Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа

• Название: Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
• Анкор: Геология и геохимия
• Дата: 10.05.2023
• Размер: 6.77 Mb.
• Имя файла: Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова.doc
• Тип: Учебное пособие; #1120901
• страница: 16 из 25

2.6.6.3 Геотермические условия в природных резервуарах и

нефтегазоносных комплексах
Температура играет ведущую роль в формировании фазово-генетической зональности нефтегазообразования и вертикальной зональности нефте- и газонакопления Фазово-генетическая зональность определяется палеотемпературами, существовавшими на этапе генерации УВ, а размещение скоплений нефти и газа в основном связано с современными температурами. Знание температуры необходимо также для изучения свойств пластовой нефти, газа и воды и при решении технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, их перфорацией и других.

Температурное поле земной коры разделяется нейтральным или изотермическим слоем, на две совершенно разные по толщине и тепловому режиму зоны: верхнюю – гелиотермозону и нижнюю – геотермозону.

Нейтральный слой – это слой, в пределах которого прекращаются годовые сезонные колебания температуры, обусловленные климатическими причинами. В умеренных широтах с континентальным климатом нейтральный слой в среднем лежит на глубине 20-25 м.

Гелиотермозона расположена между земной поверхностью и нейтральным слоем. Её тепловой режим определяется сезонными колебаниями температуры под влиянием годовых изменений солнечной радиации.

В геотермозоне температура возрастает с глубиной, а тепловой режим определяется следующими параметрами: плотностью теплового потока, теплофизическими свойствами пород, геотермическим градиентом или его обратной величиной – геотермической ступенью и температурой.

Температура – это параметр, доступный для непосредственного измерения в скважинах или горных выработках после установления в них температурного равновесия. Результаты замеров температур используются для определения геотермической ступени и геотермического градиента, которые затем используются для характеристики температурных условий недр.

Геотермическая ступень это – вертикальный интервал в разрезе земной коры в метрах ниже зоны постоянной температуры, на котором температура горных пород повышается на 1 ºС.

Величина геотермической ступени в разных тектонических областях и на различных глубинах неодинакова и колеблется в пределах от 5 до 150 м. Среднее её значение равно 33 м.

Геотермическая ступень К определяется по формуле:

где Н – глубина замера температуры, м;

h – глубина слоя постоянной температуры, м;

Т – температура на глубине Н, ºС;

t – среднегодовая температура воздуха на поверхности, ºС.

Для более точной характеристики геотермической ступени и определения геотермического градиента необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины.

Геотермический градиент это – прирост температуры в ºС при углублении на каждые 100 м от зоны постоянной температуры. Он показывает интенсивность нарастания температуры с глубиной. Величина геотермического градиента Г равна:
= .
Следовательно, геотермический градиент является величиной, обратной геотермической ступени.

Геотермический градиент зависит от геологического строения района, величины плотности теплового потока, теплофизических свойств пород, которые определяются их литологическими и петрографическими особенностями. Повышение теплопроводности пород ведет к снижению геотермического градиента и наоборот. Поэтому в разрезах, где преобладают менее теплопроводные глинистые породы он выше, чем в плотных соленосных и карбонатных породах. Значение геотермического градиента в разных районах и на разных глубинах меняется от 0,5 до 20 ºС и более, а его среднее значение равно 3,3 °С.

Главными факторами, определяющими температурные условия недр, являются тепловой поток, который генерируется в верхней мантии Земли и теплопроводность горных пород.

Тепловой поток представляет собой количество теплоты, проходящее в единицу времени через изотермическую поверхность и выражается в ваттах (Вт) или килокалориях в час (1 Вт = 0,86 ккал/ч). Тепловой поток, отнесенный к единице площади изотермической поверхности, называется поверхностной плотностью теплового потока и выражается в Вт/м² или ккал/м²·ч. Основная формула геотермии имеет следующий вид:
q = λ·ΔТ / ∆Н = λτ,
где q – плотность теплового потока, Вт/м²;

λ – теплопроводность горных пород, Вт/м·°С;

∆Т / ∆Н – геотермический градиент (τ), °С/м.

В данном выражении теплопроводность можно заменить её обратной величиной, называемой удельным тепловым сопротивлением ξ, которое характеризует сопротивление пород передаче тепла, тогда основная формула геотермии примет вид: q = τ / ξ.

