Элементы Содержание ионов и микрокомпонентов в воде Коэффициенты
пластовой конденсационной распределения фракционирования
С1- 42223,2 148,0 0,00351 1,00
нсоз- 27,3 19,7 0,722 205,9
3042- 301,8 16,8 0,0557 15,9
Са2+ 2802,1 42,8 0,0153 4,36
Мд2+ 259,1 4,08 0,0157 4,49
№+ 24023,7 65,5 0,00273 0,778
К+ 370,9 2,60 0,00701 2,00
А1 0,150 0,0633 0,422 120,4
Ре 0,134 0,150 1,12 319,4
Мп 0,0330 0,237 7,18 2048,9
N1 0,0113 0,323 28,6 8154,8
Со 0,00500 0,410 82,0 23393,9
"П 0,00500 0,497 99,4 28358,0
V 0,00150 0,583 388,7 110883,4
Сг 0,0356 0,670 18,8 5369,3
Мо 0,00567 0,757 133,5 38089,2
Ъ 0,00467 0,843 180,5 51499,2
Си 0,0140 0,930 66,4 18951,5
РЬ 0,0245 1,02 41,6 11877,5
1г\ 0,340 1,28 3,76 1074,0
Ва 6,44 2,06 0,320 91,3
Все элементы 70015,3 309,3033 0,00414 1,182
Макроэлементы 70008,1 299,48 0,00400 1,141
Микроэлементы 7,20424 9,8233 1,36 389,0
ния в системе «газоэвапоригенная влага — пластовая вода» очень значительны: от 7,18 для Мп до 389 для V. В рассматриваемом случае очень важно, что в конденсационных водах коэффициент распределения для микроэлементов в 340 раз превышает таковой для макроэлементов. При вычислении нормированной по хлорид-иону «летучести» ионов и микроэлементов в системе «конденсационная вода Астраханского ГКМ — океаническая вода» также обнаруживается высокая «летучесть» многих элементов, включая редкие земли.
Нам представляется, что транспортирующая роль газоэвапориген-ной влаги доказана также при анализе выделений из хвойных деревьев в виде испарений, в которых было обнаружено 28 элементов (1л, Ве, В, Ха. Мо. Ъ, V, Сг, Мп, Бе, Со, №, Си, 7м. йа, Аз, Бп У, Ъх, Мо, А$, РЬ, В1, Сс1. 8п, ЯЬ. Ва, 1л) [Брукс РР, 1986].
Известно, что скорость газофазного массопереноса на порядок выше массопереноса в жидкой фазе. Следовательно, в докритической зоне земной коры для воды углеродистые газы транспортируют огромные объемы газоэвапоригенной влаги с растворенными в ней веществами [11, 14]. По пере миграции через земную кору и снижении давления и температуры происходит конденсация разнообразной влаги парогазовой смеси, что приводит к образованию железомарганцевых конкреций и металлоносных осадков [20, 21].
— влияет на газонасыщенность подземных вод, уменьшая количество водорастворённых газов в единице объёма воды по мере роста температу ры с глубиной. Известно, что давление насыщения жидкости газом представляет сумму парциальных давлений отдельных газов, находящихся в равновесии с жидкостью. Поскольку над жидкостью всегда присутствуют ее пары, то парциальное давление этих паров также входит в сумму парциальных давлений газов над жидкостью. В газовом пузырьке, образующемся в подземной воде, обязательно присутствует газоэвапоригенная влага с присущим ей парциальным давлением, причем по мере увеличения температуры парциальное давление парообразной влаги возрастает. Следовательно, критический пузырек газа образуется в подземной воде при флюидном давлении, превышающем сумму парциальных давлений чистых газов на давление насыщенного пара в пузырьке при данных термобарических условиях. По мере роста пузырька парциальное давление газоэвапоригенной влаги возрастает и достигает как минимум давления насыщенного пара при данных температуре и давлении. Парообразная влага «вытесняет» водорастворенные газы из воды, способствуя более ранней её дегазации [12]. Все это обусловливает не только более раннее формирование критических парогазовых пузырьков, но и более раннее перемещение газового скопления в водонасы-щенном поровом пространстве пород.
