Состав углеводородов залежей как показатель их генезиса

Изучение состава нефти позволяет судить о генезисе ее залежи. Поэтому получение притока нефти на стадии поиска означает не только переход к этапу разведки, но и новый уровень изучения истории залежи, получение нового рода информации из данных о составе нефти. Установлено, что подобно тому, как порода хранит в себе отпечатки и остатки ископаемых растений и животных, так и нефть «хранит» в своем составе историю и предысторию. Используя современную аналитическую базу, грамотный специалист «читает» эту «запись». Предыстория нефти – это период, который начинается в живом веществе и заканчивается миграционными процессами, уводящими нефть из мест ее образования в места ее скопления. История - это существование фазообособленной системы природного углеводородного раствора в системе порового пространства породы. Познание предыстории нефти всегда представляло трудности, поскольку нефть как итог миграции углеводородных растворов не сохраняет присущих большинству автохтонных геологических тел морфологических свидетельств генезиса, что свойственно, например, твердым горючим ископаемым. Лишь на молекулярном уровне состав оказался носителем качественно новой (по сравнению с уровнями элементного, группового и фазового состава) биогеохимической и генетической информации, охватывающей основные этапы предыстории нефти.

Установлено, что генетическими источниками вещества нефти во все геологические эпохи служили липидные и липоидные компоненты некромы, захоронявшиеся в глинистых, карбонатных, кремнистых осадках водных палеоэкосистем разного типа, связанных с прибрежно-морским и не морским местообитанием. Тип экосистем и характер палеобиоценозов определяют источник продуцентов, тип деструкторов и интенсивность биодеструкции, что через геохимическую среду осадконакопления формирует состав органического вещества будущих нефтематеринских отложений.

Для получения генетически значимой информации в индивидуальном составе нефти и битумоидов определяется набор хемофоссилий (н-алканов, изопренанов, стеранов, гопанов, металлопорфиринов и др.), который используют для решения следующих задач:

1. Сопоставление нефть - ОВ пород для определения потенциально производящих пород-источников.

2. Определение типа исходного ОВ (морское, континентальное, прибрежно-лагунное, бактериально-переработанное и т.д.).

3. Определение степени созревания керогена, нефти.

4. Определение фациальной обстановки в диагенезе: карбонатные или терригенные породы, степень солености вод, окислительно-восстановительная обстановка.

5. Определение степени и масштабов микробиологического изменения нефтей в залежах (биодеградация).

6. Определение геологического возраста исходного для неф­ти ОВ.

7. Определение путей и интенсивности процессов первичной и вторичной миграции нефти.

В последние годы для решения подобных задач широко используются высокомолекулярные металлопорфирины, арены и цикланы нефтей, представляющие собой «осколки» крупных биоорганических молекул. Особенно интересны тетра- и пентациклические цикланы, структуры которых подобны стероидам и тритерпеноидам, они несут большую генетическую информацию и мало изменяются под воздействием вторичных факторов. Процесс идентификации этих УВ, их анализ требуют высокой квалификации интерпретатора и хорошей приборооснащенности (эти вопросы рассматриваются на практических занятиях).

ГЛАВА 3. Формирование сингенетичного органического фона пород [6, 9]

Концентрация и состав рассеянных углеводородов в осадочных породах (при отсутствии влияния залежей нефти и газа) в значительной мере определяются сингенетичным органическим фоном отложений. Под последним подразумевается часть поля концентраций углеводородных и связанных с ними неуглеводородных компонентов, в пределах которой качественные и количественные изменения органического вещества носят систематический (более или менее равномерный характер).

Информация о наличии аномальных полей концентраций углеводородов, генетически связанных с нефтегазовыми залежами, может быть получена с учетом сведений о характере сингенетичного органического фона, масштабах генерации углеводородов, их составе. В зависимости от условий седиментации, количества и качества исходного органического материала и степени его преобразованности в зоне поискового геохимического зондирования формируется сингенетичный фон.