Глубинный тепловой поток состоит из кондуктивного и конвективного тепломассопереноса. Кондуктивный тепломассоперенос осуществляется посредством теплопроводности горных пород, а конвективный тепломассопереносом - посредством магматизма, мантийного диапиризма, дегазации недр и гидротерм. При том до 20 % тепла добавляется к глубинному тепловому потоку, которое образуется за счет естественной радиоактивности глинистых отложений. Большое количество тепла образуется при проявлении новейшего тектогенеза, современной геодинамики литосферы и при гравитационном уплотнении осадочных пород.

В верхних горизонтах осадочного чехла глубинный тепловой поток под действием целого ряда факторов искажается. Среди них выделяются следующие факторы.

1. Геотектонический фактор. Его роль проявляется в том, что с увеличением возраста тектонических структур земной коры плотность теплового потока уменьшается.

2. Структурный фактор. В пределах куполовидных поднятий и антиклиналей, особенно с большими углами наклона пород, плотность теплового потока на 5-20 % выше по сравнению со смежными синклиналями. Данный эффект объясняется лучшей теплопроводностью пород по напластованию слоев, чем перпендикулярно к земной поверхности.

3. Гидрогеологический фактор. Его роль проявляется за счет высокой миграционной способности и теплопроводности воды. В зонах активного водообмена за счет гидрогеологического фактора может происходить изменение величины теплового поля в среднем на 25 %. В условиях затрудненного водообмена, с которыми обычно связаны скопления нефти и газа, влияние этого фактора практически не ощутимо.

4. Седиментационный фактор. В седиментационных бассейнах часть тепла идет на нагревание осадков. Величина искажения теплового потока здесь зависит от скорости и времени осадконакопления и теплофизических свойств формирующихся пород. В областях интенсивного осадконакопления, в том числе в передовых прогибах альпийских подвижных поясов тепловой поток снижается от 15-20 до 30 %.

5. Денудационный фактор оказывает противоположное действие седиментационному фактору, то есть приводит к повышению теплового потока. Связан он с подъемом тектонических структур, который сопровождается денудацией горных пород.

6. Геоморфологический фактор. В пределах отрицательных форм рельефа тепловой поток выше, по сравнению с положительными смежными структурами. Однако искажение теплового поля за счет рельефа составляет от 3 до 8 % и ощутимо только на глубинах от 100 до 300 м от земной поверхности.

7. Теплофизический фактор, или теплопроводность пород. Теплопроводность является важнейшим показателем теплофизических свойств горных пород. Она определяет количество тепла, проходящее в единицу времени через единицу площади при падении температуры в 1 °С на единицу длины и обусловливает кондуктивную теплопередачу и распределение тепла в земной коре.

Теплофизические свойства осадочных пород определяются их вещественным составом, структурой, текстурой, плотностью, типом насыщающего флюида и количеством ОВ. Минимальной теплопроводностью среди осадочных пород обладают угли и сланцы, а максимальной – плотные карбонатные породы и эвапориты. В порядке возрастания теплопроводности горные породы распределяются следующим образом: угли – глины - песчаники – известняки – доломиты – каменная соль – метаморфические породы – магматические породы.


2.6.7 Контроль знаний модуля 1_6
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. 
   Назовите виды пустотного пространства?
   
2. 
   Охарактеризуйте общую, открытую и эффективную пористость?
   
3. 
   От чего зависит величина пористости?
   
4. 
   Почему пористость неуплотненных песков и глин может быть одинакова или даже выше у глин?
   
5. 
   Почему при высокой пористости глины имеют весьма низкую проницаемость?
   
6. 
   Каков нижний предел пористости пород-коллекторов?
   
7. 
   Каков нижний предел проницаемости пород-коллекторов?
   
8. 
   Какая пористость принимается во внимание при промышленной оценке нефтегазонасыщенных коллекторов?
   
9. 
   Какие поры считаются неэффективными?
   
10. 
    Какое влияние оказывает трещиноватость на емкостно-фильтрационные свойства коллекторов?
    
11. 
    Какую размерность имеет коэффициент проницаемости в Международной системе СИ, и что он отражает?
    
12. 
    Назовите виды проницаемости?
    
13. 
    По каким признакам классифицируются породы-коллекторы?
    
14. 
    Назовите главные группы коллекторов нефти и газа по вещественному (литологическому) составу.
    
15. 
    Почему карбонатные коллекторы часто называют трещинными?
    