— обусловливает обезвоживание пород с высоким содержанием ОВ. Высокое содержание ОВ в породах,
погрузившихся в главную зону газообразования, приводит к формированию огромных объемов газа, который за счет испарения поровой воды мгновенно превращается в парогазовую смесь. Бажениты Западной Сибири в ряде районов были обезвожены образовавшимися в больших количествах газами, которые в результате испарения поровых вод превращались в парогазовые смеси, способствовавшие возникновению сверханомальных давлений, что приводило к газогидроразрывам и миграции газов в виде парогазовых смесей с большим содержанием газоэвапоригенной влаги.
— в субдуцирующей плите повышается влагосодержа-
ние с возрастанием температуры (еще до ее критических значений для воды и ее высокоминерализованных растворов) за счет испарения поровых вод пород как ранее образовавшимися газами, так и вновь образующимися газами из органического вещества. Нами для случая постепенного прогрева газового месторождения (от 120 до 360 °С) выполнены расчеты возрастания давления в залежи от расширения газа-растворителя (СН4), а также от все увеличивающегося влагосодержания пластового газа (рис. 3).
Полученные данные показывают, что эндогенный прогрев газовой залежи приводит к значительному изменению соотношения метана и водяного пара в связи с увеличением объёмов метана из-за его температурного расширения, а водяного пара в связи с испарением остаточной воды.
Прогрев залежи обусловливает значительное возрастание пластового давления (рис. 3). Так, при начальных термобарических параметрах залежи (Р = 27,20 МПа, Т = 120° С) влаге содержание пластового газа было равным 0,0118 мол. д., при этом парциальные давления СН4 и водяного пара (Н,Опар) составляли соответственно 26,54 и 0,66 МПа. При возрастании температуры в закрытой залежи до 360° С пластовое давление достигнет 122,23 МПа, т.е. возрастёт в 4,5 раза. При этом парциальное давление СН4 составит 67,30 МПа, а парциальное давление Н,Опар достигнет 54,93 МПа.
В действительности подобного возрастания в газовой залежи пластового давления не будет наблюдаться, так как неизбежны газогидро-разрывы покрышки или подошвы газонасыщенного резервуара с перетоком парогазовой смеси в соседние водонасыщенные пласты.
4. О роли газоэвапоригенной влаги в гидротермальном процессе
Влияние газоэвапоригенной влаги на гидротермальный процесс, наблюдаемый в океанической и континентальной корах, практически никем в достаточной степени не исследован, поэтому на данной проблеме остановимся несколько подробнее.
160
140
1 00 |\/1ГЬ
сн4
120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340
Т, °С
Рис. 3. Динамика возрастания парциального давления метана и
водяного пара.
90
70
60
50
40
30_
20
9
-е-
Рис. 4.
I
IX X XI XII XIII
Щ Метан Водяной пар
Соотношение метана и водяного пара в гидротермах на выходе источника на океанское дно.
Большинство исследователей, изучающих океанический гидротермальный процесс, считает, что доставка химических элементов к океаническому дну осуществляется с помощью циркуляционной системы. Согласно этой теории, морская вода опускается от океанического дна к магматической камере, где она частично насыщается химическими элементами, нагревается и из-за пониженной плотности поднимается через породу, из
которой дополнительно извлекает элементы, и транспортирует их в повышенных количествах к океанскому дну, где они выпадают в виде руд.
Не отрицая доставки рудных элементов к океанскому дну по указанному механизму, мы хотим обратить внимание на возможность массопе-реноса химических элементов из магматического очага к океанскому дну парогазовыми смесями. К настоящему времени дегазация недр планеты признается большинством геологов [30, 31]. Отделяющийся от магматического очага высокотемпературный гомогенный флюид в газовой фазе по мере снижения температуры до критических значений вначале для высокоминерализованного раствора (500-700 С), а затем и для пресной воды (374 °С), разделяется на две фазы: жидкую и газовую. Последняя представлена парогазовой смесью с очень высоким содержанием газоэвапори-генной влаги с растворенными в ней химическими элементами. Эта смесь опережает жидкий флюид и быстрее достигает океанского дна (табл. 5), где при снижении температуры сбрасывается большая часть химических элементов, формирующих рудные залежи. Рисунок 4 наглядно демонстрирует влияние температуры на влагосодержание гидротерм на выходе на океанское дно.