В качестве показателей сингенетичного фона используются сведения о степени битуминозности ОВ, его парамагнетизме, обогащенности водородом и подвижными водородсодержащими соединениями, компонентномсоставе хлороформного битумоида (ХБ) и структуресоставных частей последнего, характере распределения алканов, металлопорфиринов и некоторых групп аренов в ХБ.

В донных осадках морей ОВ на начальной фазе преобразования характеризуется отличительными свойствами, которые позволяют выделить этот этап в самостоятельный. ОВ характеризуется низкой степенью битуминозности (в =10-30 мг ХБ/г С_орг); слабым проявлением парамагнитных свойств, что обнаруживается в количественном распределении парамагнитных частиц (0,1 - 0,5 • 10¹⁷ г^-1); обедненностью водородом и подвижными водородсодержащими соединениями, что обусловливает малую интенсивность амплитуд ЯМР-сигнала (5-20 мм) при значительной ширине (475-800 А/м). В компонентном составе ХБ преобладают спирто-бензольные смолы (50 % и более), а количество масел и асфальтенов находится в обратной зависимости и обусловливается степенью преобразованности ОВ. Порфириновые соединения представлены хлоринами, свободными порфириновыми основаниями и комплексами порфиринов с медью. Отличительной особенностью всех компонентов ХБ является алифатическое строение. Как в маслах, так и во всех фракциях смол основным элементом структуры являются длинные парафиновые цепи, глубоко сопряженные с кислородными группировками, чаще фталатного типа.

В компонентах ХБ гумусового ОВ обнаруживаются голоядерные ароматические структуры, а нафтеновые, судя по соотношению полос поглощения в ИК-спектрах, входят в состав нафтеновых кислот. В ряду н-алканов ограничено количество соединений до С₁₆ (2-5%), максимальные их содержания приходятся на высокомолекулярную часть ряда, коэффициент нечетности составляет 3-8. Начиная с С₂₈ н-алканы с четным числом атомов углерода из ряда выпадают (рис. 25). Для ряда алканов изопреноидного строения характерно отсутствие соединений до С₁₆, основную долю (более 50%) от общей суммы этих алканов составляют пристан (С₁₉) и фитан (С₂₀).

Рис. 25. Распределение н-алканов в ХБ гумусовой природы на различных стадиях катагенеза

Таким образом, на стадии диагенеза, согласно приведенным геохимическим показателям, генерация углеводородов за счет преобразования ОВ происходит в небольшой степени. В пределах молодых и древних платформ в зоне геохимического зондирования независимо от возраста слагающих пород степень преобразованности ОВ не превышает характерную для протокатагенеза (Каракумская эпигерцинская платформа, Западно-Сибирская, Русская, Си­бирская платформы).

На стадии раннего протокатагенеза (ПК₁) ОВ сохраняет многие свойства, присущие диагенетическому этапу, однако четко проявляются начавшиеся структурные преобразования компонентов ХБ - исчезают длинные парафиновые цепи в смолах, в маслах уменьшается количество кислородных структур и появляются голоядерные ароматические.

В ряду н - алканов изменяется соотношение четных и нечетных компонентов, что при­водит к уменьшению коэффициента нечетности до 2,0-2,5. Порфириновые соединения представлены свободными порфириновыми основаниями, ванадиловыми и никелевыми комплексами. На стадиях среднего и позднего протокатагенеза (ПК₂-ПК₃) активизируется процесс битумообразования, что сопровождается увеличением степени битуминозности и парамагнетизма ОВ, обогащенности его водородом и жидкими водородсодержащими соединениями; в компонентном составе ХБ возрастает доля масляной фракции (до 30 %) и снижается количество асфальтенов (в среднем 5-7%), Структурные преобразования ХБ наиболее отчетливо проявляются во фракциях бензольных и спирто-бензольных смол, обогащающихся СН₂ - и СН₃-радикалами и теряющих кислородные структуры в процессе разрушения фталатов, что фиксируется на ИК-спектрах (рис. 26).