16. 
    Почему терригенные коллекторы называют гранулярными
    
17. 
    Как и почему изменяются фильтрационно-емкостные свойства пород с глубиной их залегания?
    
18. 
    Какие породы считаются надёжными флюидоупорами?
    
19. 
    Назовите факторы, определяющие экранирующие свойства флюидоупоров.
    
20. 
    Дайте определение природного резервуара.
    
21. 
    Назовите характерные особенности основных типов природных резервуаров.
    
22. 
    Что называется ловушкой нефти (газа)?
    
23. 
    Перечислите генетические типы ловушек.
    
24. 
    Какие типы ловушек относятся к неструктурным?
    
25. 
    Назовите показатели, характеризующие НГК
    
26. 
    Назовите состав нефтегазоносных комплексов (НГК)?
    
27. 
    Чем обеспечивается единство условий формирования и существования скоплений нефти и газа в НГК?
    
28. 
    По каким признакам классифицируются НГК?
    
29. 
    Чем отличаются сингенетичные НГК от эпигенетичных?
    
30. 
    О чем говорит горизонтальное положение пьезометрической поверхности водоносного пласта?
    
31. 
    В каких случаях устье скважины будет лежать на пьезометрической поверхности, выше неё, ниже её?
    
32. 
    В каких случаях флюиды испытывают горное давление?
    
33. 
    Какие пластовые давления называются аномально высокими (АВПД), аномально низкими (АНПД)?
    
34. 
    Назовите причины образования АВПД, АНПД?
    
35. 
    Что называется коэффициентом аномальности пластовых давлений?
    
36. 
    Какими факторами определяются геотермические условия недр любого конкретного региона?
    
37. 
    Какие параметры (показатели) используются для характеристики температурных условий недр?
    
38. 
    Какие показатели используются для приблизительной оценки температурных условий недр?
    
39. 
    Как влияет теплопроводность пород на величину геотермического градиента?
    

ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

1. 
   Пористость пород определяется в:
   

1) дарси 2) мкм ² 3) процентах

2. 
   Эффективная пористость горной породы это:
   

1) все пустоты горной породы

2) совокупность сообщающихся между собой пустот

3) совокупность пустот участвующие в процессе фильтрации

4) совокупность пустот не сообщающихся между собой

3. 
   Величина пористости пород не зависит от:
   

1) формы зерен

2) степени окатанности зерен

3) формы укладки зерен

4) размера зерен

5) наличия цемента

6) степени отсортированности зерен

4. 
   Появление трещин оказывает следующее влияние на коллекторские свойства пород:
   

1) резко увеличивает пустотность

2) резко увеличивает проницаемость

3) одновременно увеличивает емкость и фильтрацию

5. 
   Какую размерность имеет коэффициент проницаемости в системе СИ?
   

1) процент 2) м² 3) мкм³ 4) дарси

6. 
   Коэффициент проницаемости отражает:
   

1) общую площадь сечения пустот

2) расход жидкости через общую площадь сечения пустот

3) структуру пустотного пространства

7. 
   Главными группами коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти и газа являются две следующие:
   

а) эффузивные б) терригенные

в) вулканогенно-осадочные г) глинистые

д) интрузивные и метаморфические е) карбонатные

8. 
   Как изменяются фильтрационно-ёмкостные свойства осадочных пород при погружении на большие глубины?
   

1) постоянно ухудшаются за счет уплотнения пород

2) зоны ухудшения (уплотнения) чередуются зонами улучшения (разуплотнения)

3) ухудшаются, а затем после критической глубины гравитационного уплотнения улучшаются

9. 
   Наиболее надежными флюидоупорами являются следующие два типа пород:
   

1) глины 2) известняки 3) каменная соль 4) ангидриты 5) мергели

10. 
    Основным объективным показателем флюидоупора является:
    

1) литологический состав 2) толщина

3) величина проницаемость 4) площадь распространения
ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ

1. 
   Природный резервуар это:
   

1) естественная емкость для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляции флюидов

2) естественная емкость, внутри которой происходит аккумуляция нефти и газа

3) естественная емкость, содержащая группу залежей, контролируемых локальной структурой

2. 
   Назовите три основных типа природных резервуаров:
   

1) массивный 2) пластовый 3) литологически ограниченный

4) рифовый 5) баровый 6) литологически экранированный

3. 
   Назовите четыре характерные особенности природного резервуара массивного типа:
   

