Схема дифференциального улавливания УВ при латеральной миграции

Различные виды перемещения и передвижения нефти и газа в толще горных пород называются миграцией.

Возможность миграции нефти и газа признается в настоящее время всеми исследователями. Никто не сомневается в том, что поступление нефти и газа в эксплуатационную скважину и добыча этих флюидов осуществляются благодаря их способности к миграции. Другим непосредственным доказательством миграции нефти и газа является распространение в определенных зонах земной поверхно­сти их выходов.

Знание условий миграции углеводородов имеет важное теоре­тическое и практическое значение, так как оно позволяет прогнози­ровать зоны концентрации значительных скоплений нефти и газа, объяснить, какими путями эти флюиды заполняют ловушки, почему одни ловушки содержат нефть, другие — газ, а третьи пустые.

Исследователи выделяют первичную миграцию из нефте-материнских (нефтегазопроводящих) толщ в различные пористые и проницаемые породы-коллекторы и вторичную миграцию — передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора (лате­ральная, пластовая, миграция) и из одного пласта в другой через толщу пород (вертикальная, межпластовая, миграция).

Нефтегазовую геологию в большей степени интересует вторичная миграция, потому что она обусловливает накопление нефти и газа в ловушках и образование залежи.

Миграция флюидов в природном резервуаре в значительных масштабах становится возможной при наличии наклонов и соответ­ственно перепадов давлений. Перемещение нефти и газа происходит в пределах локальных ловушек из одних структур в другие, а также на значи­тельные расстояния из зон нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления. Последний вид миграции называется дальней.

Определяя главное условие передвижения углеводородов в недрах. И. М. Губкин писал: «Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивле­ния и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать». Это довольно четкое определение достаточно просто объясняет пути миграции, обусловленные законо­мерностями геологического строения недр. При изучении процессов миграции и условий формирования скоплений нефти и газа важное значение имеет знание формы движения и физико-химического состояния углеводородов. В. А. Соколов выделяет следующие основ­ные виды миграции нефти и газа:

1) фильтрации газа и нефти по порам и трещинам горных пород; 2) прорывы газа и нефти через пласты пород и через воду; 3) перемещение газа и нефти в растворенном и в свободном виде вместе с водой; 4) перемещение воды с содержащимися в ней газом и нефтью при уплотнении отложений; 5) всплывание газа и нефти в воде, заключенной в пористых породах; 6) диффузия газов и нефти.

Наиболее распространенными видами миграции являются пере­нос нефти и газа пластовыми водами в растворенном или диспер­сионном состоянии (пассивная миграция) и передвижение нефти и газа сквозь водонасыщенные породы в свободной фазе (активная миграция).

Возможность пассивной миграции обеспечивается рядом факто­ров, характеризующих физико-химическое состояние углеводородов в различных термобарических условиях. Главный из них — хорошая растворимость газообразных углеводородов в подземных водах, которая значительно увеличивается с повышением давления и темпе­ратуры. При нормальных условиях в 1 м³ воды растворяется около 30 л метана.

Нефть в обычных условиях практически не растворяется в воде. По данным советских и зарубежных исследователей, при больших давлениях и температурах в присутствии определенных веществ в подземных водах растворимость нефти в воде становится значи­тельной, что способствует ее переносу пластовыми водами. Однако трудно представить, что вода перемещает нефть или газ на большие расстояния и выделяет избыточное количество этих флюидов непо­средственно в ловушки. Видимо, в процессе движения воды нефть и газ начинают выделяться и образовывать самостоятельные фазы уже на значительном расстоянии от ловушек.

Дальнейшее перемещение выделившихся нефти и газа происхо­дит, по мнению В. П. Савченко, посредством струйной миграции, характер которой определяется рельефом структурной поверхности пород, по которым перемещаются углеводороды. В зависимости от особенностей этого рельефа первоначальная масса выделившихся из раствора нефти и газа будет разделяться на ручейки, переме­щающиеся в направлении приподнятых зон пород-коллекторов. В ходе дальнейшей миграции ручейки будут сливаться и заполнять встретившиеся на их пути локальные структуры. Скорость струйной миграции газа и нефти будет зависеть главным образом от фазовой проницаемости для этих флюидов, пористости пород-коллекторов, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотности воды, нефти и газа в пластовых условиях. По данным В. П. Савченко, за тысячу лет при определенных геологических условиях газ проходит около 50 км. Как показали расчеты, попе­речное сечение струи при этом весьма невелико. Однако в масштабах геологического времени струйная миграция газа может обеспечить перенос огромного количества углеводородов на большие расстояния. В. П. Савченко в 1957 г. была предложена теория вертикальной струйной миграции не только в пределах отдельных пластов-кол­лекторов, но и сквозь мощные толщи глинисто-алевритовых пород. Он считает подобную миграцию вполне реальной в условиях наличия на границе пласта-коллектора и глинисто-алевролитового пласта значительного избыточного давления, названного им «давлением прорыва» для данной литологической разности. Впоследствии экспе­риментальные и расчетные работы ряда других исследователей подтвердили возможность вертикальной миграции газа и нефти в природе не только по разломам и трещинам, но и сквозь глинисто-алевролитовые покрышки. Когда на путях миграции углеводородов встречаются ловушки, способные накапливать и сохранять в себе значительные количества нефти и газа, начинается процесс образования залежи. Нефть и газ, заполнив одну ловушку, мигрируют вверх по восстанию пластов в следующую. Механизм формирования скоплений углеводородов, их типы и масштабы зависят от ряда тектонических, литологических, геохимических, гидрогеологических и других факторов. Практически для отдельных геологических районов условия образования залежей нефти и газа существенно различаются. Однако для всех районов существуют определенные общие черты процесса формирования нефтяных газовых скоплений. . Одной из первых попыток стройного объяснения механизма образования залежей нефти и газа, общего для всего многообразия геологических условий, явилась антикли­нальная теория. Согласно ей, формирование скоплений этих полезных ископаемых происходит главным образом в антиклинальных подня­тиях и обусловливается ощутимой разницей удельных плотностей этих флюидов и воды. Антиклинальная теория позволила объяснить образование единичных скоплений нефти и газа. Геологическую науку интересовали условия формирования залежей нефти и газа не только на отдельных антиклинальных структурах, но и в пределах крупных зон нефтегазонакопления. Изучение дифференциации нефти и газа в отдельных нефтегазоносных районах и знание способности газа вытеснять нефть из ранее сформировавшихся нефтяных залежей явились основой теории дифференциального улавливания углеводо­родов, созданной С. П. Максимовым, В. П. Савченко и канадским геологом В. Гассоу.

