Основные понятия о миграции

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Под миграцией нефти и газа понимают любое перемещение этих веществ в земной коре¹.

Прежде чем говорить о силах, вызывающих перемещение по­движных веществ в земной коре, следует коротко остановиться на том, в каком физическом состоянии они могут передвигаться сквозь толщу пород. Вопрос этот очень сложен, и пока не существует твердо сложившегося представления. •,

Рассмотрим ряд: асфальты (1) —>- мальты (2) —»- «мертвые» нефти (3) ->- недонасыщенные газами нефти (4) -> насыщенные газами нефти (5) -»- смесь нефти и газа (6) —>- газ с конденсатом (7) -> газ сухой (8). В этом ряду способность к перемещению увеличивается в направлении от твердых асфальтов к газам.

Первые три члена этого ряда сами по себе малоподвижны, и пере­мещение их в недрах земной коры возможно только совместно с вмещающими их породами в процессе тектонических движений.

Четвертый и пятый члены ряда имеют относительно большую подвижность. Здесь следует иметь в виду уменьшение вязкости нефти и ее плотности по мере растворения в ней газов. Можно пред­полагать наличие в недрах достаточных количеств газообразных углеводородов для насыщения нефти на первых стадиях ее образо­вания. Встречающиеся в природе случаи недонасыщенной или «мертвой» нефти следует рассматривать как результат вторичных процессов.

Шестой член разбираемого ряда несколько отклоняется от общей закономерности. Для него характерно наличие не одной, а двух фаз, следовательно, на перемещение будет влиять фазовая проница­емость.

У седьмого и восьмого членов ряда наблюдается одна фаза, и, следовательно, они действительно будут обладать максимальной подвижностью при наличии напрерывной фазы (струи). Всегда надо иметь в виду еще одну жидкую фазу — воду. На границе раздела газ — вода возникают большие поверхностные напряжения (ме-- ниск), препятствующие перемещению газа в пористой среде, запол­ненной водой. Чтобы вызвать перемещение газа в пористой среде, заполненной водой, необходимо преодолеть эти напряжения (давле­ние прорыва) и создать непрерывный поток газа. Сказанное в равной степени относится и к контакту нефть — вода. Величина сопротивле­ний определяется поверхностными напряжениями на контактах разных фаз. Этим обстоятельством, в частности, объясняется спо­собность воды фильтроваться через покрышку резервуара, пред­ставленную глинами, смоченными водой, в то время как для нефти и газа она оказывается практически непроницаемой. Теоретическая сторона этих вопросов достаточно детально рассмотрена в трудах В. П. Савченко.

Законы фильтрации жидкостей, газов и их смесей через пористую или трещиноватую среду были рассмотрены в гл. VI. Диффузия, т. е. перемещение, обусловленное собственным движением молекул, давно известна в физике и не вызывает сомнения. Диффузия того или иного вещества в другом веществе обусловливается наличием градиента концентраций. Диффузия газов происходит в соответ­ствии с законом Фика

где Q — объемная скорость диффузии;

D — коэффициент диффузии;

s — поперечное сечение;

Р — коэффициент растворимости или сорбции;

h — толщина слоя;

С\—Су, — перепад концентраций.

Величина называется градиентом концентрации.

В природных условиях по В. А. Соколову можно наблюдать:

1) диффузию газа в другом газе; 2) диффузию газов в жидкости (в воде или нефти); 3) диффузию газа в твердом теле (в веществе породы); 4) диффузию газа в породе, насыщенной водой; 5) диф­фузию газа во влажной глине.

Давление геостатическое и динамическое. Роль давления в пер­вичной миграции рассмотрена в предыдущей главе. Здесь следует добавить, что уплотнение пород может происходить не только под действием геостатического давления (нагрузки вышележащих слоев), но и под действием тектонических сил, выводящих породы из нор­мального залегания и сминающих их в складки. Давление, вызы­ваемое тектоническими силами, называется динамическим в отличие от геостатического давления, вызываемого нагрузкой вышележащих пород. Под действием динамического давления возможно дальней­шее уплотнение пород и, следовательно, дальнейшее выжимание подвижных веществ. В результате действия тектонических сил породы сминаются в складки, часто нарушенные разрывами. При этом происходит перераспределение давления в отдельных участках земной коры. Возникшие в толще пород трещины и разломы могут служить путями для перемещения воды, нефти и газа. Перераспре­деление давления вызывает новое перемещение подвижных ве­ществ.

При складкообразовании часть пород поднимается на значи­тельную высоту и подвергается усиленной эрозии. Эрозия, с одной стороны, влияет на распределение давления в земной коре, а с дру­гой, — может повести к разрушению слоев, содержащих в себе нефть и газ.

Гравитационный фактор. Под гравитационным фактором мигра­ции нефти и газа понимают действие силы тяжести. Если в резуль­тате тех или иных перемещений нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды, то нефть в силу своего веса будет стремиться занять в этом пласте его пониженные участки, а газ — повышенные.

