pdf.php@id=6161.pdf

способности. Это заметно даже в случае близких по составу и свойствам веществ. В частности, это видно по соотношению метан—этан в зависимости от расстояния от материнской толщи.

Внепосредственной к ней близости соотношение почти равное

исостваляет 1,13, выше по разрезу отношение метана к этану постепенно достигает 10, т.е. метан проходит легче этана. Сви­ детельством диффузии могут служить газовые аномалии в поро­ дах, перекрывающих залежь. Ю.С. Шилов и Ф.А. Макаренко для усть-тазовской серии пород Западной Сибири подсчитали, что поток метана, поднимающийся через площадь 1000 м2 с глубины 3400 м, составляет более 700 млн м3 за 1 млн лет.

Одним из видов диффузии является поверхностная, под ко­ торой понимается перемещение молекул углеводородов по по­ верхности твердого тела в результате скачков молекул между со­ седними площадками, обладающими различной адсорбирующей способностью. Следы этой диффузии можно наблюдать в виде ореолов вокруг трещин и пор при рассмотрении пришлифовок под люминесцентным микроскопом. Исследования показали, что роль поверхностной диффузии газа увеличивается с ростом давления. В целом диффузионный поток в масштабах геологи­ ческого времени рассматривается как реальный фактор первич­ ной миграции газа и газовых растворов нефтяных углеводородов. Л.М. Зорькин показал, что примерно 65—70% газа эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные горизонты путем диффузии. Многие исследователи считают, что масштабы этого вида миграции значительно скромнее.

Таким образом, все перечисленные формы первичной мигра­ ции, видимо, имеют место в недрах осадочных бассейнов. Однако проявление каждой из них зависит от конкретных геологических условий бассейна: состава минеральной матрицы, концентрации ОВ, его состава, строения НМ-толщи и др. В значительной сте­ пени форма первичной миграции определяется степенью катагенетической зрелости ОВ в пределах ГЗН. В верхних частях ГЗН в основном это водные растворы, в нижней части ГЗН — газовые, такой форме способствует наличие газового потока из более по­ груженной части бассейна (ГЗГ); при наличии в разрезе доманикитов эмиграция в собственно жидкой фазе может осуществлять­ ся по всему разрезу ГЗН.

Под действием каких сил происходят процессы эмиграции об­ разовавшихся УВ из НГМ-толщи? Основной силой, вызывающей движение флюидов, является разница давлений в нефтегазомате­ ринском пласте и природном резервуаре. В процессе погружения под действием статической нагрузки пласт испытывает уплотне­

2 2 1

ние, в нем происходит рост горного давления, практически рав­ ного геостатическому:

Ргеост-Ш Рпор)/Ю,

где РГсост — геостатическое давление в МПа, рпор — плотность по­ роды, Н — глубина, м.

В пласте-коллекторе же давление близко к гидростатическому:

Рпшрост = (Н Рв ) / 1 0 ,

где Р П1ДРост — гидростатическое давление в МПа, р„ — плотность воды, Н — глубина, м.

Таким образом, разница этих давлений АР, определяемая раз­ ностью плотностей породы и воды, и является главной движущей силой эмиграции. При незначительных толщинах НГМ-пласта эмиграция вверх и вниз, в подстилающий пласт-коллектор, будет происходить практически под действием одинаковых сил. Рост давления в НГМ-пласте может быть вызван не только увеличи­ вающимися статическими нагрузками, а рядом других причин. Помимо упомянутого выше увеличения объема воды в связи с ее переходом из связанного состояния в свободное возрастанию давления в пластах способствует генерация жидкой и газовой фаз, которая происходит в результате деструкции керогена. При отсутствии оттока образующихся продуктов в относительно зам­ кнутой системе (например, во внутренних частях мощной глини­ стой толщи, богатой органическим веществом) породы находятся в напряженном состоянии под большим (геостатическим) давле­ нием, особенно в центральных частях достаточно мощных (сот­ ни метров) глинистых пачек. Все эти процессы, по-видимому, реализуются лишь частично из-за того, что затруднен уход флю­ идов (породы-коллекторы находятся далеко) или если нет не­ обходимых условий для трансформации глинистых минералов и отрыва и преобразования связанной воды. Часто в этих участках сохраняется аномально высокое давление, и породы находятся в перенапряженном состоянии длительное время даже на больших глубинах (5-6 км и глубже).