Если в бассейне Манус в источнике БЕБМОЗ на выходе на океанское дно при давлении 29,87 МПа и температуре 120 °С содержание газоэ-вапоригенной влаги в гидротерме будет составлять всего лишь 1,03 об. % (I в табл. 5), то при том же давлении, но при температуре на выходе на дно
Табл. 5. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ РЯДА МЕТАНОВЫХ ГИДРОТЕРМ
НА ВЫХОДЕ ИСТОЧНИКА НА ОКЕАНСКОЕ ДНО
Район Гидротермальная система Источник L до дна, M p на дне, МПа т на дне, °е W. мол. доля Номера для рисунка 4
Восточно-Тихоокеанское поднятие (ВТП) - 2600 26,78 273 0,288 -
0BS 2600 26,78 350* 0,743 -
SW 2600 26,78 *355 0,743 -
HG 2600 26,78 *351 0,743 -
Бассейн Гуаймас 3 2000 20,60 285 0,419 -
4 2000 20,60 315 0,606 IX
Южная часть ВТП 17°25' ю. ш. Nadir 20,60 340 0,767 XII
18°15' ю. ш. Akorta 20,60 305 0,534 VII
Хребет Vent 12d 1850 19,06 306 0,566 VIII
Экс-
плорер
Подводный
хребет
Хуан-де-Фука
Срединно-
Атлантический
хребет
Сегмент Hulk 1850 19,06 *353 0,842 -
Эндевор, 47°57' Lobo 1850 19,06 346 0,822 -
с. ш. Peanut 1850 19,06 350 0,842 -
North 1850 19,06 *356 0,842 -
Inferno 1850 19,06 328 0,727 -
Hell 1850 19,06 301 0,530 -
Crack 1850 19,06 217 0,152 Ill
Virgin Mound 1850 19,06 299 0,517 -
Хребет Plume 2190 22,56 224 0,151 II
Хуан-де-Фука, южная часть, Vent 1 2190 22,56 285 0,397 -
Pipe Organ 2190 22,56 262 0,280 -
сегмент Cleft, 45°с.ш. Monolith 2190 22,56 327 0,664 -
ТАГ, 26°с. ш. Black smokers 3640 37,49 *363 0,684 XI
White 3655 37,65 260 0,193 -
smokers 3655 37,65 270 0,230 -
3655 37,65 280 0,266 V
3655 37,65 290 0,303 -
3655 37,65 300 0,339 -
MARK, I 3500 36,05 350 0,690 -
23°с. ш. Snake Pit 3500 36,05 345 0,655 X
Broken 4 3250 33,48 *364 0,700 -
Spur, 29° с. ш. Поле Хине Хина 2000 20,60 40 0,00065 —
Поле Ваи Лили 1600 16,48 342 0,848 XIII
Басс. Сев. Фиджи Вайт Леди 2015 20,76 285 0,417 VI
Басс. Манус Венский лес 2900 29,87 275,7 0,264 IV
Басс. Boct.DESMOS 2900 29,87 88 0,0039 -
манус 2900 29,87 100 0,0055 -
2900 29,87 110 0,0079 -
2900 29,87 120 0,0103 I
* Влагосодержание определено для температуры 350 °С.
275,7 °С содержание газоэвапоригенной влаги достигнет 26,4 об. % (IV в табл. 5). В источнике же Nadir при давлении 20,60 МПа и температуре 340 °С гидротермальный раствор будет состоять на 23,3% из газа-раство-рителя (метан) и на 76,7% из водяного пара (газоэвапоригенной влаги).
При составлении таблицы 6 глубина моря до дна, температура гидротермального источника при выходе на океанское дно заимствованы из работы [29].
Данные табл. 5 и рис. 4 свидетельствуют о значительном диапазоне термобарических параметров поступающих на океанское дно гидротермальных растворов, которые обусловливают как массоперенос химических элементов в парообразной влаге, т.е. в газовой фазе, так и масштабы их концентрирования на океанском дне в виде руд в результате резкого изменения температуры раствора, обусловливающего конденсацию газоэвапоригенной влаги с содержащимися в ней химическими элементами.
В заключение данной работы доводим до сведения коллег, что авторами создана новая программа расчета влаге содержания природных газов с относительной плотностью от 0,6 до 1,8, в пределах давлений от 0,1 до 140 МПа, температуры от -40 до 350 °С, минерализации сопряженной с газом воды от 0 до 500 г/дм3.