Миграция нефти и газа путем всплывания может происходить лишь по трещинам и крупным порам. Перемещению нефти и газа под действием гравитационных сил препятствуют силы трения, междуфазное трение, вызываемое относительным перемещением газа, нефти и воды по отношению друг к другу (фазовые проница­емости); вязкость (или внутреннее трение); молекулярное притяже­ние между стенками породы и молекулами подвижных веществ (своего рода сила «прилипания»).

Всплывание облегчается, если оно происходит не по отдельным каплям, а непрерывным слоем нефти или газа, или в подвижной среде. При движении нефти по порам в виде отдельных капелек нефти и газа существенную роль играет эффект Жамена. Капельки нефти и газа стремятся принять шарообразную форму, обладающую наименьшей поверхностью. Когда капельке необходимо пройти через пору с меньшим диаметром, чем ее собственный, она вынуж­дена вытянуться и увеличить свою поверхность. Увеличение поверх­ности капли может произойти только под воздействием внешних сил. Внешней силой может быть разница в удельных весах — грави­тационная сила.

При малом размере пор (плохой проницаемости) и малом угле падения пласта гравитационные силы не смогут преодолеть сил сопротивления, и свободное движение подвижных веществ прекра­щается. Для преодоления сопротивления движению необходимо приложение добавочной внешней силы. Такой силой может ока­заться напор воды — гидравлический фактор.

Гидравлический фактор. Вода в земной коре может находиться в движении. В пластах горных пород наблюдается струйное движе­ние воды, подчиняющееся закону Дарси. В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и таким образом перемещает их

Пользуясь законом Дарси и расчетами силы всплывания, которая будет пропорциональна разности удельных весов и синусу угла наклона пород, можно рассчитать скорость потока воды, при которой она способна увлечь с собой пузырьки газа или нефти. Подобные расчеты, начиная с прошлого столетия, неоднократно приводились различными авторами. Однако было бы грубой ошибкой распростра­нять подобные расчеты на процесс разрушения залежей водой (как это пытаются сделать А. А. Карцев, В. А. Краюшкин и некоторые другие).

В процессе движения дифференциация подвижных веществ по их плотностям происходит значительно легче. Отдельные капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой, обра­зуют более крупные капли, последние в свою очередь соединяются между собой и при благоприятных условиях образуют скопление нефти и газа. При наличии сплошной массы нефти или газа, заполня­ющих поры породы, вода может вытеснять их силой своего гидро­статического давления на поверхность нефть (газ) — вода. Здесь главную роль играет напор воды на поверхность раздела или вытес­нение всего объема залежи. Возможен и другой механизм разруше­ния залежи, обусловленный скоростью движения воды, т. е. путем послойной передачи количества движения от воды к залежи нефти и газа. В этом случае, как уже упоминалось, приведенные расчеты не применимы. Для решения подобной задачи может быть исполь­зовано уравнение движения вязких жидкостей Новье-Стокса. По­пытка расчета скоростей движения воды, необходимых для разру­шения залежей по этой формуле, была произведена П. Л. Антоновым. Оказалось, что при мощности нефтяного слоя (девонская нефть) в пластовых условиях 10 см, проницаемости 0,5 д и пористости 25% для разрушения залежи необходима линейная скорость движения воды около 20 см/сек. Обычные скорости движения вод в пластовых условиях порядка га-Ю"⁷ см/сек, т. е. на 6—7 порядков ниже. Иначе говоря, в природных условиях не может быть достигнута скорость движения воды, необходимая для разрушения залежей путем увле­чения нефти или газа движущейся водой.

Углеводороды растворимы в воде в незначительной степени. Растворимость их в воде зависит от температуры и давления, а также от содержания в воде некоторых компонентов. В одних условиях температуры и давления вода может растворить в себе углеводороды, а в других — вновь выделить их. Таким образом совершается мигра­ция углеводородов, растворенных в воде.

Капиллярные и молекулярные явления. Механизм перемещения нефти и газа под действием капиллярных сил в достаточной мере еще не изучен. Трудно сказать, на какое расстояние возможны такие перемещения и какую роль играют они в процессе миграции угле­водородов. Поставленные опыты и некоторые теоретические пред­посылки дают основание предполагать, что такое перемещение вряд ли возможно на большие расстояния и вряд ли играет главную роль в процессе формирования скоплений нефти и газа.