Капиллярное давление также рассматривается как один из факторов миграции, в том числе первичной, но механизм пере­ мещения нефти и газа, особенно в материнских породах, под действием капиллярного давления изучен крайне слабо. Величи­ на капиллярного давления зависит от свойства флюида, свойства породы и размера капилляра. Эту величину, так же как и подъем воды в капилляре, можно рассчитать по формуле

Рк = 2a cos 0 /R,

2 2 2

где Рк — величина капиллярного давления, о — поверхностное натяжение, 0 — угол смачивания стенки капилляра, R — радиус капилляра.

Из формулы следует, что величина капиллярного давления растет с уменьшением радиуса, при диаметре поры менее 0,1 мм капиллярные силы больше гравитационных, при диаметре 0,5 мм капиллярные силы не действуют. Поскольку поверхностное на­ тяжение воды более чем в два раза выше, чем у нефти (соответ­ ственно 0,07 и 0,03 Н/м), то вода с большей силой поднимается по тонким порам, т.е. под действием капиллярного давления вода будет вытеснять нефть из мелких пор в более крупные. Экспери­ ментально такое замещение было установлено на контакте песка

иглины (опыты Мак-Коя). В условиях погружающейся толщи

инаправленного движения выделяющейся воды в коллектор капиллярные силы вряд ли могут изменить ход этого процесса. Действие капиллярных сил ослабевает под действием повышен­ ных температур, а в температурных условиях ГЗН они вряд ли как-то определяют процессы первичной миграции.

Динамическое давление, обусловленное направленным дей­ ствием тектонических процессов, также может оказывать влия­ ние на процессы первичной миграции. Динамический стресс вы­ зывает уплотнение пород, приводящее к выжиманию флюидов, в результате действия динамического фактора возникают систе­ мы напряжений, а как следствие этого системы нарушений, зон трещинноватости и других участков, что способствует движению флюидов.

Проблема первичной миграции тесно связана с начальной

аккумуляцией (по Д.В. Несмеянову) нефти. Необходимо нако­ пление определенной критической массы нефти, которая бы об­ ладала достаточной энергией, чтобы начать движение, преодолев капиллярное давление и прорвав поверхностную пленку воды. При достижении определенной массы нефти, если сила всплыва­ ния (различие в плотностях воды и нефти) преодолеет капилляр­ ное давление, начинается ее движение в природном резервуаре.

5.2. ВТОРИЧНАЯ МИГРАЦИЯ

Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа в пласте или группе гидравлически связанных пластов — природном резервуаре — внутрирезервуарная миграция или пе­ ремещение из одного пласта (резервуара) в другой — межрезер­ вуарная миграция.

223

Вторичная миграция обусловлена гравитационным, гидравли­ ческим и другими факторами. Попадая в коллектор, заполнен­ ный водой, капли нефти и пузырьки газа всплывают в ней к кровле пласта. При наклонном положении пласта всплывание происходит вверх по его восстанию до тех пор, пока это всплы­ вание не будет по какой-либо причине прекращено (изгиб пла­ ста в обратную сторону, непроницаемый экран и др.). Миграция углеводородов возможна даже при незначительном наклоне пла­ ста в первые метры на 1 км, если, конечно, размеры пустот не слишком малы.

