Геологические условия миграции и аккумуляции

Глава 12 Миграция и аккумуляция нефти и газа

Геологические условия. Дальность миграции. Первичная миграция: выжимание воды из глин; циркуляция воды; осадочная (седиментационная) и переотложенная (recycled) нефть. Вторичная миграция: перенос частиц нефти и газа водой; капиллярное давление; давление вытеснения; плавучесть; влияние растворенного газа; аккумуляция; наклонные водо-нефтяные контакты; литологические барьеры; вертикальная миграция; время аккумуляции; приток нефти и газа.

Нефть и (или) газ приобретают промышленное значение, когда они, попав в коллекторы, концентрируются в залежи. Как мы видели, нефть и газ вначале находились в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах в виде растворенных частиц в нерастворимом органическом веществе. К концу периода диагенеза¹ осадков большая часть нефтяных углеводородов, по-видимому, уже превратилась в нефть и газ (petroleum). Во время и после диа- и катагенеза вода отжималась из уплотнявшихся осадков в коллекторы, захватывая с собой нефть и газ, рассеянные в породах². Этот процесс, очевидно, был длительным. Какая-то часть УВ могла быть отложена непосредственно в самих коллекторах. Процесс движения нефти и газа из уплотняющихся материнских пород в коллекторы называется первичной миграцией в отличие от вторичной миграции, под которой понимается концентрация углеводородов и аккумуляция их в залежи нефти и газа.

Проблема миграции и аккумуляции нефти и газа очень многогранна. Сложность этой проблемы, дающая большие возможности для разнообразных умозрительных построений, вызвала к жизни огромное количество различных теорий для объяснения этих явлений. К сожалению, удовлетворительного ответа на вопрос о природе миграции и аккумуляции нефти и газа в настоящее время мы еще не имеем, и в связи с этим снова необходимо напомнить, что самого процесса образования залежи никто и никогда непосредственно наблюдать не мог. Всю информацию об этом процессе мы получаем в период разработки месторождений и при изучении материалов отдельных скважин. Ежегодно поступают новые данные бурения, которые, несомненно, позволят утвердиться некоторым идеям, ныне представляющимся сомнительными.

Нефть и газ, поступающие вместе с водой, которая выжимается из уплотняющихся отложений, в коллекторы, находятся в этой воде в коллоидальном или взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц, а некоторая часть нефти и газа может быть растворена в воде. В случае отсутствия каких-либо сил, побуждающих нефть и газ к движению, они могут оставаться в неподвижном состоянии в течение неопределенно длительного времени и могут даже оказаться погруженными на значительную глубину. Местные изменения температуры или потенциала флюида могут привести к ограниченным перемещениям нефти и газа, однако для того, чтобы произошла региональная миграция, необходимы и региональные нарушения или изменения

¹Американские авторы трактуют диагенез очень широко, включая в это понятие и катагенез, частично или полностью. - Прим. ред.

²Автор допускает здесь терминологическую неточность - несколько раз употребляет сочетание слов «petroleum and petroleum hydrocarbons» (т.е. нафтиды и входящие в их состав углеводороды). Между тем, согласно его же определению (стр. 618)г petroleum - это те же углеводороды и их производные с гетероэлементами. - Прим. ред.

первоначального равновесия. Это может быть региональное складкообразование или региональный наклон, горообразование или значительное нагревание (как результат, например, магматической деятельности), или различные изменения гидродинамических условий. Геологическая история большинства осадочных регионов характеризуется множеством подобных процессов, нарушавших равновесие пластовых флюидов и в какой-то степени обусловливавших их движение.

Прежде чем перейти к рассмотрению различных теорий миграции и аккумуляции нефти и газа, необходимо остановиться на двух основных аспектах этой проблемы: 1) геологические условия миграции и аккумуляции и 2) дальность миграции нефти и газа (можно ли ограничить возможность перемещения нефти и газа очень короткими расстояниями, например менее одной мили?).

Геологические условия миграции и аккумуляции

Наши знания о геологической обстановке, преобладающей в нефтегазоносных районах, позволяют построить схему граничных геологических условий, в которую должна укладываться любая теория миграции и аккумуляции нефти и газа. Эти условия включают в общем случае множество различных переменных, как известных нам, так и неизвестных. Они могут быть сформулированы следующим образом.