Рис. 26. Структурные изменения компонентовХБ в процессе катагенеза

ИК–спектры: а - масел, б - петролейно-эфирных смол, в - бензольных смол, г - спирто-бензольных смол

В ряду н-алканов концентрацион­ный максимум перемещается на С₁₇-С₁₈, содержание соединений до С₁₆ увеличивается до 10-15% (см. рис. 25); а значение коэффициента нечетности составляет 1,3-2,0. Для изопреноидных алканов характерны появление низкомолекулярных соединений (до i-С₁₇) и тенденция к количественному нивелированию компонентов в ряду.

Таким образом, от диагенеза и до конца протокатагенеза геохимические свойства сингенетичного органического фона отложений изменяются по линейному закону с плавным перераспределением количественных и качественных показателей. В процесс преобразования вовлекаются все компоненты ХБ, но с различной степенью интенсивности. К концу протокатагенеза в маслах разукрупняются длинные парафиновые цепи, увеличивается степень разветвленности парафиново-нафтеновых структур, практически исчезают кислородные, т.е. фракция приобретает углеводородный состав, однако ограниченное участие низкомолекулярных алканов и соединений с циклическими структурами принципиально отличают ее от углеводородной фракции нефтей. Ещё более контрастное различие проявляется для фракций которые характеризуются преимущественно фталатным составом (сложные эфиры ароматических кислот) в отличие от нефтяных смол, где основой являются конденсированные ароматические структуры, сопряженные с большим количеством СН₂ - и СН₃- групп.

Этап мезокатагенеза является переломным в общем цикле преобразования ОВ и знаменуется скачкообразным переходом количественных и качественных показателей. Коэффициент битуминозности ОВ достигает 100-180 мг ХБ/г С_орг, количество парамагнитных центров на 1 г породы возрастает по сравнению с более низкими стадиями катагенеза примерно на порядок, значительно увеличивается содержание подвижных водородосодержащих соединений (ширина ЯМР-сигнала снижается до 160-300 Е/м). В компонентном составе ХБ от 50 до 80 % приходится на масляную фракцию и не более 2-4 % асфальтенов, а структурные свойства компонентов соответствуют аналогичным фракциям нефти. Около 50 - 70% от общего количества н-алканов приходится на соединения до С₁₆, максимальные содержания пере­мещаются в низкомолекулярную часть ряда, коэффициент нечетности находится в пределах единицы. Одновременно происходит перераспределение и в ряду изопреноидов: пристан и фитан теряют своё преобладающее значение, соединения i-С₁₄ - i-C₁₆ составляют до 50% от общего количества, а высокомолекулярные члены ряда (от i-C₂₁ и выше) имеют ограниченное распространение. Одновременно уменьшается величина отношения суммы изопреноидов к сумме н - алканов от 0,6-0,4 (протокатагенез) до 0,2-0,15 (мезокатагенез).

На более высоких этапах катагенеза (конец мезокатагенеза - апокатагенез), когда ОВ реализовало свои нефтепродуцирующие возможности, сингенетичный органический фон отложений обладает специфическими свойствами. Общая тенденция изменения количественных и качественных показателей проявляется в потере углеводородных соединений и разрушении углеводородных структур и металлопорфиринов во фракциях смол.

Снижается величина коэффициента битумозности (в_ХБ 40-60 мг/г С_орг), и интенсивность амплитуды ЯМР-сигнала. Количество паромагнитных центров при этом возрастает, а ширина ЭПР- сигнала не превышает 250 Е/м, что является следствием преобладания в балансе ОВ нерастворимых компонентов, характеризующихся структурой, близкой к графиту, В компонентном составе ХБ уменьшается доля масел (25-35%), имеющих преимущественно алифатическое строение, в бензольных и спирто-бензольных смолах появляются фталатные соединения, что можно объяснить процессом глубокой деструкции ОВ на этой стадии катагенеза. Ряд н-алканов характеризуется незначительным количеством жидких соединений (не более 10-15%) при максимальном содержании С₁₇- С₁₉ и коэффициентом нечетности 1,3-1,6.

