Вторичная миграция

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

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

Всплыванию нефти и газа в воде препятствуют силы межфа­зового трения и молекулярное притяжение стенок пор в породе. Движению жидких флюидов в пласте будут препятствовать также капиллярные силы (капиллярное давление), особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм. Вода гораздо лучше нефти смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по ка­пиллярам, сужает (а иногда и совсем закрывает) и без того узкие пережимы в поровых каналах. Эти пережимы являются сущест­венной помехой на пути движения нефти. Каплю нефти, подо­шедшую к такому пережиму (рис. 5.7), гравитационная сила всплывания толкает вверх, но если диаметр капли больше шири­ны пережима, то пройти ей через узкое отверстие не просто. Для этого капля должна изменить форму, вытянуться, т.е. увеличить свою поверхность, для чего нужно преодолеть силу поверхност­ного натяжения. При накоплении достаточного количества нефти и увеличении давления перед пережимом это изменение формы

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

В случае полностью заполненного капилляра водой нефть должна протолкнуть эту воду, чтобы продвинуться дальше, т.е. преодолеть капиллярное давление. Движение происходит, если прилагается сила, способная преодолеть это давление. Капилляр­ное давление можно оценить по формуле, приведенной на с. 213. В нее входит величина поверхностного натяжения.

С ростом температуры на глубине значение величины поверх­ностного натяжения воды на границе с нефтью снижается, и, следовательно, снижается подъем жидкости.

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

Гидравлический фактор про­является прежде всего в виде гид­родинамического напора в пласте. Этот напор может способствовать и преодолению капиллярных сил в сужениях поровых каналов. Наряду с такими зонами создания напоров в водных системах, как участки инфильтрации вод с в областях питания выходящих на поверхность пластов, на глубинах могут возникать и другие зоны напоров, связанные, например, с теми уровнями, на кото­рых происходит дегидратация глинистых минералов и выделяют-

ся дополнительные объемы воды, или с очагами генерации угле­водородов, которые также пополняют общий объем флюидов. В соответствии с дефлюидизацией происходит перераспределение давлений и начинается движение. Нельзя не учитывать, что в процессе погружения и роста температур в горных породах про­исходят различные изменения. К их числу относятся механичес­кое сжатие и уплотнение пород (при этом с различной степенью в разных по составу толщах), процессы физико-химического и минерального преобразования. Возникающие в осадочных тол­щах аномально высокие пластовые давления (АВПД), иногда сильно превышающие гидростатические или даже приближаю­щиеся к геостатическим, являются мощным фактором создания неравновесия давлений и возникновения выжимающихся из глу­боких зон бассейнов так называемых элизионных потоков флюи­дов. Границы, на которых сталкиваются элизионные и инфи-льтрационные потоки, являются критическими рубежами. Здесь потоки могут серьезно изменить свою структуру и направление течения.

Наряду с гидродинамическим перетоком возникающее разли­чие в минерализации вод вызывает гидрохимический переток; неоднородность поля температур — геотермический переток, процессы перестройки тектонических структур и динамического напряжения — геодинамический перетоки. Все эти процессы в основном объединяются. В консолидированных породах осадоч­ных бассейнов при достижении некоторой критической нагрузки накопившихся выше пород начинаются процессы разрушения. Появляются микротрещины, в связи с чем порода как бы разбу­хает (явление дилатансии). На какое-то время порода может пе­рейти в псевдопластическое состояние. Давление в ней возраста­ет и может превысить не только гидростатическое, но и литоста-тическое. Этим объясняется возможность образования внедрений одних пород в другие — типа нептунических даек. Эффект раз­уплотнения пород проявляется с особой силой, если он совпадает со временем повышенной генерации углеводородов, что также способствует повышению давления в системе. При осуществле­нии таких кратковременных, но коренных преобразований в по­родах насыщающие их флюиды получают мощный импульс дви­жения, происходит активная миграция. После разрядки напряже­ния давление в системе постепенно выравнивается, породы пере­ходят в относительно консолидированное состояние. Перемеще­ние флюидов (в том числе нефти и газа), которое и обеспечивает выравнивание давлений, постепенно ослабевает.

Все перечисленные явления создают чрезвычайно сложную и изменчивую картину. В связи с периодичностью повторения этих процессов, чередования уплотненных и разуплотненных зон,

миграция в породах осадочных бассейнов носит пульсационный характер и протекает неравномерно в геологической истории, су­ществуют периоды усиления и ослабления миграции. Процессы раз­уплотнение могут также способствовать улучшению коллектор-ских свойств.

По направлению движения различают вертикальную и боко­вую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная мигра­ция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вер­тикальная миграция более явно проявляется в складчатых облас­тях в связи с большей нарушенностью структур. Платформенные условия хотя и более спокойные, но флюиды, в том числе и угле­водороды, по-видимому, также перемещаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертикали. Лате­ральная миграция может ограничиваться ближайшими структура­ми, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти и дальше, если ловушка не способна удержать нефть или газ или ловушка наполнена уже «до краев». При перемещении мощ­ного потока нефти и газа на более или менее значительное рас­стояние проявляется иногда так называемое дифференциальное улавливание при перемещении по цепи взаимосвязанных подня­тий по линии их воздымания. По первоначальной схеме В. Гас-соу и СП. Максимова, в самую близкую (и наиболее глубоко расположенную) к очагу генерации углеводородов ловушку пер­вым приходит газ и заполняет ее полностью до замка (рис. 5.8, I). Если даже нефть и газ приходят совместно, то дополнительные порции газа вытеснят нефть в более высоко расположенную ло­вушку. В ней формируется нефтяная залежь, потом по мере при­хода газа - нефтяная залежь с газовой шапкой, затем по мере увеличения газа — газовая залежь с нефтяной оторочкой, затем нефть переходит в структурно более высокие ловушки. Возникает как бы аномальное распределение — газовая залежь находится на более глубоких уровнях, а газонефтяные и чисто нефтяные выше. Затем в эту схему были внесены поправки с учетом пластового давления и давления насыщения нефти газом. При пластовом давлении выше давления насыщения на больших глубинах газ растворяется в нефти и могут возникать нефтяные залежи с вы­соким газонасыщением (рис. 5.8, II). По мере миграции углево­дородов в более приподнятые структуры и уменьшении пластово­го давления газ выделяется из нефти в свободную фазу. Далее все идет по схеме, описанной выше. Схема не учитывает все разно­образие природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, возникающая при определен­ных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине: погружение, изменение структурного плана, изменение