Не углубляясь в физическую сущность капиллярных явлений, остановимся коротко на основных положениях теории замещения. Величина капиллярного давления зависит от свойств подвижных веществ, свойств породы и размера пор. В поре породы наблюдается сложнее взаимодействие породы, воды, нефти и газа. Поверхностное натяжение на границе сред различное. Поверхность раздела между водой и нефтью в поре, стенки которой состоят, например, из крем­незема, имеет выпуклую форму, обращенную в сторону воды. Кри­визна поверхности, обусловленная поверхностным натяжением, зависит от диаметра поры. Чем больше диаметр поры, тем меньше кривизна и тем меньше капиллярное давление. При диаметре поры около 0,5 мм оно исчезает совершенно. Чем меньше диаметр поры, тем больше кривизна поверхности раздела и тем больше капиллярное давление, так что уже при диаметре поры 0,1 мм капиллярные, силы обычно превышают гравитационные. Так как вода смачивает породы лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она стремится вытеснить нефть из мелких пор в более крупные.

Можно предполагать передвижение нефти не в виде отдельных капель, а в виде молекулярных пленок. Зерна породы в результате молекулярного притяжения обволакиваются концентрическими слоя­ми воды. Нефть в свою очередь в виде молекулярных пленок распо­лагается между слоями воды.

Передвижение подвижных веществ может происходить под дей­ствием капиллярного фактора, под действием гидравлического давления и в результате выдавливания при уплотнении породы. По существу сюда же должны быть отнесены и ранее упомянутые перемещения вследствие диффузии. Возникновение скопления пред­ставляет собой процесс возрастания концентрации углеводородов. Тогда явления диффузии должны рассматриваться прежде всего как один из факторов разрушения существующих скоплений нефти и газа. Созидающая роль этого фактора может быть отмечена при рассмотрении региональной стороны явления. При огромных мас­штабах диффузии этим процессом можно объяснить массовый пере­ход углеводородов из одних пород в другие, из пород плохо прони­цаемых в породы хорошо проницаемые. Дальнейшая концентрация углеводородов в хорошо проницаемых пластах возможна под влиянием других факторов, в частности гидравлического.

Энергия газа. Энергия газа как движущая сила для нефти в пласте довольно хорошо изучена путем наблюдений за разрабаты­ваемыми скоплениями нефти и газа. Установлено двоякое проявле­ние энергии газа. Если в скоплении нефти и газа последнего доста­точно много для полного насыщения нефти при данном давлении и температуре, то избыток газа может образовывать газовую шапку. В газовой шапке газ находится в сжатом состоянии под давлением. При перепаде давления (например, при вскрытии пласта скважи­нами) газ расширяется, затрачивая свою энергию на работу по продвижению подстилающей его жидкости. В этом случае энергия расширяющегося газа прикладывается к поверхности его контакта с жидкостью. Такой режим перемещения жидкости (нефти) в пласте называется газонапорным.

При снижении давления происходит выделение и расширение газа, растворенного в нефти или в воде. Выделяющийся и расширя­ющийся газ также совершает работу по перемещению жидкости. В этом случае энергия газа равномерно распределена по всему объему жидкости. В практике разработки скоплений нефти такой процесс называется режимом растворенного газа. •

Упругие расширения жидкости и пород. В. Н. Щелкачев и И. Н. Стрижов изучали упругие свойства жидкости и пород. Жидкость (преимущественно вода), заполняющая коллектор и нахо­дящаяся под некоторым давлением, сжимается. Коэффициент сжима­емости воды весьма мал (примерно 5-Ю"⁵ 1/ат), но при больших объемах воды в пласте снижение давления в нем может вызвать значительное увеличение объема жидкости. Увеличение объема жидкости будет сопровождаться ее перемещением — миграцией.

Коэффициент сжимаемости пород еще меньше, но при больших объемах пласта его упругие силы могут иметь существенное значе­ние для миграции жидкости в пласте. При снижении пластового давления в результате упругого расширения зерен породы поровые каналы будут сужаться, а находящаяся в них жидкость вытесняться из пласта.

А. Н. Снарский допускает существенное повышение внутри-пластового давления в глинах за счет их уплотнения, которое по своим размерам может приблизиться к горному давлению. Может наступить момент, когда внутрипоровое давление превысит предел упругости породы, произойдет ее разрыв и образование трещин. По образовавшимся трещинам произойдет миграция от пород с боль­шим поровым давлением в сторону пород, в которых поровое давле­ние равно гидростатическому. Широко применяющаяся ныне прак­тика гидравлического разрыва пластов подтверждает выдвигаемую А. Н. Снарским схему.

Как видно из изложенного, процесс миграции определяется физико-химическим состоянием мигрирующих веществ, силами, вызывающими их перемещение, и наличием путей миграции. Если физическое состояние мигрирующего вещества допускает его пере­мещение под действием любого из перечисленных выше факторов и при этом существуют необходимые пути миграции, то последняя будет происходить на любые расстояния в пределах действия сил миграции. Таким образом, вопрос о дальности миграции следует рассматривать прежде всего исходя из конкретной геологической обстановки, обеспечивающей действие необходимых сил и наличие путей для перемещения. Судя по крупным нефтяным и газовым месторождениям, протягивающимся иногда на многие десятки и даже первые сотни километров, необходимо допустить миграцию по пластам (внутрирезервуарную) на многие километры.