1) проницаемые породы представлены большой толщей пород

2) флюидоупор, ограничивающий коллектор резервуара снизу, может находиться на глубинах, не вскрытых бурением

3) движение флюидов при формировании залежи происходит по вертикали

4) движение флюидов при формировании залежи происходит по напластованию пород-коллекторов

5) при наличии залежи скважина может попасть во внутренний контур продуктивности и не вскрыть водонефтяной или газоводяной контакт

6) при наличии залежи водонефтяной- или газоводяной контакт может быть вскрыт любой скважиной, находящейся в контуре продуктивности

7) коллектор окружен непроницаемыми породами со всех сторон

8) является гидродинамически открытым

4. 
   Назовите три характерные особенности природного резервуара пластового типа:
   

1) движение флюидов при формировании залежи происходит по напластованию пород-коллекторов

2) движение флюидов при формировании залежи происходит по вертикали

3) коллектор ограничен непроницаемыми породами в кровле и подошве

4) коллектор окружен непроницаемыми породами со всех сторон

5) толщина коллектора более или менее выдерживается на значительной площади

6) толщина и свойства коллектора резко изменчивы

5. 
   В природных резервуарах литологически ограниченного типа существуют следующие гидродинамические условия:
   

1) гидродинамически открытые

2) гидродинамически полуоткрытые

3) гидродинамически закрытые

6. 
   Ловушка нефти (газа) это:
   

1) естественная емкость для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляции флюидов

2) часть природного резервуара, в которой, из-за уравновешенности гидравлических сил может происходить аккумуляция нефти и газа с образованием залежи

3) локальная структура, контролирующая залежь

7. 
   Ловушки нефти и газа представлены следующими пятью генетическими типами:
   

1) структурным 2) литологическим 3) стратиграфическим

4) рифовыми 5) массивным 6) пластовым

7) гидродинамическим 8) приконтактным 9) висячим

10) сводовым 11) тектонически экранированным

8. 
   Структурный тип ловушек представлен следующими двумя видами:
   

1) сводовым (антиклинальным) 2) дизъюнктивно (тектонически) экранированным

3) рифовым 4) пластовым 5) массивным

9. 
   Ловушки литологического типа образуются в результате следующих трёх процессов:
   

1) выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев

2) замещения пород-коллекторов вверх по восстанию одновозрастными непроницаемыми породами

3) при образовании зон повышенной тектонической трещиноватости, седиментационных линз, линз выветривания с хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами внутри непроницаемых пород

4) в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами

5) перекрытия рифовых тел флюидоупорами

6) тектонической деформации пород

10. 
    Замок ловушки, это:
    

1) гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки)

2) зона смыкания крыльев антиклинальной складки (свод складки)

3) наиболее приподнятая часть замка складки – гребень антиклинали
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

1. 
   Эпигенетичные нефтегазоносные комплексы состоят из следующих двух составных элементов:
   

1) нефтегазопроизводящих пород 2) пород-коллекторов

3) флюидоупоров 4) природных резервуаров

5) ловушек 6) залежей нефти и газа

2. 
   Единство условий формирования залежей нефти и газа в нефтегазоносных комплексах (НГК) обеспечивается следующим условием:
   

а) относительной гидродинамической изолированностью НГК

б) гидродинамической взаимосвязью всей проницаемой части НГК

в) наличием регионального (субрегионального) флюидоупора

г) наличием нефтегазопроизводящих пород

3. 
   Нефтегазоносные комплексы классифицируются Э.А. Бакировым по следующим двум главным признакам:
   

1) первичной или вторичной нефтегазоносности

2) относительной гидродинамической изолированности НГК

3) характеру (площади) распространения и связью с разноранговыми тектоническими элементами

4) толщине перекрывающего флюидоупора

5) количеству продуктивных горизонтов

4. 
   Сингенетичные нефтегазоносные комплексы (НГК) отличаются от эпигенетичных следующим главным условием:
   

1) наличием нефтегазопроизводящих пород

2) относительным единством условий формирования и преобразования пород, ОВ и залежей УВ

3) относительной гидродинамической изолированностью НГК

4) гидродинамической взаимосвязью всей проницаемой части НГК

5. 
   Могут ли нефтегазоносные комплексы состоять только из нефтегазопроизводящих пород?
   