В качестве примера в таблице 6 приведены результаты расчета вла-госодержания метановой парогазовой смеси в сопряжении с водой минерализации 150 г/дм3.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Газоэвапоригенная влага - это глобальное явление на планете Земля. В докритических условиях по температуре для воды любой минерализации сопряжение в земной коре свободного скопления газа от зародышевого пузырька до гигантских газовых залежей с жидкой водой приводит к формированию парогазовой смеси, состоящей из газа-рас-творителя и водяного пара (газоэвапоригенной влаги).
Газоэвапоригенная влага влияет практически на все процессы, протекающие в разрабатываемых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях, в подземных хранилищах газов и в земной коре.
В месторождениях углеводородов газоэвапоригенная влага влияет на подсчет начальных и текущих запасов газа и конденсата, повышает флюидное давление в газовых и газоконденсатных залежах, привносит энергию в пластовый газ, влияет на состав углеводородной части смесей, способствует образованию обратной эмульсии, ускоряет сегрегацию защемленного водой газа в обводненной зоне, повышает конденсатоотдачу и нефтеотдачу, способствуст проявлению внутреннего флюидонапорного режима, обусловливает более быстрое проникновение газов к земной поверхности, формирует оторочки опресненных вод, ускоряет продвижение внедрившейся в газовую залежь пластовой воды, увеличивает объем внедряющейся в газовую залежь законтурной воды, обусловливает осушение призабойных зон скважин. Газоэвапоригенная влага увеличивает объем
Табл. 6. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ СН4 И МЕТАНОВОЙ ПАРОГАЗОВОЙ
СМЕСИ В СОПРЯЖЕНИИ С ВОДОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ 150 г/дм3
Т, "С Р, МПа Влагосодержание газа т, °с Р, МПа Влагосодержание газа
мол. д. г/м3 мол. д. г/м3
СН„ смесь СН4 смесь
150 20 0,0245 18,8 18,3 250 20 0,1911 177,0 143,1
30 0,0182 13,8 13,6 30 0,1402 122,2 105,0
40 0,0144 11,0 10,8 40 0,1165 98,8 87,3
50 0,0122 9,2 9,1 50 0,0996 82,9 74,6
200 20 0,0733 59,3 54,9 300 20 0,4549 624,9 340,7
30 0,0527 41,6 39,5 30 0,3394 384,8 254,2
40 0,0435 34,0 32,5 40 0,2806 292,0 210,1
50 0,0374 29,1 28,0 50 0,2542 255,3 190,4
225 20 0,1203 102,4 90,1 350 20 0,8733 5159 654,0
30 0,0877 72,0 65,7 30 0,7092 1826 531,1
40 0,0729 58,9 54,6 40 0,6591 1448 493,6
50 0,0605 48,2 45,3 50 0,6252 1249 468,2
закачиваемого в ПХГ газа, способствует проявлению пневмоконденса-ционной кавитации, ускоряет миграцию газа из области его генерации, обусловливает газофазный массоперенос химических элементов через земную кору и способствуст формированию стратиформных рудных месторождений. Парогазовые смеси осуществляют транспорт пресных вод в виде газоэвапоригенной влаги через зоны земной коры, насыщенных подземными водами любой минерализации.
Имеющийся эмпирический материал и результаты выполненных авторами расчетов свидетельствуют о том, что весьма значительна роль газоэвапоригенной влаги в формировании аномально высоких давлений в газовых залежах в субдуцирующей плите. Несомненно, весьма высока роль газоэвапоригенной влаги в переносе химических элементов в гидротермальном процессе от магматической камеры к океанскому дну.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ
список
1. Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. М.: Недра, 1996. 425 с.
2. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Д.Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши Р. и др. М.: Недра, 1965. 676 с.
3. Султанов Б.И. Глубинные конденсатные воды газоконденсат-ных месторождений и условия их формирования // Докл. АН Азерб. ССР 1961. T. XVII. № 12. С. 1165-1167.
4. Петренко В,И., Рассохин ГВ., Леонтьев И.А. Контроль за обводнением газоконденсатных скважин с помощью наблюдений за минерализацией пластовых вод // Газовое дело. 1966. № 2. С. 10-16.
5. Контроль за процессом обводнения газовых и газоконденсатных месторождений по гидрохимическим показателям / И.А.Леонтьев, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин и др. / Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНП 1967. 48 с.
6. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку / ГВ. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко и др. М.: Недра, 1973. 264 с.