Углеводородный газовый фон осадочных пород в значительной мере связан с вертикальной зональностью газообразования. В охватываемой геохимическими поисками части стратисферы встречаются отложения, находящиеся в зоне седименто- и диагенеза, протокатагенеза (ПК₁, ПК₂ и ПК₃) и в начале мезокатагенеза, различающиеся по интенсивности развития процесса генерации газов. Все это подтверждает невозможность создания универсальной количественной картины распределения рассеянных углеводородных газов (УВГ) в верхних горизонтах осадочного разреза. Тем не менее, общие условия образования и характер газового фона изучаемой зоны во многих отношениях установлены.

В зоне седиментогенеза в Мировом океане только незначительная часть отмершего органического вещества (по В.А. Успенскому, в среднем 0,80 % от ежегодной первичной продукции ОВ) захороняется в осадках, остальное ОВ растворяется в воде и микробиологическим путем утилизируется с образованием газов.

В зоне окислительного диагенеза (первые 0,5 м осадка), начинается микробиологическое образование газов. Так, по весьма приблизительным расчетам А.Э. Конторовича гумусовое ОВ в этих условиях генерирует 1,5 г СН₄ на 1 кг ОВ, а сапропелевое (алиновое) ОВ - примерно 2,5 г УВГ. В диагенетической зоне восстановительного минералообразования в условиях господства анаэробной микрофлоры согласно данным А.Э. Конторовича интенсивность генерации УВГ резко возрастает – гумусовым ОВ продуцируется 13 г СН₄ на 1 кг ОВ, а алиновым - 32,5 г УВГ. Это главная диагенетическая зона газообразования, а в случае сапропелевого ОВ она является и максимальной за всю историю литогенеза.

На завершающем этапе диагенеза, когда широко развиваются процессы перераспределения аутигенных минералов и образования конкреций, действие анаэробной микрофлоры как фактора газообразования начинает ослабевать. Гумусовое ОВ генерирует уже только 4 г СН₄ на 1 кг ОВ, а сапропелевое - 5 г УВГ.

Следует отметить, что масштабы микробиологического газообразования в зоне диагенеза исключительно велики - в зависимости от типа геохимических фаций диагенеза от 30 до 90 % всего ОВ преобразуется здесь в газы.

В зоне протокатагенеза условия образования газового фона резко изменяются. Здесь уже начинают действовать во все возрастающих масштабах термокаталитические факторы генерации газов. Гумусовое (арконовое) ОВ генерирует следующее количество метана (на 1 кг ОВ): ПК₁ -12,5 г, ПК₂ – 19 г, ПК₃ - 20 г; сапропелевое (алиновое) ОВ соответственно - ПК₁ – 10 г, ПК₂ – 28 г, ПК₃ - 27 г УВГ.

При геохимических работах в некоторых осадочных бассейнах в зоне геохимического поискового зондирования могут быть встречены осадочные породы, измененные до градаций МК₁ и МК₂ зоны мезокатагенеза. Масштабы генерации углеводородных газов в этих условиях в общем сопоставимы с масштабами градации ПК₃, но при этом резко возрастает доля тяжелых газовых углеводородов С₂-С₄. Во многом не выясне­ны условия образования углеводородного газового фона в криолитозоне, особенно широко развитой в осадочных бассейнах Сибирской платформы.

Необходимо также учитывать состав мацералов рассеянного и концентрированного ОВ. Так, в углях отмечается прямая зависимость между содержанием лейптинитовой группы мацералов и тяжелых углеводородных газов в составе газовой фазы пород, в ОВ соотношение арконовой и алиновой составляющих также в значительной степени определяет состав УВГ.

Фактические распределения рассеянных углеводородных газов в осадочных породах зоны поискового геохимического зондирования при отсутствии залежей нефти и газа в значительной мере опреде­ляются влиянием факторов гипергенеза в течение геологического времени. Часть УВГ уносится метеорными водами, уничтожается микроорганизмами, рассеивается в атмосферу. С другой стороны, некоторое обогащение пород УВГ может иметь место за счет разгрузки подземных вод и гидродинамических ловушек. В итоге, при отсутствии влияния залежей, углеводородное газовое поле верхних горизонтов, как правило, характеризуется небольшой концентрацией УВГ (10^-4 – 10^-2 см³/кг ), которая зависит от конкретных геологических условий и обычно повышается с ростом содержания ОВв породах (особенно сапропелевого состава), а также частично с глубиной и по региональному погружению пластов. Определение фоновых концентраций УВГ является одной из важнейших задач при проведении геохимических поисковых работ на конкретных площадях.