1) не могут 2) могут 3) могут при определенных условиях
ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ В ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ И

НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ

1. 
   Величина пластового давления, соответствующего гидростатическому определяется:
   

1) весом столба неподвижной жидкости высотой от точки измерения до поверхности жидкости (пьезометрической поверхности)

3) разностью между горным давлением и пластовым давлением

2) весом столба воды плотностью 1 г/см³ высотой от точки измерения до земной поверхности

2. 
   Основными причинами образования аномально высоких пластовых давлений являются:
   

1) активные геодинамические процессы, в первую очередь проявляющиеся мгновенно

2) связь природных резервуаров с глубокими горизонтами

3) мощные локальные тепловые потоки

4) неравновесное, или быстрое, уплотнение больших толщ глин

5) дегидратация глинистых минералов на стадии катагенеза

6) катагенез ОВ

7) различные коэффициенты объемного расширения горных пород и насыщающих их флюидов

8) интенсивные новейшие поднятия

3. 
   Главными факторами, определяющими температурные условия недр являются:
   

1) тепловой поток, генерируемый в верхней мантии Земли

2) динамокатагенез

3) теплопроводность горных пород

4) геотермический градиент

5) геотермическая ступень

4. 
   Большое значение температурного фактора определяется его решающим влиянием на процессы:
   

1) катагенеза ОВ и генерации УВ

2) эмиграции УВ

3) миграции УВ и формирования залежей

4) метаморфизма нефтей

5) формирования состава УВ

6) формирования фазового состояния УВ

7) формирования физических свойств УВ

2.7. ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА

Цель изучения – получить знания об этапах, видах, формах, направлениях, масштабах и факторах миграции нефти и газа, в результате которых образуются залежи и месторождения нефти и газа, а также – знания об условиях аккумуляции нефти и газа в ловушка при формировании месторождений и факторах их разрушения.
Задачи – изучить:

• 
  особенности, условия и движущие силы процесса и эмиграции (первичной миграции) нефти и газа;
  
• 
  формы, пути, направления и факторы вторичной миграции нефти и газа;
  
• 
  причины возникновения и особенности ремиграции (третичной миграции);
  
• 
  основной принцип аккумуляции нефти и газа в ловушке;
  
• 
  условия проявления и суть принципа дифференциального улавливания нефти и газа;
  
• 
  факторы разрушения залежей нефти и газа.
  

Основные объекты поисково-разведочных работ и разработки - залежи и месторождения УВ образуются в результате миграции, или перемещения, в земной коре нефти и газа. В разных концепциях происхождения нефти и газа вопросам миграции УВ придается большое значение. В варианте названия органической теории происхождения нефти и газа, предложенном Н.Б. Вассоевичем, миграция вынесена в название: «осадочно-миграционная теория».

В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м³. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1 м³ коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы.

Различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную миграцию, вторичную миграцию и третичную миграцию.

Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией.

Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа (рис. 21) или природных битумов.


Рисунок 21 - Виды миграции УВ и формирование залежей нефти и газа:

1 – глинистые нефтегазопроизводящие породы; 2 – коллектор; 3 – залежь нефти в антиклинальной ловушке; 4 – направление эмиграции УВ; 5 - направление вторичной, или собирательной миграции УВ; 6 – залежь нефти в дизъюнктивно экранированной ловушке
Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией.

2.7.1 Первичная миграция нефти и газа
Первичная миграция УВ представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного ОВ и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов – субвертикальное, в область меньших пластовых давлений. Микронефть - это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных УВ и 10-30 % смол и асфальтенов. Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже - кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 ºС генерируют нефть. При этом минимальная концентрация ОВ, способная обеспечить промышленную нефтеносность принимается равной 0,4-0,5 % для глинистых пород и 0,1-0,2 % для карбонатных пород.

Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8 %, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20 % характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ.

Процесс эмиграции в изучался многими исследователями, как в нашей стране (С.Н. Белецкая, Т.П. Жузе, С.Л. Закс, В.А. Кудряков, В.Д. Ламтадзе, С.Г. Неручев, В.Ф. Симоненко и др.), так и за рубежом (Д. Берер, Д. Вельте, К. Магара, М. Пауэрс, Р. Пеле, Б. Тиссо, Г. Чилингар и др.), но из-за своей сложности он до сих пор плохо изучен.

Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также - уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления.

Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость. Например, при насыщении нефти углекислым газом на 20 % её вязкость снижается в 5-6 раз.