1. Прежде всего каждая залежь нефти и газа находится в водной среде. Вода может быть свободной или связанной, краевой или подошвенной. Это значит, что проблема миграции теснейшим образом связана с движением воды, изменениями пластового давления и другими вопросами гидрогеологии. Наличие гидродинамического градиента давления между скважинами свидетельствует о том, что вода, насыщающая коллектор в виде непрерывной фазы, находится в движении. Вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, и скорость этого движения зависит как от разницы в величинах гидравлического потенциала областей питания и разгрузки, так и от пропускной способности (проницаемости) водоносных пластов. Скорость воды может быть очень небольшой и измеряться несколькими дюймами или футами в год, но влияние общих гидродинамических условий на миграцию нефти и газа почти всегда очень велико.

2. Нефть и газ обычно не смешиваются с водой и обладают меньшей плотностью, чем окружающие их воды.

3. Нефтегазоносные породы-коллекторы значительно отличаются друг от друга. Их возраст изменяется от докембрия до плиоцена, состав ‑ от кварцевого до карбонатного, происхождение - от осадочного до магматического, пористость ‑ от 1 до 40%, проницаемость ‑ от 1 миллидарси до многих дарси.

4. Характер ловушек для нефти и газа также очень разнообразен. Образование ловушки может быть обусловлено структурным фактором, стратиграфическим фактором или их комбинацией. Одним из существенных факторов улавливания нефти и газа может оказаться градиент потенциала флюида, создающий барьер на пути движения флюидов.

5. В широких пределах изменяются такие сложные факторы, как размер пор, характер их сообщаемости и степени извилистости, определяющие величину пористости и проницаемости, а также химические особенности пород.

6. Минимальное время, необходимое для образования нефти и газа, их миграции и аккумуляции в залежи, по-видимому, не превышает 1 млн. лет (см. стр. 59: часть «. Природный резервуар. – А.Ф.). Доказательством может служить установленный факт, что в некоторых плиоценовых залежах ловушка сформировалась ранее плейстоценового времени. С такими ловушками, в частности, связаны залежи нефти и газа на месторождении Кетлмен-Хиллс в Калифорнии. Залежи приурочены к формации Темблор (миоцен). Однако складка не могла образоваться раньше, чем в плейстоцене, поскольку отложения формации Темблор залегают практически параллельно плейстоценовым породам, выходящим на дневную поверхность [1]. Это говорит о том, что данная залежь сформировалась в позднеплейстоценовое или даже в постплейстоценовое время, т.е., вероятно, в промежутке 1000 000-100 000 лет назад. Примером, показывающим, что для приспособления залежи к изменению гео­логических условий требуется относительно небольшой промежуток времени, служит наклонная залежь месторождения Кейро в Арканзасе [2] (см. фиг. 12-8). Наклон водо-нефтяного контакта образовался за 10-12 лет. Если бы смещение залежи продолжалось с такой же скоростью в течение еще нескольких лет, вся нефть, без сомнения, оказалась бы в конечном счете вытесненной из ловушки. Таким образом, время, необходимое для аккумуляции нефти в залежи, может быть геологически коротким, вплоть до тысяч и даже сотен лет.

7. Верхней границей или кровлей любой залежи, образованной в результате действия структурного, стратиграфического, гидродинамического факторов или их комбинаций, является относительно непроницаемая изогнутая поверхность, обращенная выпуклостью вверх. Исключения из этого положения крайне редки и могут быть признаны только в случае бесспорности всех имеющихся данных.

8. Температура в породах-коллекторах может изменяться в пределах 50-100°С (122-212°F), хотя в некоторых нефтегазоносных районах она достигает 163°С (325°F).

9. Пластовое давление также значительно изменяется во времени в зависимости от геологической истории района. Замеренные величины пластовых давлений варьируют от 1 до 1000 атм и более. В течение геологического времени пластовое давление могло неоднократно возрастать и снижаться.

10. Геологическая история ловушки может изменяться в широких пределах - от единичного геологического «эпизода» до комбинации множества различных явлений, накладывавших в течение длительного геологического времени свой отпечаток на залежь. При этом залежи в известняках или доломитах характеризуются теми же особенностями соотношения пластовых флюидов, положения водо- и газо-нефтяных контактов и границ ловушек, что и залежи в терригенных коллекторах. Однако химические соотношения пород и насыщающих их флюидов, явления растворения, цементации, уплотнения и перекристаллизации в этих двух типах природных резервуаров совершенно различны.