В горных и предгорных районах на всем протяжении складчатых зон, опоясывающих земной" шар, известны обильные нефтегазо-проявления. Связано это как с тем, что в сильно дислоцированных областях существуют многочисленные пути — трещины и разломы, облегчающие продвижение нефти и газа, так и с тем, что здесь происходят мощные процессы размыва, выводящие насыщенные нефтью и газом пласты на поверхность земли. Большинство есте­ственных выходов нефти и газа являются проявлением внерезервуар-ной миграции углеводородов на срезе современной поверхности земли. Эти явления свидетельствуют о процессах, которые происхо­дят в недрах и создают в природных резервуарах мощные скопления нефти и газа.

В слабодислоцированных складчатых районах и на платформах, где не наблюдается подобных интенсивных проявлений нефти и газа, подвижные вещества в недрах все же перемещаются то с большей, то с меньшей силой.

Миграция является одной из форм движе­ния в общем процессе нефтегазообразова-ния и нефтегазонакопления в земной коре.

Известны многочисленные попытки создать классификацию миг­рационных процессов по их характеру и направлению. В. А. Соко­лов (1965) считает, что в предложенных классификациях не учиты­вается рассеяние газа и нефти, а поэтому среди миграционных процессов предлагает выделять фильтрацию, всплывание, диффузию, отжатие из уплотняющихся глинистых пород, перенос газа и нефти вместе с водой (в растворенном и в свободном виде), растворение и перенос нефти сжатыми газами..

При этом он отмечает, что всякий процесс миграции на более или менее значительное расстояние сопровождается процессом разделения мигрирующей газовой и газонефтяной смеси. Следует, однако, отметить, что в природе обычно одновременно проявляются противоположные тенденции. Мы также неоднократно подчеркивали возможность дифференциации веществ в процессах их миграции. Но при этом не следует забывать, что во многих случаях именно процессы миграции приводят к смешению ранее разделившихся веществ. В литературе по геологии нефти существует большое количество терминов, связанных с процессами миграции. Наиболее часто употребляются такие термины, как первичная и вторичная миграция, вертикальная и боковая (латеральная), урмиграция (первичная) и эмиграция (вторичная) и т.д.

И. М. Губкин писал: «Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивле

ния и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать». С этой точки зрения следует выделять лишь основные типы миграционных процессов, постоянно имея п виду возможность сосуществования различных видов миграции; и их взаимный переход друг к другу. ^{

Исходя из упоминавшихся выше критериев, И. О. Брод совместно с автором в 1945 г. разработал классификацию миграционных процессов, которая и приводится ниже в несколько переработанном и расширенном виде. Все миграционные процессы рассматриваются по трем категориям: 1) по форме (характеру) движения нефти и газа;

2) по масштабу движения; 3) по путям движения. -Факторы, обу­словливающие процессы миграции, были рассмотрены ранее.

В табл. 55 и 56 рассмотрены группы, виды и разновидности миграционных процессов, при этом предусмотрены всевозможные формы движения битумов при формировании и разрушении скопле­ний нефти и газа.

Таблица 55 Классификация миграционных процессов по форме и масштабу движения

Основные группы процессов миграции по масштабу движения	Основные роды миграции по форме (характеру) движения	Внутрирезервуарная миграция в слабопроницаемых и в хорошо проницаемых породах
Локальная миграция	Контролируемая струк­турными особенно­стями Контролируемая стра­тиграфическими особен­ностями	В пределах отдельных струк­турных поднятий В связи с местными разрывами на моноклина лях и гомокли-налях В связи с местными литологи-нескими изменениями пород Вдоль поверхностей несогласий при местных перерывах
Региональная мигра­ция	Контролируемая струк­турными особенно­стями Контролируемая страти­графическими особен­ностями	В связи с региональным на­клоном пород В связи с антиклинальными зонами регионального значе­ния В связи с региональными раз­ломами Вдоль поверхностей несогласия при региональных перерывах В связи с зонами региональной смены фаций

Миграция нефти и газа в гидродинамической обстановке кол­лектора, при которой они перемещаются по пласту вместе с гидра­влическим потоком, подтверждается экспериментами В. А. Краюш-кина (1967). Эксперименты проводились в реальных пористых средах с водонасыщенностью 100%, при температуре 20—30° С и давлениях

336 ^^]л" ^" Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

5—20 am. Они показали, что гидравлические потоки в большинстве случаев являются не разрушительной силой, а, наоборот, силой, создающей месторождения нефти и газа.