7. Взаимосвязь природных газов и воды / В.И. Петренко, Н.В. Петренко, В.Г. Хадыкин, В.Д. Щугорев. М.: Недра, 1995. 279 с.
8. Гидрогеологический контроль за разработкой газовых месторождений / А.Л. Козлов, A.C. Тердовидов, Н.Е. Чупис, В.А. Терещенко. Обзор. М.: ВНИИЭгазпром, 1978. Вып. 8. 52 с.
9. Вернадский В.И. Очерки геохимии. 7-е (4-е русское) издание. М.: Наука, 1983. 422 с.
10. Мартынова О.И. Некоторые вопросы растворимости малолетучих неорганических соединений в водяном паре при высоких температурах и давлениях // Физическая химия. 1964. T. XXXVIII. № 5. С. 1065-1075.
11. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ/ В.И. Петренко, В.В. Зиновьев, В.Я. Зленко и др. М.: Недра, 2003. 511 с.
12. Geodynamiqus des fluides dans le cadre du gisement de Hassi R'Mel/T. Ghalem, M. Terkmani, V. Petrenko, V. Potukaev//4-eme Seminaire National des Science de la Terre, Alger, 5-7 Juin 1982: Resumes. Alger: Centre National de Recherches et dApplications des Geosciences (C.R.A.G.), Institut des Sciences de la Terre (I.S.T.), 1982. P. 46.
13. Петренко В.И., Заводнов С.С. Роль фазовых переходов в системе углеводороды-вода в формировании оторочек маломинерализованных вод //Доклады АН СССР 1984. Т. 278. № 5. С. 1196-1199.
14. Петренко В.И., Заводнов С.С. Роль докритического пара воды в вертикальном массопереносе (на примере парогазовых смесей газоконденсатных месторождений) //Доклады АН СССР. 1986. Т. 291. С. 454-457.
15. Петренко В.И., Доготь А.Я. Механизм пневмогидравлической квазикавитации //Советская геология. 1987. № 3. С. 115-118.
16. Петренко В.И. О формировании гидротерм из глубинных парогазовых смесей // Известия Северо-Кавказского научного центра высшей школы. Технические науки. 1987. № 3. С. 6-10.
17. Петренко В.И., Доготь А.Я., Петренко Н.В. Диффузионно-квази-кавитационный процесс в газовой залежи // Термогазодинамические процессы и системы их контроля при разведке, транспортировке и добыче нефти и газа. Харьков, 1989. С. 125-128.
18. Petrenko V.I., Dorogochinskaya V.A., Savenkov U.L, Kapitonova G.V., Fadeev V.S. Some phisico-chemical peculiarities of oils from argiliaceous reservoirs in the eastern near-caucasus district // International conf. on petroleu m chemistry, 1-4 oct. 1991, Tomsk, USSR. Tomsk, 1991. P. 237-238.
19. Petrenko V.I., Dorogochinskaya V.A. Role of natural gases in the formation of microelemental composition of crude oils //International conf. on petroleum chemistry, 1-4 oct. 1991, Tomsk, USSR. Tomsk, 1991. P. 326-327.
20. Петренко В.И., Петренко Н.В. О роли эндогенных газов в формировании океанических железомарганцевых конкреций // Доклады АН Украины. 1991. № 11. С. 82-85.
21. Петренко В.И., Петренко Н.В. О роли природных газов в формировании океанических железомарганцевых конкреций // Геологический журнал. 1992. №2. С. 45-54.
22. Petrenko V., Vershovski V., Petrenko N. Geologo-Physical and Geochemical Results of Natural Gases and Water global connection //Abstracts of 30th International Geologycal Congress, 4-14 August 1996, Beijing, China. Beijing: IGC, 1996. Vol. 2. P. 186.
23. Petrenko V., Geresh P., Vershovski V. To the Problem of Gas phase transport of Chemical Elements in Earth's Crust //Abstracts of 30th International Geologycal Congress, 4-14 August 1996, Beijing, China - Beijing: IGC, 1996. Vol. 2. P. 891.
24. The Role of Water Vapor of Gas-Vapor Mixtures in Geological-Physical end Geochemical Processes in GidrocarbonicAccumulation and in the Earth's Crust / V. Petrenko, R. Gasumov, N. Petrenko, S. Ostroukhov // "Problem of Water Resources, Geothermics and Geoecology". Proceedings of the International Scientific Conference devotid to the 100th anniversary of academician G.V. Bogomolov. Minsk, June 1-3, 2005. Minsk: IG&G NAS of Belarus, 2005. Vol. II. P. 209-211.