гидродинамического режима и др. Кроме того, подобное распре­деление может происходить только если углеводороды идут как бы одной струей, без боковых подтоков и других нарушающих факторов.

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

По масштабам движения (расстояния) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношением в пространстве очагов генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами (локаль-

ными складками, тектоническими разрывами, литологическим выклиниванием пласта и т.д.). Вопрос о дальности боковой миг­рации не решен. Допускают, на примере Азово-Кубанского и других бассейнов, что она может составлять десятки ки­лометров. В большинстве случаев обычно она определяется по расстоянию от наиболее прогнутой части бассейна, т.е. оча­гов максимальной генерации, до ближайших структур-ловушек на бортах бассейна. По отношению к протяженным зонам нефте-газонакопления И.В. Высоцкий различал фронтальную (попе­рек основной протяженности структур-ловушек) и продольную (вдоль основного простирания структур) миграцию. Продольная миграция происходит при совпадении направления основной вы-тянутости линейных зон нефтегазонакопления и миграционного потока.

Усиление миграции приводит к переформированию залежи и возникновению новой в благоприятных условиях. Свидетельст­вом существования былых залежей являются следы бывших водо-нефтяных контактов, которые запечатлены в породе в виде оста­точной окисленной нефти, выделений сульфидов и других воз­никших на бывшем контакте минералов. Анализ палеоконтактов дает много материала для раскрытия истории формирования за­лежей нефти и газа. О значительных масштабах миграции нефти за длительный срок свидетельствуют крупные скопления биту­мов в виде нефтяных песков, закированньгх пластов, асфальтовых «озер» и др. Крупнейшие скопления (миллиарды тонн) загустев­ших нефтей в толщах пород известны в меловых песках Кана­ды (месторождение Атабаска), в Венесуэле — пояс Ориноко и в других местах. Вероятно, чтобы такие гигантские количест­ва ныне окисленной нефти образовались, нужен был ее подток в результате латеральной миграции из более погруженных частей бассейнов.

Вопрос о скоростях миграции не очень ясен. В реальных гео­логических условиях, по-видимому, скорости существенно изме­няются в зависимости от тектонических, литологических, гидро­геологических и других условий. Известна высокая скорость пе­ремещения флюидов при формировании диапировых структур. Для скорости миграции нефти большое значение имеют уклон и перепад давления. В лаборатории скорость вертикальной мигра­ции нефти в водонасыщенном песке была определена в пределах от 100 до 4300 м в год. По расчетам С.Г. Неручева, в зависимости от наклона и проницаемости скорости в платформенных областях составили от 0,34 до 490 км в 1 млн лет при наклонах в первые градусы, а в складчатых областях при наклонах более 10° - от 0,7 до 2750 км в 1 млн лет. Общая формула скорости миграции имеет следующий вид:

где V_M — скорость миграции, К_пр — проницаемость природно­го резервуара, К_ф.пр — фазовая проницаемость природного резер­вуара, ρ_в и ρ_н — соответственно плотность воды и нефти, m — пористость, η — вязкость, α — угол падения пласта.

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

В процессе перемещения нефть безусловно испытывает изме­нения и миграционные потери. Часть ее адсорбируется, рассеива­ется по дороге, идет на преобразование (восстановление) ми­нерального вещества. Для газа наибольшие потери происходят вследствие растворения в пластовых водах и выхода затем на по­верхность в виде источников. В некоторых складчатых сооруже­ниях расход газа, замеренный в поверхностных источниках, со­ставляет на ограниченной площади в несколько квадратных ки­лометров (например, в районе Баку, в грязевых сопках на Таман­ском полуострове и в других зонах повышенной тектонической активности) сотни и тысячи кубометров в сутки.

Обычно миграционные процессы рассматривают по форме, направлению и масштабам движения. В данном разделе авторы старались разобрать все варианты истории нефти и газа. На осно-

ве современных представлений предлагается принципиальная классификация миграционных процессов (табл. 5.1).

Из всего вышеизложенного ясно, что миграция всех подвиж­ных веществ в породах, в том числе углеводородов, носит очень сложный характер и многолика по форме. В условиях реальных осадочных толщ, где часто встречаются литолого-фациальные пе­реходы, формы и интенсивность миграции постоянно изменя­ются. Главным фактором, определяющим миграцию, является ре­гиональный флюидодинамический режим, который складывается под влиянием как внешних сил, так и внутренних преобразова­ний в самих породах. Миграция в недрах осадочных бассейнов носит пульсационный характер, существуют периоды усиления и ослабления или даже временного приостановления миграции (кроме диффузии), которые и являются благоприятными момен­тами для формирования скоплений нефти и газа.