При быстром погружении ОПБ происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВП_оД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВП_оД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. С.Г. Неручев и др. (1987), А. Перродон (1991) и другие исследователи считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов.

На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.

В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты:

1) эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий;

2) эмиграция в свободном состоянии;

3) эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе);

4) эмиграция в диффузионной форме;

5) эмиграция за счёт геодинамических явлений;

6) стадийная эмиграция в зависимости от изменения

Однако преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.

Впервые данные стадии и формы первичной миграции были выделены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Затем рядом исследователей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ эмигрирующих в разных формах. Тем не менее, многие вопросы первичной миграции остаются открытыми.

Механизмы и формы стадий эмиграции.

Первая, или элизионная, стадия эмиграции происходит в протокатагенезе при погружении глинистых пород в платформенных условиях на глубину около 2 км, которой соответствует температура 60 ºС. Возрастающая литостатическая нагрузка ведёт к механическому сокращению порового пространства нефтепроизводящих пород с 60 до 10-15 % и отжиманию седиментационной и новообразованной воды с растворёнными в ней УВ в прилегающие породы-коллекторы. При пористости более 60 % седиментационная вода возвращается обратно в водный бассейн. Процесс уплотнения глин сопровождается выделением большей части связанной воды, до 75 % сорбированного слоя. Превращение сорбированной воды в свободную сдерживает уплотнение глинистых частиц и к концу элизионной стадии в толще породы за счёт повышенного порового давления формируются дренажные системы.

По расчётам, выполненным для этапа погружения ОПБ, на первой стадии эмиграции из глинистых нефтепроизводящих пород выделяется 95,7 % воды (Высоцкий И.В., Корчагина Ю.И., Высоцкий В.И.; 1991). При этом 2,25 м³ глины с пористостью 60 % в результате уплотнения превращаются в 1 м³ с пористость 10 % и теряют 1,34 м³ воды, входящей в первоначальный объём.

Генерация жидких УВ на уровне протокатагенеза составляет несколько сотен граммов на 1 м³ породы. При этом их растворимость в поровой воде низкая, всего 40 см³/м³, поэтому большая часть образующихся УВ сорбируется ОВ и минеральной частью породы. В связи с этим объём эмиграции микронефти из нефтепроизводящих пород на первой стадии является незначительным, не более 5 % от её количества в породах и протекает она в основном в водорастворенном состоянии. Из-за низкой концентрации микронефти в породе объёмы её эмиграции в свободном состоянии несущественны. Этому препятствуют также и фазовые проницаемости. Все газовые УВ, присутствующие в породе мигрируют в водорастоврённом состоянии. Коэффициент эмиграции на первой стадии составляет 0,02-0,05. Однако Ю.И. Корчагина и О.П. Четверикова (1983) считают, что он может достигать 0,2-0,3.

Вторая стадия эмиграции, или стадия интенсивной эмиграции микронефти происходит при прохождении нефтегазопроизводящими породами главной зоны нефтеобразования при температуре 70-160 ºС. Осуществляется она преимущественно в свободной струйной форме. На этом уровне погружения происходит десорбирование микронефти от минеральной части породы и РОВ, которая образовалась как на стадии протокатагенеза, так и в ГЗН. Пористость глинистых пород здесь снижается с 10-15 до 4-5 %, а объём генерации нефти и газа резко возрастает. Объём связанной воды, переходящей в свободную, также резко снижается, хотя появляется вода за счёт дегидратации некоторых минералов и химического разложения (катагенеза) РОВ. Выход органогенной воды из ОВ сапропелевого типа по данным Ю.И. Корчагиной (1976) составляет 2-3 % в расчёте на ОВ или 12-17 % от суммы продуктов катагенеза ОВ. Наибольшее количество воды выделяется при дегидратации глинистых минералов группы монтмориллонита (цеолитная вода). Минералы этой группы могут поглощать воду межпакетным пространством, вплоть до разрыва связей меду пакетами. При этом они имеют большую площадь активной поверхности – 800 м²/г. При десорбировании воды монтмориллонитовые глины в процессе гидрослюдизации превращаются в иллитовые глины, активная поверхность которых становиться почти на порядок ниже. Однако подавляющая часть монтмориллонитов образуется в корах выветривания, поэтому в нефтепроизводящих породах они присутствуют не всегда.