В качественном отношении для указанных углеводородных газов, в отличие от газов залежей, характерны близкие концентрации гомологов метана и непредельных газообразных УВ, а также практическое отсутствие парообразных (С₅Н₁₂ + высшие) компонентов.

ГЛАВА 4. ДИФФУЗИЯ И МИГРАЦИЯ УВ В ПОКРЫВАЮЩИЕ ОТЛОЖЕНИЯ [6]

Рассеяние УВ из залежей нефти и газа в отличие от их миграции при заполнении ловушек и формировании залежей характеризуется некоторыми важными особенностями.

1. Рассеяние УВ из залежей происходит в основном путем вертикальной (субвертикальной) миграции газообразных и частично парообразных компонентов по направлению к поверхности в отличие от преимущественно латеральной миграции УВ при образовании их скоплений.

2. Рассеяние УВ из залежей в покрывающие отложения происходит из постоянного источника при значительном перепаде давления и различных концентрациях УВ в залежах и в отложениях.

3. Мигрирующие из залежей УВ должны преодолевать при движении мощные глинистые и другие покрышки, экранирующие свойства которых обуславливают сохранность залежей в течение длительного геологического времени.

4. Миграция к поверхности происходит через отложения, которые представляют собой неоднократное сочетание пород-покрышек и пород-коллекторов, при этом преобладает движение микроколичеств низкомолекулярных (газообразных и частично парообразных) УВ. В период тектонической активности возможна миграция к поверхности по нарушениям нефти в целом, включая и высокомолекулярные ее компоненты, однако вследствие окисления нефти в зоне гипергенеза происходит сравнительно быстрая «закупорка» путей миграции.

Большой перепад давления от залежей вверх по разрезу обуславливает возможность протекания процессов фильтрации (микрофильтрации), а разница концентраций вызывает процессы самопроизвольного молекулярного перемещения УВ - диффузию в указанном направлении. В целом можно говорить о сложном субвертикальном диффузионно-фильтрационном массопереносе УВ и других компонентов из залежей нефти и газа, что является научной основой геохимических методов поиска углеводородных скоплений.

Для уяснения характера и роли фильтрации УВ из залежей следует учесть, что первым крупным препятствием для них являются покрышки или породы-флюидоупоры. Наиболее распространенными покрышками являются глины и каменная соль. Весь вышележащий разрез до самой поверхности состоит из пород с различными экранирующими и проводящими свойствами. Для низко проницаемых глинистых отложений они зависят от их минерального состава (соотношение содержания монтмориллонита и других глинистых минералов) и содержания песчано-алевролитовых примесей. Степень герметичности глинистых пород-покрышек может быть ориентировочно оценена коэффициентом песчанистости (К_п) - отношением суммарной мощности песчано-алевритовых пропластков и глинистых. Чем выше значение К_п, тем при прочих равных условиях ниже экранирующая способность пород-покрышек.

Ослабленные зоны как пути миграции УВ появляются в глинистых породах из-за различий в их гранулометрическом составе и уплотнении при проявлении тектонических сил. Существенная песчанистость глин (К_п >1) способствует миграции УВ из залежей посредством фильтрации. На глубинах свыше 2000 м глины в результате уплотнений могут частично терять свободную воду и переходить в аргиллиты, при этом повышается трещиноватость пород и, вместе с тем заметно ухудшаются их экранирующие способности, зависящие от структуры порового пространства глинистых пород. Прямые опыты по прорыву газа через образцы пород показали, что давление прорыва обратно пропорционально проницаемости пород, которая зависит от размеров поровых каналов. Только при максимальных размерах поровых каналов 0,01-0,05 мкм и проницаемости меньше 10^-6 мД давление прорыва превышает 100 кгс/см². При проницаемости 10^-3 мД, характерной для пород многих приповерхностных горизонтов, давление прорыва составляет всего 3-7 кгс/см ².