Таблица 56 Классификация миграционных процессов по путям движения

Разновидность	Внерезервуарная миграция (в слабо­проницаемых породах)	Внутрирезервуарная миграция (в хорошо проницаемых породах)
По отношению к толщам пород, в кото­рых идет перемещение	Сингенетическая (в осадке, где происходят нако­пление и пре­образование органических веществ)	Эпигенетиче­ская (сквозь мощные толщи разнородных пород)	Внутри-пластовая	Внутри мощ­ных толщ, состоящих из многих хорошо про­ницаемых пластов
По типу путей движе­ния	По капиллярам (капиллярная)	Перовая
По разломам и трещинам (тре-щинная)	Трещинная
По направле­нию движе­ния	Боковая
Вертикальная

В. А. Краюшкин считает, что при латеральном подходе нефти вместе с гидравлическим потоком к любым ловушкам антиклиналь­ного типа (пластовым, сводовым или массивным) нефть и газ не всплывают к их сводам, а образуют у места входа небольшие скопле­ния. Перемещение этих углеводородов вверх к своду ловушек осу­ществляется путем приращения их новых порций к данному скопле­нию и движения вверх по склону только на том отрезке пути, кото­рый соответствует приращенному объему скоплений. Миграция нефти и газа от подошвы антиклинали к своду происходит в виде «ползущего ручейка» или струи. Нефть и газ вытесняют из пор воду, подталкиваемые гидравлическим потоком, который уносит из ловушек и вытесняемую воду. Поэтому В. А. Краюшкин считае:', что нефть и газ, латерально мигрирующие вместе с гидравлическим потоком вверх по восстанию моноклинали, также движутся в виде «ползущего ручейка» или струи, переносятся гидравлическим пото­ком и улавливаются на участках пьезометрических минимумов — у литологических барьеров, поверхностей стратиграфических не­согласий, зон уменьшения проницаемости коллектора и т. д.

Миграция нефти и газа в коллекторе подтверждается в процессе применения разработки нефти путем применения методов заводнения и закачки газа.

§ 2. ОБРАЗОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Передвижение углеводородов сопровождается дальнейшими хими­ческими и физическими преобразованиями, в результате которых и возникают разнообразные углеводородные соединения.

Длинный путь ведет от рыхлого песка и ила к образованию плотного песчаника, сланцеватой глины или известняка. Жизнь углеводородных соединений не отделима от жизни и развития со­держащих их отложений. Это происходит не потому, что глины служат катализатором при образовании битумов, и не только потому, что образовавшиеся масла, смолы и асфальтены входят в химическое взаимодействие с окружающей породой, но и потому, что превра­щение осадка в породу меняет его физические свойства, а следова­тельно, меняет и его взаимоотношение с содержащимися в нем подвижными веществами. При погребении осадка происходит все большее его уплотнение и перемещение насыщающих его подвиж­ных веществ в менее уплотненные зоны. Если нефтематеринская формация содержит в себе прослои и линзы песков или включения каких-нибудь других мало уплотняющихся осадков, то подвижные вещества перемещаются в них. Этому содействует капиллярный фактор. Более проницаемые породы с заключенными в них подвиж­ными веществами оказываются окруженными слабопроницаемыми породами с субкапиллярными порами, заполненными водой. При та­ком сочетании вода стремится вытеснить нефть в более крупно­пористые зоны и во всяком случае удержать в них нефть. Подвижные вещества дифференцируются. Газ и нефть всплывают над водой, образуя залежи этих полезных ископаемых.

Примером залежей нефти, образовавшихся, по-видимому, в мате­ринской свите по описанной выше схеме, могут служить залежи в песчаных скоплениях, которые заключены в толще глин олиго-ценового возраста (майкопская свита) Кавказа,

В тех случаях, когда возникновение нефтяных углеводородных соединений связано с карбонатными илами, природным резервуаром может служить в целом толща, в которой произошло образование нефти и газа-

На первом же этапе формирования залежей может происходить не только их образование, но и разрушение. Процессы образования и разрушения тесно переплетаются между собой. Те же причины,. которые вначале способствуют образованию залежи, а в дальнейшем могут явиться причиной ее разрушения.

Так, в период формирования нефти биологические процессы, т. е. всевозможные биохимические реакции, помогают образованию нефти и газа. Но те же процессы при развитии бактерий, разлага­ющих углеводороды, могут привести к превращению нефти целиком в газ, а иногда к уничтожению и газообразных углеводородов.

Стадия накопления осадка в морских бассейнах нередко сме­няется эпохой мощных тектонических и горообразующих процессов или колебательных движений сравнительно малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под действием текто­нических сил сминается в складки. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются интенсивному разруше­нию поверхностными агентами и разбиваются многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по площади неравномерно. При орогенических процессах перемещение подвиж­ных веществ совершается не только под влиянием геостатического, но и динамического давления.

Подвижные вещества могут перемещаться по порам, трещинам и разломам. При передвижении подвижных веществ по трещинам существенную роль приобретает гидравлический фактор. Поток воды, устремляющийся в область наименьшего давления, увлекает за собой различные углеводородные соединения, перенося их на значительные расстояния. При движении этого смешанного потока проявляется новый фактор — гравитационный. Под влиянием раз­ности в плотностях различных веществ, входящих в состав потока, который передвигается по трещинам, они стремятся разделиться — дифференцироваться. Газ, находящийся в свободном (нерастворен­ном) состоянии, в своем движении обгоняет нефть и воду. Жидкие углеводороды, всплывая над водой, стремятся обогнать ее. Замыка­ние трещин, переходящих неоднократно вновь в зияющие, сопро­вождается резкими перепадами давления и усложнением процесса миграции за счет энергии расширяющегося газа.