Всплыванию нефти и газа в воде препятствуют силы межфа­ зового трения и молекулярное притяжение стенок пор в породе. Движению жидких флюидов в пласте будут препятствовать также капиллярные силы (капиллярное давление), особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм. Вода гораздо лучше неф­ ти смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по капиллярам, сужает (а иногда и совсем закрывает) и без того узкие пережимы в поровых каналах. Эти пережимы являются

существенной помехой на пути движения нефти. Каплю неф­ ти, подошедшую к такому пере­ жиму (рис. 5.7), гравитационная сила всплывания толкает вверх, но если диаметр капли больше ширины пережима, то пройти ей через узкое отверстие не просто. Для этого капля должна изменить форму, вытянуться, т.е. увеличить свою поверхность, для чего нуж­ но преодолеть силу поверхност­ ного натяжения. При накоплении достаточного количества нефти и увеличении давления перед пере­ жимом это изменение формы

происходит, капля ужимается и проскальзывает сквозь пережим. Такое явление называется эффектом Жамена. При непрерывной нефтяной фазе, если головная часть массы нефти, обычно в виде выпуклого мениска, прошла через пережим, последующие пор­ ции нефти двигаются более свободно. Фазовая проницаемость для нефти в этом случае относительно возрастает.

В случае полностью заполненного капилляра водой нефть должна протолкнуть эту воду, чтобы продвинуться дальше, т.е. преодолеть капиллярное давление. Движение происходит, если прилагается сила, способная преодолеть это давление. Капилляр­

224

ное давление можно оценить по формуле, приведенной на с. 222.

Внее входит величина поверхностного натяжения.

Сростом температуры на глубине значение величины поверх­ ностного натяжения воды на границе с нефтью снижается, и, следовательно, снижается подъем жидкости.

Гидравлический фактор проявляется в том, что вода при дви­ жении увлекает капли нефти и пузырьки газа. Движение нефти, газа и воды может происходить как в виде отдельных фаз, так и в виде газонасыщенной водонефтяной эмульсии. И.М. Губкин пи­ сал, что «нефть выбирает линии наименьшего сопротивления», т.е. может двигаться в виде отдельных струй. В соответствии с представлением о струйной миграции, предложенном В.П. Сав­ ченко, углеводороды, выделяющиеся из материнских пород в коллектор, объединяются в струи, которые потом сливаются в более мощные потоки, движущиеся по своим каналам, не всегда совпадающим с потоками воды. Скорость перемещения потоков различна, она может изменяться в течение одного года от милли­ метров до метров. Но движение потоков не очень равномерное, оно может замедляться на длительный срок, а потом пульсационно ускоряться.

Гидравлический фактор проявляется прежде всего в виде ги­ дродинамического напора в пласте. Этот напор может способ­ ствовать и преодолению капиллярных сил в сужениях поровых каналов. Наряду с такими зонами создания напоров в водных системах, как участки инфильтрации вод в областях питания вы­ ходящих на поверхность пластов, на глубинах могут возникать и другие зоны напоров, связанные, например, с теми уровнями, на которых происходит дегидратация глинистых минералов и выде­ ляются дополнительные объемы воды, или с очагами генерации углеводородов, которые также пополняют общий объем флюи­ дов. В соответствии с дефлюидизацией происходит перераспре­ деление давлений и начинается движение. Нельзя не учитывать, что в процессе погружения и роста температур в горных породах происходят различные изменения. К их числу относятся механи­ ческое сжатие и уплотнение пород (при этом с различной степе­ нью в разных по составу толщах), процессы физико-химического и минерального преобразования. Возникающие в осадочных толщах аномально высокие пластовые давления (АВПД), иногда сильно превышающие гидростатические или даже приближаю­ щиеся к геостатическим, являются мощным фактором создания неравновесия давлений и возникновения выжимающихся из глу­ боких зон бассейнов так называемых элизионных потоков флюи­ дов. Границы, на которых сталкиваются элизионные и инфильтрационные потоки, являются критическими рубежами. Здесь

225

потоки могут серьезно изменить свою структуру и направление течения.