25. Петренко В.И. Пространственно-генетическая связь природных газов и воды и роль парообразной влаги в проявлении геолого-геохимических процессов в месторождениях углеводородов и земной коре // Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, па-рагенезы в системе горючих ископаемых / Тез. Междунар. кон-фер. М.: ГЕОС, 2006. С. 206-208.
26. Черных В.А., Шмыгля П.Т. Опыт освоения глубокозалегающих газовых месторождений сложного состава с аномально высоким пластовым давлением // Газовая промышленность, серия: Передовой производств, опыт в газовой промышленности. Обзор. М.: ВНИИЭгазпром, 1985, вып. 2. 52 с.
27. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти. М.: Недра, 1990. 288 с.
28. Mechanism of Liquid Hydrocarbon Gas-phase Transfer/V.l. Petren-ko, V.D. Schugorev, N.V. Petrenko, S.N. Beletskaya //Abstracts of 18th International Organic Geochemistry. Amsterdam: Pergamon, 1997. P. 169-170.
29. Гурвич Е.Г. Металлоносные осадки Мирового океана. М.: Научный Мир, 1998. 340 с.
30. Харченко В.М., Домарева А.Е. Тектоно-физические условия образования структур центрального типа, закономерности распространения залежей углеводородов и очагов землетрясений // Наука. Инновации. Технологии. 2016. № 2. С. 117-130.
31. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Углеводородная ветвь дегазации в исследованиях по проблеме «Дегазация Земли». Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их параге-незы. Материалы Всероссийской конференции, 22-25 апреля 2008 г. М.: ГЕОС, 2008. С. 3-6.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №4, 2016
удк 502.64 Подосян А.А. [Potosyan А.Н.]
СЕЛЬСКИЕ МЕСТНОСТИ КАК ПРЕДПОСЫЛКА ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕРРИТОРИЙ ГОРНЫХ РЕГИОНОВ (на примере Республики Армения)
Rural areas as a prerequisite for the efficient use of the territories of mountainous regions (on the pattern of the Republic of Armenia)
Ограниченность территориальных ресурсов Республики Армения диктует необходимость более эффективного и целенаправленного использования земельных ресурсов, что особенно важно в условиях сложного политико-географического положения, в котором находится страна. Поскольку большая часть территории и более половины населенных пунктов республики находятся на высоте выше 1500м над у.м., относительно равномерная и устойчивая заселенность и рациональное использование земельных ресурсов является актуальной проблемой. На основе анализа и обобщения фактического и статистического материала, в статье обосновывается точка зрения относительно того, что в горных странах вообще, и в Республике Армения в частности, эффективность использования земельных и территориальных ресурсов находится в непосредственной зависимости от плотности поселений и степени заселенности. Развитие сельских местностей и расселения, укрупнение малых и небольших сел, сохранение существующей сети поселений, восстановление и заселение покинутых сел является одной из важнейших задач социально-экономического развития страны.
Scarcity of territorial resources in the Republic of Armenia forces more efficient and targeted usage of land. This is even more important taking into consideration complicated political and geographic position ofthe country. Forthe reason the prevailing part of the country and most ofthe settlements are located on altitudes higher than 1500 over sea level, relatively mono-tonic and stable resettlement and rational usage of natural resources are an urging problem. The article is stating the point of view that effectiveness of use of land and territory resources in mountainous countries at all and particularly in Armenia directly correlates with the density and level of population, statement is based on analysis and summarizing of actual and statistical material. Development of rural areas and resettlement, agglomeration of medium and small villages, preserving existing network of settlements as well as reconstruction and repopulation of abandoned ones is one ofthe most important objectives of social-economic development of country.
Ключевые слова: сельская местность, сельские поселения, переза-селенение, сельское расселение, горные регионы, территориальные ресурсы, Республика Армения.
Key words: rural area, rural settlements, resettlement, rural population settlement, mountainious regions, territorial resources, Republic of Armenia.
Введение. Основная функция большей части (более 90 %) сельских поселений Республики Армения (РА) заключается в сельскохозяйственном производстве, а в остальных поселениях сельское хозяйство играет значительную роль. Кроме этого, несмотря на то, что уровень