В случае сообщения крупной трещины или разлома, по которому происходит подобное движение подвижных веществ, с поверхностью создается наибольший перепад давления; при этом описанный выше процесс протекает наиболее бурно, и на поверхности наблю­даются газовые выбросы, достигающие иногда весьма значительных размеров. Так как при своем движении поток захватывает, растирает и перемешивает породы, то и они вместе с ним в виде грязи извер­гаются на поверхность. Конусообразные скопления грязи на поверх­ности образуют сальзы и грифоны, а иногда огромные грязевые вулканы. Особенно резко такие процессы выражены в геосинкли­нальных областях.

Внерезервуарная миграция, носящая по своему масштабу региональный характер, является естественным следствием динамического и геостатического давлений на горные породы, содержащие углеводородные соединения. Внерезервуарная мигра­ция — передвижение подвижных веществ по тонкопористым поро­дам — не только ведет к перемещению нефти и газа в при родные резервуары, но и может вызвать полное уничтожение за­лежей.

Слабее выражается Внерезервуарная миграция в платформенных областях. Вместо мощных толщ терригенных отложений геосинкли­нальных областей здесь отлагаются осадки меньшей мощности с преобладанием карбонатов. Результатом проявления тектониче­ских сил являются пологие изгибы осадочных толщ. Образующиеся складки более пологи, углы падения на их крыльях измеряются иногда долями градуса (превышение всего несколько метров на 1 км). Динамический фактор меньше влияет на процесс выжимания подвижных веществ, чем в геосинклинальной области. Внерезер­вуарная миграция затруднена не только из-за ослабления сил, вызывающих ее, но и из-за характера пород, слагающих разрез. Поэтому она протекает спокойнее и медленнее, чем в геосинклиналь­ных областях, и проявляется в значительно меньшем диапазоне разреза. В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи

складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; Внерезервуарная мигра­ция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная мигра­ция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды

складкообразования.

Итак, в результате внерезервуарной миграции подвижные ве­щества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продол-1 жают перемещаться, т. е. происходит внутрирезервуарная мигра­ция. При внутрирезервуарной миграции роль различных факторов,! определяющих образование скоплений нефти и газа. зависит в основном от проницаемости коллектора, его насыщенности водой и от движения воды. Для хорошо проницаемых коллекторов, насы­щенных водой, которая находится в покое, формирование залежей обусловливается гравитационным фактором. При наличии хотя бы небольшого уклона углеводородные соединения двигаются под кровлей вверх по ее уклону до встречи с ловушкой.

Растворенный газ выделяется из нефти или воды тогда, когда давление оказывается равным давлению насыщения; только в этом случае может образоваться газовая шапка или газовая залежь над водой. В резервуаре жидкость находится, как правило, под гидро­статическим давлением. Наименьшее гидростатическое давление наблюдается в наиболее высоко поднятых частях резервуара, наи­большее — в наиболее опущенных. Следовательно, выделение рас­творенного газа из жидкости (нефти или воды) с образованием свободного скопления будет происходить в приподнятых участках резервуара, в сводах антиклинальных складок, у кровли выступов массивных резервуаров, в головах моноклинально падающих пла­стов (А. Л. Козлов).

При наличии в резервуаре ловушки на пути движения флюидов может образоваться залежь нефти и газа. Если при отсутствии движения воды любая слабо выраженная ловушка может служить местом формирования залежи, то при циркуляции воды условия скопления иные.

Здесь также обнаруживается разница в условиях формирования залежей в платформенных и геосинклинальных областях. В плат­форменных областях ловушками могут служить слабовыпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначитель­ные ухудшения проницаемости пород. Например, в Бугурусланском месторождении ловушкой для залежи служит структурный изгиб резервуара с наклоном пород, не превышающим нескольких метров на 1 км.

В геосннклннальных областях при хорошо проницаемом коллек­торе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать скопления далеко не в каждом выпуклом брахиантиклинальном изгибе или экранированной моноклинали. Вследствие этого в пре­делах крупных антиклинальных зон в одним и тем же природным резервуаром в одних поднятиях образуются нефтяные залежи, в других — Нефтяные залежи с газовыми шапками или чисто газовые залежи, а в некоторых поднятиях залежи отсутствуют совсем. Различным напором и неравномерной по интенсивности циркуляцией воды объясняется перемежаемость нефтеносных и водо­носных песчаников в мощных песчано-глинистых толщах. Примером может служить продуктивная толща Апшеронского полуострова (рис. 146).