Наряду с гидродинамическим перетоком возникающее разли­ чие в минерализации вод вызывает гидрохимический переток, неоднородность поля температур — геотермический переток, процессы перестройки тектонических структур и динамическо­ го напряжения — геодинамический переток. Все эти процессы в основном объединяются. В консолидированных породах оса­ дочных бассейнов при достижении некоторой критической на­ грузки накопившихся выше пород начинаются процессы разру­ шения. Появляются микротрещины, в связи с чем порода как бы разбухает (явление дилатансии). На какое-то время порода может перейти в псевдопластическое состояние. Давление в ней возрастает и может превысить не только гидростатическое, но

илитостатическое. Этим объясняется возможность образования внедрений одних пород в другие — типа нептунических даек. Эффект разуплотнения пород проявляется с особой силой, если он совпадает со временем повышенной генерации углеводородов, что также способствует повышению давления в системе. При осу­ ществлении таких кратковременных, но коренных преобразова­ ний в породах насыщающие их флюиды получают мощный им­ пульс движения, происходит активная миграция. После разрядки напряжения давление в системе постепенно выравнивается, по­ роды переходят в относительно консолидированное состояние. Перемещение флюидов (в том числе нефти и газа), которое и обеспечивает выравнивание давлений, постепенно ослабевает.

Все перечисленные явления создают чрезвычайно сложную

иизменчивую картину. В связи с периодичностью повторения этих процессов, чередования уплотненных и разуплотненных зон миграция в породах осадочных бассейнов носит пульсационный характер и протекает неравномерно в геологической истории, существуют периоды усиления и ослабления миграции. Процессы разуплотнения могут также способствовать улучшению коллек­ торских свойств.

По направлению движения различают вертикальную и боко­ вую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная мигра­ ция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вер­ тикальная миграция более явно проявляется в складчатых об­ ластях в связи с большей нарушенностью структур. Хотя плат­ форменные условия более спокойные, но флюиды, в том числе и углеводороды, по-видимому, также перемещаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертика­ ли. Латеральная миграция может ограничиваться ближайшими

226

не учитывает всего разнообразия природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, воз­ никающая при определенных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине: погружение, изменение струк­ турного плана, изменение гидродинамического режима и др. Кроме того, подобное распределение может происходить только если углеводороды идут как бы одной струей, без боковых под­ токов и других нарушающих факторов.

Восходящие флюидодинамические потоки, по мнению Б.А. Соколова и др., являются одним из важных факторов мигра­ ции, они даже могут способствовать созданию локальных подня­ тий и других форм, которые могут служить ловушками для угле­ водородов. Некоторые исследователи (А.Н. Дмитриевский и др.) предполагают, что в земной коре существуют восходящие каналы повышенной проницаемости, по которым идут потоки флюидов. Субвертикальные аномалии на сейсмических разрезах иногда связывают с существованием таких каналов, идущих с глубин в несколько километров. Свидетельством постоянного подтока нефти с глубины является то, что на некоторых месторождени­ ях происходит пополнение нефти в залежах за счет подтоков из глубоких недр. По-видимому, так обстоит дело в Ромашкинском месторождении в Татарстане, где в некоторых участках, связан­ ных, по мнению Р. Муслимова с соавторами, с разломами на глубине, скважины долгое время характеризуются устойчивыми дебитами. Некоторое изменение состава нефтей в девонских за­ лежах за счет подтока с глубины также могут служить косвенным свидетельством подтока нефтей.

По масштабам движения (расстояния) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношением в пространстве очагов генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами (локаль­ ными складками, тектоническими разрывами, литологическим выклиниванием пласта и т.д.). Вопрос о дальности боковой ми­ грации не решен. Допускают на примере Азово-Кубанского и других бассейнов, что она может составлять десятки километров. В большинстве случаев обычно она определяется по расстоянию от наиболее прогнутой части бассейна, т.е. очагов максимальной генерации, до ближайших структур-ловушек на бортах бассей­ на. По отношению к протяженным зонам нефтегазонакопления И.В. Высоцкий различал фронтальную (поперек основной про­ тяженности структур-ловушек) и продольную (вдоль основного простирания структур) миграцию. Продольная миграция проис­ ходит при совпадении направления основной вытянутости ли­ нейных зон нефтегазонакопления и миграционного потока.