Принцип дифференциального улавливания и формирования зале­жей нефти и газа в процессе миграции углеводородов приводится применительно к валу, вдоль которого структуры располагаются одна выше другой (рис. 26). Возможны различные случаи переме­щения углеводородов по валу. Рассмотрим вариант, когда происходит движение нефти с растворенным в ней газом. На больших глубинах, где давление насыщения нефти газом ниже пластового, газ полностью растворен в нефти и ловушки заполнены ею. После заполнения ловушек нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насы­щения (условно можно принять участок между ловушками А к В), газ будет выделяться в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ловушку В. При этих условиях в данной ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой или (если газа будет достаточно, чтобы полностью заполнить ловушку В до замка) нефть может быть отдавлена вниз, в следующую ловушку, а газ заполнит структуру В до замка. Выше по валу будут распо­ложены газонефтяные или нефтяные залежи. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек вала, то наиболее высоко расположенные структуры будут заполнены только водой.

Принцип дифференциального улавливания применим только при условии, что объем ловушки значительно меньше объема мигри­рующих углеводородов. Этот принцип не является универсальным, объясняющим все многообразные условия формирования залежей. В более поздних работах было показано, что в отдельных геологи­ческих районах в силу специфических особенностей их строения процесс формирования залежей нефти и газа может происходить по схеме, отличной от предлагаемой теорией дифференциального улавливания. Как правило, основные положения этой теории соблю­даются в случае, когда группа ловушек, расположенных гипсо­метрически одна выше другой, образовалась примерно в одно и то же время. Если же они разновозрастны, то механизм формирования залежей различного флюидального состава оказывается более слож­ным и определяется не только дифференциацией удельных плотностей нефти, газа и воды, но и другими причинами.

Исследования последних лет показали, что на процесс форми­рования залежей углеводородов различного флюидального состава существенно влияют термодинамическая обстановка в недрах, типы исходного органического вещества, рассеянного в нефтематеринских породах, степень преобразованности этого вещества и пр.

Анализ закономерностей распространения выявленных ресурсов нефти и газа по различным нефтегазоносным областям свидетель­ствует о том, что в отдельных регионах в определенных интервалах разреза, несмотря на наличие там коллекторов, отсутствуют промыш­ленные скопления углеводородов, тогда как в других зонах они имеются. Изучение условий формирования залежей показывает, что их размещение во многом зависит от наличия и размеров нефтегазогенерирующих толщ, мощности региональных нефтегазоупоров и пр.

Характер распределения залежей в пределах мощных литологических толщ во многом определяется положением в разрезе нефтегазогенерирующих толщ и наличием непроницаемых покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способ­ностью, положением в разрезе, соотношением с пластами-коллекто­рами, а также развитием различных типов ловушек, гидрогеологи­ческой обстановкой и др. В толщах, представленных карбонатными породами, обычно формируются массивные залежи, а в терригенных коллекторах распространены многозалежные месторождения.

Во многом определяет условия формирования залежей также характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще. Отношение суммарной мощности глинистых пластов к общей мощности нефтегазосодержащей толщи характе­ризует условия вертикальной и латеральной миграции внутри этой толщи. Если глинистые пласты и пропластки маломощны и не выдер­жаны по площади, то залежи нефти и особенно газа обычно концен­трируются в верхней части толщи пород под региональной покрыш­кой. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пла­стами-коллекторами при наличии благоприятных условий для верти­кальной миграции залежи формируются по всему разрезу. Если в нижней части разреза над нефтегазогенерирующей толщей выде­ляется достаточно мощная нефтегазоупорная покрышка, то в этой части разреза залежи бывают сконцентрированы, как правило, только в низах комплекса. За пределами развития нефтегазоупорной толщи залежи располагаются по всему разрезу.