Дифференциация нефтей и газов в процессе миграции особенно отчетливо проявляется при рассмотрении цепи ловушек, располо­женных на одном структурном элементе. Принцип дифференциаль­ного улавливания углеводородов для таких условий был одновре­менно высказан С.П.Максимовым в 1954г. и канадским ученым В. Гассоу. Сущность его излагается ниже по С. П. Максимову.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но со значительным прогибом между ними, будут наблюдаться следующие соотношения. В первой, более глубоко погруженной антиклинальной складке или куполе скапли­вается газ, так как ловушки, полностью заполненные газом, улавли­вать нефть не могут. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух снизу ловушек (рис. 147, а), то в следу­ющей (третьей), более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с остатками свободного газа в виде газовой шапки. В следующей ловушке вверх по восстанию пластов скопится нефть только с раство

ренным газом или нефть с водой. Если вся нефть будет израсходована на заполнение предыдущих снизу ловушек, то последующие ловушки по пути движения газа и нефти будут заполнены только водой.

Рис. 146. Схематический поперечный разрез месторождения Бибиэйбат.

Эта закономерность отмечается в тех стратиграфических комплексах и районах, где пластовые давления в залежах нефти ниже давления

насыщения газа.

Если в нефтегазовых залежах давление насыщения газа будет меньше пластового давления, то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом (рис. 147, б). При даль­нейшей миграции по цепочке постепенно повышающихся ловушек нефть может попасть в область, где пластовое давление меньше давления насыщения, тогда газ начнет выделяться из раствора и образовывать либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, оттесняя нефть в расположенные выше ловушки. В этом случае будет следующее распределение нефтяных и газовых залежей: самые погруженные ловушки заполнены нефтью, средние — газом или нефтью с газовыми шапками, выше по региональному подъему пласта ловушки снова заполнены нефтью с относительно повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой.

Рис. 147. Принципиальная схема дифференциального улавли­вания нефти и газа в последовательной цепи ловушек (по С. П. Максимову).

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания;

вариант, изображенный на рис. 147, а, является частным случаем общей закономерности.

Описанное явление, конечно, представляет собой лишь самую общую схему. В действительности процесс протекает в более слож­ных условиях, зависящих прежде всего от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени. Существенные изменения могут вноситься разновременностью образования ловушек, измене­нием направления регионального наклона пластов, глубин залега­ния и в связи с этим давлений и температур в залежах, выводом пластов на поверхность и т. д. Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципами дифференциального улавливания установлено во многих тектонических зонах как в Советском Союзе, так и в других странах.

В качестве примера на рис. 148 приведено распределение зале­жей нефти и газа в альбских отложениях Ейско-Березанского района

2. ООразоваяИе и равр"?1пение аалежей

Краснодарского края. Характерно также распределение залежей нефти и газа в бобриковском горизонте Линевско-Бахметьевской зоны дислокации. Многочисленные примеры распределения залежей в соответствии с принципом дифференциального улавливания при­водятся С. П. Максимовым (1964) по южным районам Волго-Ураль- ской области. В. А. Кашлян и И. А. Якупов (1963) пытаются при­менить этот принцип для выяснения усло­вий формирования залежей нефти и газа в рифовой зоне Приуральского прогиба.

Облегчение нефтей в одних и тех же го­ризонтах по мере погружения тектониче­ских зон было отмечено Б. М. Саркисяном для залежей продуктивной толщи Апше-ронского полуострова еще в 1943 г.

В. А. Краюшкин (1957, 1967) поставил опыты для проверки в лабораторных усло­виях принципа дифференциального улавли­вания. Он применял стеклянные трубки, за­полненные водой и песком с водой (рис. 149). При имитации гидродинамических условий наблюдалось четкое разделение нефти и газа в ловушках в соответствии с принципами дифференциального улавливания. Разделе­ние происходило одинаково, независимо от Рис. 149. Эксперимен- того, подавался ли в первую ловушку сна-

тальное воспроизведение подавалась нефть. В статиче-

селективнои аккумуля- " v

ции нефти и газа (по ских условиях распределение нефти и газа

В. А. Краюшкину, 1957). по ловушкам не наблюдалось. В. А. Кра-а — заполнение газом и юшкин экспериментально показал возмож-S^юeк^ц%^иaч^cилT^eS^^X ""^ь аналогичного дифференциального рас-

ся газ, а затем нефть). Угол ПределёНИЯ ПрИ вертикальной миграции

наклона антиклинальной ли- -

нии больше нуля. в - за- в макетах многопластовых месторождении.