Таким образом, в ГЗН происходит резкое снижение выделения объёмов свободной воды. По сравнению с предыдущей стадией здесь выделяется всего 4,3 % воды. Однако её роль в процессах эмиграции микронефти ещё сохраняется, поскольку за счёт роста температуры в системе: порода, нерастворимое РОВ, вода, микронефть и газы, происходит термальное увеличение объёма воды, а также других летучих продуктов катагенеза ОВ: микронефти и газов (СО₂, СН₄, С_nН_m, NН₃, Н₂S). Кроме того, появление органогенной воды одновременно с продуктами катагенеза облегчает их отрыв от исходной материнской матрицы керогена и внутри пор происходит повышение относительной концентрации микронефти. Флюиды (микронефть, газ и вода) при повышении температуры увеличиваются в объеме значительно больше, чем вмещающие их породы. Все это в условиях затрудненного оттока флюидов ведет к образованию АВП_оД, которое и служит источником энергии эмиграционных процессов. Связь зон АВП_оД с нефтепроизводящими породами давно была отмечена исследователями.

При достижении нефтегазопроизводящими породами критического уровня АВП_оД, когда оно примерно на 10-15 МПа выше, чем в соседних породах-коллекторах, происходит флюидоразрыв - образование сети трещин. По этим трещинам нефть впрыскивается в выше и нижезалегающие водонасыщенные коллекторы, которые обычно характеризуются гидростатическими пластовыми давлениями. Этот процесс протекает периодически. Следы таких флюидоразрывов – густая сеть искривленных микротрещин с примазками битумоидов или прожилки нефти толщиной около микрона фиксируются при изучении петрографических шлифов с помощью люминесцентного микроскопа (С.Г. Неручев, 1987; А. Перродон 1991). Таким образом, эмиграция УВ протекает в ГЗН периодически в виде жидкой фазы, то есть в струйной форме и может иметь взрывной инъекционный характер.

Инъекционный механизм эмиграции флюидов из глинистых нефтепроизводящих пород в коллекторы был предположен А.Н. Снарским (1962) и применительно к эмиграции нефти развит С.Г. Неручевым и др. (198), а применительно к эмиграции газа - К. Бека и И.В. Высоцким (1976). Возможность струйного характера эмиграции нефти за счёт увеличения поровых давлений и разности их потенциалов в ГЗН в результате увеличения объёма флюидов признаёт большинство исследователей (И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина и В.И. Высоцкий (1991); Н.А. Еременко (1985); Н.А. Еременко и Г.В. Чилингар (1996); П.А. Дикки (1975); Дю Руше (1978; 1981); Магара (1978; 1980); Мак-Олифф (1979); А. Перродон (1991); Роберт (1979); Б. Тиссо и Д. Вельте (1978) и другие геологи). При этом многие авторы подчёркивают роль увеличения фазовой проницаемости нефти относительно воды в процессе уплотнения глин, особенно на завершающейся фазе нефтеобразования, когда основная часть воды вытеснена в коллектор, а также роль тектонической напряжённости пород.

Наиболее интенсивная эмиграция нефтяных УВ наблюдается в нижней части ГЗН на градации катагенеза МК₂ при температуре до 170 °С (С.Г. Неручев, 2003; А. Перродон, 1991). И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, В.И. Высоцкий (1991) также связывают наиболее интенсивную эмиграцию жидких УВ с нижней частью ГЗН. По их расчётам в ГЗН удаляется 50 % жидких УВ от их содержания в нефтепроизводящих породах. Таким образом, вторая стадия является основной для эмиграции жидких УВ. Коэффициент эмиграции здесь возрастает до 0,52 и эмиграция происходит в основном в свободном состоянии. Эмиграция микронефти в водорастворённом состоянии составляет лишь 2,6 % от объёма эмигрирующей микронефти в свободном состоянии.

На ряду с микронефтью в ГЗН образуется большое количество газа, до 3 м³ на 1 м³ породы. Основная его часть, составляющая 75,7 % от объема генерации, находится в свободном состоянии и почти полностью уходит из нефтегазопроизводящей толщи. В растворе жидких УВ находится 12,0 % газа и в растворе поровых вод нефтепроизводящих толщ - 12,3 % (И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, В.И. Высоцкий; 1991).