228

Усиление миграции приводит к переформированию залежи

ивозникновению новой в благоприятных условиях. Свидетель­ ством существования былых залежей являются следы бывших водонефтяных контактов, которые запечатлены в породе в виде остаточной окисленной нефти, выделений сульфидов и других возникших на бывшем контакте минералов. Анализ палеокон­ тактов дает много материала для раскрытия истории формирова­ ния залежей нефти и газа. О значительных масштабах миграции нефти за длительный срок свидетельствуют крупные скопления битумов в виде нефтяных песков, закированных пластов, асфаль­ товых «озер» и др. Крупнейшие скопления (миллиарды тонн) за­ густевших нефтей в толщах пород известны в меловых песках Канады (месторождение Атабаска), в Венесуэле — пояс Ориноко

ив других местах. Вероятно, чтобы такие гигантские количества ныне окисленной нефти образовались, нужен был ее подток в результате латеральной миграции из более погруженных частей бассейнов.

Вопрос о скоростях миграции не очень ясен. В реальных гео­ логических условиях, по-видимому, скорости существенно из­ меняются в зависимости от тектонических, литологических, ги­ дрогеологических и других условий. Известна высокая скорость перемещения флюидов при формировании диапировых структур. Для скорости миграции нефти большое значение имеют уклон и перепад давления. В лаборатории скорость вертикальной мигра­ ции нефти в водонасыщенном песке была определена в пределах от 100 до 4300 м в год. По расчетам С.Г. Неручева, в зависи­ мости от наклона и проницаемости скорости в платформенных областях составили от 0,34 до 490 км в 1 млн лет при наклонах

впервые градусы, а в складчатых областях при наклонах более 10° — от 0,7 до 2750 км в 1 млн лет. Общая формула скорости

миграции имеет следующий вид:

У м = [315-Кпр—К ф . п р (р„ - рн) sina-103] /тх\,

где VM— скорость миграции, К п р — проницаемость природного резервуара, К ф . п р — фазовая проницаемость природного резер­ вуара, рв и ри — соответственно плотность воды и нефти, ш — пористость, т| — вязкость, a — угол падения пласта.

В данной формуле С.Г. Неручева обращает на себя внимание тот факт, что скорость миграции прямо пропорциональна про­ ницаемости природного резервуара и обратно пропорциональна его пористости. Несмотря на то что эти две величины имеют между собой прямую зависимость, большая пористость тормозит миграцию, увеличивает миграционные потери.

229

В процессе перемещения нефть безусловно испытывает из­ менения и миграционные потери. Часть ее адсорбируется, рас­ сеивается по дороге, идет на преобразование (восстановление) минерального вещества. Для газа наибольшие потери происходят вследствие растворения в пластовых водах и выхода затем на по­ верхность в виде источников. В некоторых складчатых соору­ жениях расход газа, замеренный в поверхностных источниках, составляет на ограниченной площади в несколько квадратных километров (например, в районе Баку, в грязевых сопках на Та­ манском полуострове и в других зонах повышенной тектониче­ ской активности) сотни и тысячи кубометров в сутки.

Обычно миграционные процессы рассматривают по форме, направлению и масштабам движения. В данном разделе авто­ ры старались разобрать все варианты истории нефти и газа. На основе современных представлений предлагается принципиаль­ ная классификация миграционных процессов (табл. 5.1).

Таблица 5.1

Классификация миграционных процессов

Способы миграции

Из всего вышеизложенного ясно, что миграция всех подвиж­ ных веществ в породах, в том числе углеводородов, носит очень сложный характер и многолика по форме. В условиях реальных осадочных толщ, где часто встречаются литолого-фациальные переходы, формы и интенсивность миграции постоянно изме­ няются. Главным фактором, определяющим миграцию, является

230