полнение нефтью и газом С иотгптгтг.ту ртпгиасту та ттпппптто ттайттгп-опрокинутых антиклиналей ^г> НеКОТОрЫХ Случаях В Природе НаОЛЮ-

(сначала подавалась нефть, ДаЮТСЯ рСЗКИе расхождения С Описанным а затем газ); 1 — нефть; 2 — т\

газ; s — вода. выше принципом. В качестве примера можно привести распределение залежей в отло­жениях нижнего карбона Болыпекинель-

ского вала. С. П. Максимов склонен рассматривать такие явления не как отклонение от общей закономерности, а как результат последующих изменений. Так или иначе описанная зако­номерность весьма часто наблюдается в природе и может быть распространена на цепь литологически экранированных ловушек на моноклинали (В. А. Киров).

Изменения регионального наклона пород (величины или на­правления), установленные для многих нефтегазоносных областей, должны приводить к существенному перераспределению залежей

S 2. Образование и разрушение залежей

нефти и газа. В этом случае некоторые ловушки могут открыться частично или полностью, могут появиться и новые ловушки. Весьма вероятно перетекание в этом случае нефти и газа из одной ловушки в другую путем струйной миграции. При значительных подъемах того или иного участка земной коры периферийные залежи за счет полного или частичного раскрытия ловушек будут разрушаться. В этом случае в наиболее приподнятой части при благоприятных условиях могут образовываться колоссальные по размерам залежи нефти и газа. Возможно именно таким путем образовались залежи в пластах девона Ромашкинского (рис. 150), площади Ново-Ибрай-кино, Ново-Елховка, Минибаево и в отложениях нижнего карбона Мухановского месторождений Волго-Уральской области.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной области (А. Я. Креме, Б. Я. Вассерман и др., 1967) нефть и газ вместе с водой поступали в коллекторы, двигались вверх по восстанию пластов от центров бассейнов к их периферии, аккумулировались в ловушках. В про­цессах нефтегазонакопления основную роль, по мнению авторов, играла латеральная миграция углеводородов по природным резер­вуарам продуктивных толщ; вертикальная миграция нефти и газа в Тимано-Печорской области имела подчиненное значение, приоб­ретая большую роль при формировании залежей в карбонатных толщах. Формирование месторождений нефти и газа шло в виде неоднократно возобновлявшегося и повторявшегося процесса. В пе­риоды существенной перестройки тектонического плана территории происходило расформирование или переформирование залежей в про­странственно выдержанных резервуарах.

Сказанное заставляет обратить особое внимание на геологиче­скую историю развития той или иной нефтегазоносной территории. Закономерности распределения в ней залежей (и в частности раз­мещение наиболее крупных залежей) теснейшим образом связаны не только с возникновением локальных поднятий, но и с региональ­ным тектоническим планом и его изменениями во времени.

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными должны оказаться наиболее погруженные ловушки, стоящие на пути миграции углеводородов; расположенные выше ловушки будут заполнены водой. В дальнейшем при изменении структурного плана, наоборот, наиболее приподнятые ловушки могут оказаться местом, где будут концентрироваться углеводороды, поступающие за счет разрушения погруженных залежей. Размер и сохранение залежей в погруженных зонах будут определяться в этом случае размером и сохранением соответствующих ловушек. Таким образом, палео-тектонический анализ является одним из наиболее важных моментов, позволяющих установить закономерности распределения залежей нефти и газа в той или иной области. А знание таких закономер­ностей — это наиболее короткий и верный путь к открытию новых крупных залежей нефти и газа. Ранее было отмечено, что при миграции углеводородов могут не только образовываться, но и разрушаться залежи нефти и газа. Многообразные процессы уничтожения углеводородов и разрушения их залежей М. К. Калинко (1964) условно разделил на две группы:

1) физические и 2) химические и биохимические.

Среди физических процессов разрушения залежей нефти и газа М. К. Калинко выделяет: 1) диффузию; 2) внерезервуарную филь­трацию по пустотным пространствам различного типа; 3) внутри-резервуарную фильтрацию под влиянием движения подземных вод или сил всплывания. Здесь автор выделяет два принципиальных случая: а) исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений и б) исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефте-газосодержащих пластов процессами эрозии. Условия развития этих процессов и их скорости неодинаковы для нефти и газа вслед­ствие различных физических свойств последних.

Развитие химических и биохимических процессов обусловли­вается геотектоническими условиями. Поскольку эти процессы разрушения углеводородов в естественных условиях развиваются сравнительно медленно, конечный эффект во многом зависит от длительности пребывания нефтегазосодержащих пластов в той или иной зоне гипергенеза. Разрушение залежей движущимися водами, химические и биохимические процессы развиваются только на опре­деленных этапах геологической истории того или иного региона» чаще всего во время интенсивных восходящих движений.

Среди всех процессов разрушения залежей, по мнению М. К. Ка­линко, постоянными являются процессы диффузии и фильтрации, и поэтому они оказывают наибольшее влияние на залежи в течение всего времени существования последних. На отдельных этапах гидродинамические, химические и биохимические процессы могут подавлять влияние процессов диффузии и фильтрации и иметь решающее значение, обусловливая полное разрушение или, наобо­рот, сохранение залежи.