Третья стадия эмиграции, или стадия эмиграции первичных газоконденсатов и сухих газов, происходит в НГБ с толщиной осадочных пород в платформенных условиях более 5 км. Связана она с главной зоной газообразования (ГЗГ), которая лежит в пределах градаций катагенеза МК₃-АК₂. Объём порового пространства здесь практически не уменьшается и стабилизируется на уровне 4-5 %, при этом практически прекращается выделение дегидратационной воды. Для ГЗГ характерна высокая температура, от 160-170 до 250-260 ºС и интенсивная генерация метана, более 4 м³/м³, при снижении темпа образования жидких УВ, вплоть до полного прекращения их генерации. Таким образом, метан становится здесь основным компонентом в составе образующихся летучих веществ. В этих условиях микронефть обладает высокой растворимостью в газе, более 500 см³/м³.

Эмиграция продуктов катагенеза протекает на этой стадии, также как и на предыдущей стадии, в струйной форме, или в виде дискретных прорывов газоконденсатных растворов и сухих газов, с образованием быстро закрывающихся трещин. Следы движения УВ и других подвижных веществ по этим трещинам хорошо фиксируются в шлифах под люминесцентным микроскопом (К. Бека, И. Высоцкий; 1976).

Основной движущей силой эмиграции газа является АВПоД, которое образуется за счёт непрерывной генерации газа. Расчеты В.А. Соколова (1965), показали, что при превращении 20 кг ОВ, заключенного в 1 м³ глины, 1 кг ОВ полностью превращается в газ и за счёт этого внутрипоровое давление может достигнуть 100 МПа.

Высококипящие нефтяные УВ с частью смол и асфальтенов, не удалившиеся из производящих пород в ГЗН, а также низкокипящие нефтяные УВ, образовавшиеся в верхней части ГЗГ на градациях катагенеза МК_3-4 выносится из них уже в виде газоконденсатных растворов. По расчётам И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной, В.И. Высоцкого (1991) в ГЗГ в свободном состоянии находится 88 % газа от объёма его генерации, а все жидкие УВ находятся в растворенном состоянии: 85 % в газе и 15 % в воде. Все жидкие УВ, растворённые в воде и 10 % водорастворённых газов остаются в порах нефтегазопроизводящей породы. Коэффициент эмиграции газа на этой стадии равен 0,8.

2.7.2 Вторичная миграция.

Классификация миграционных процессов
Сущность процессов вторичной миграции заключается в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. Поэтому вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией.

Миграция УВ происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, имеет разные масштабы и направления как по отношению к толщам горных пород, так и по отношению к тектоническим элементам.

Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах это:

1. 
   весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород;
   
2. 
   зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами и тектоническими разрывами;
   
3. 
   плоскости напластования и несогласного залегания пластов;
   
4. 
   контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами;
   
5. 
   сутурные поверхности
   
6. 
   литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.
   

Соответственно видам пустотного пространства, в которых протекает миграция, различают следующие виды миграции: поровый; трещинный; трещинно-поровый; поверхностно-межпластовый.

По масштабам выделяется локальная, зональная и региональная миграция.

Локальная миграция происходит в пределах ограниченного объема горных пород. Она контролируется структурными, литологическими и стратиграфическими особенностями, горных пород, а также гидродинамикой и ведет к образованию одного месторождения или залежи нефти и газа.

Зональная миграция приводит к образованию зоны нефтегазонакопления, то есть залежам нефти и газа, связанным с генетически едиными ловушками в пределах тектонической зоны.

В результате региональной миграции формируется несколько зон нефтегазонакопления, часто разного генетического типа, которые объединяются в нефтегазоносные районы (НГР) и нефтегазоносные области (НГО).

В 1953 году И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицировали миграционные процессы в зависимости от их отношения к толщам пород, в которых они протекают, и в зависимости от направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, тектоническим разрывам, контактам боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров, которые образуются в местах напряженного флюидодинамического режима. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий миграцией. В последнее время некоторые исследователи выделяют также вертикальную нисходящую миграцию.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают фронтальную и продольную миграцию.

Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Однако чаще направление миграции УВ относительно зон нефтегазонакопления имеет сложный характер и зависит от количества очагов генерации УВ, которые располагаются во впадинах и прогибах, а также от характера дислоцированности периферических частей впадин и прогибов и расположения поднятий, которые являются областями нефтегазонакопления.

Таким образом, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах:

1. 
   фазово-обособленной или струйной;
   
2. 
   водорастворённой;
   
3. 
   диффузионной.
   

Струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.