С уменьшением глубины залегания глин увеличивается их проницаемость, уменьшается «давление прорыва» газа. Так на Западно-Сибирской платформе при уменьшении глубины залегания глинистых пород с 2500 до 840 м проницаемость глин возрастала от 2•10^-6 до 8•10^-3 мД. В то же время наличие повышенного количества ОВ в глинах улучшает их экранирующие свойства.

Таким образом, глинистые покрышки залежей нефти и газа и глинистые слои в покрывающих отложениях не являются непроницаемым экраном при миграции углеводородов из залежей посредством фильтрации.

Перемещение углеводородных газов к поверхности посредством фильтрации в значительной мере регулируется законом Дарси:

Q = k_пр (p₁-p₂)S /мh,

где Q - объем газа (измеренный при среднем давлении), проходящий в единицу времени через слой породы с поперечным сечением S, k_пр - проницаемость породы; м - вязкость газа; h - высота слоя породы в направлении движения; p₁-p₂ – разность давлений.

В отличие от фильтрации жидкости и газа в пористой среде (по пласту), при миграции УВ из залежей вверх по разрезу речь может идти о процессе микрофильтрации по трещинам и зонам нарушений.

Фильтрационная проницаемость пород зависит от их литологиче­ского состава и физических свойств, мощности пород-коллекторов и покрышек. Фильтрация через породы-коллекторы проис­ходит сравнительно легко, для фильтрации же через породы-покрыш­ки весьма большое значение имеет их микротрещиноватость. С возрастанием глубины залегания и плотности пород их общая проницаемость снижается, но одновременно по мере удаления влаги увеличивается их трещиноватость. Следовательно, уплотненные породы не обязательно являются препятствием для процесса фильтрации УВГ. Аргиллиты, например, обычно характеризуются повышенной проницаемостью.

По происхождению различают трещины эндогенные (первичные, нетектонические) и экзогенные (вторичные, тектонические). Первые связаны с процессами уплотнения осадков, потерей ими воды и уменьшения объема горных пород; вторые образуются в результате тектонических процессов. В количественномотношении трещиноватость горных пород характеризуется трещинной пористостью - отношением объема пустот, которые составлены открытыми трещинами, секущими определенный объем пород, к величине этого объема, и трещинной проницаемостью, зависящей от величины раскрытия трещин, их густоты и ориентировки в пространстве.

Следует отме­тить, что по всему разрезу, как на глубине (керн буровых скважин), так и в обнажениях, наблюдаются одни и те же системы тектонических трещин. Поэтому такие показатели, как плотность трещин, их ориентировка и трещинная проницаемость, могут быть экстраполированы на глубину с дневной поверхности. Следовательно, тектоническая трещиноватость характерна в той или иной степени для всей толщи пород от непосредственно перекрывающих залежь до обнажающихся на дневной поверхности.

Трещиноватость пород зависит от их литологического состава и тектонических условий. Относительно менее трещиноватыми породами являются песчаники и чистые известняки, более трещиноватыми - доломиты и глинистые известняки. Платформенные структуры по сравнению со структурами геосинклинальных областей обладают меньшей густотой трещин. Глинистые породы не могут служить надежным газоупором, поскольку очень часто являются существенно трещиноватыми. Для чистой каменной соли характерна относительно небольшая густота трещин, которая значительно возрастает в маломощных слоях. Газопроницаемость солей в большинстве колеблется от 10^-2 до 10^-3 мД. В осадочных бассейнах доля эффективных трещин обычно преобладает (табл. 8).

Таблица 8

Содержание (%) отдельных типов микротрещин

Детальные сведения о характере микротрещиноватости пород изучаемых площадей дают важную информацию об условиях субвертикальной миграции УВ посредством микрофильтрации. Хорошими путями миграции УВ при фильтрации являются зоны разрывных нарушений, т.к. они обычно заполнены обломочным материалом и характеризуются повышенной проницаемостью и трещиноватостью.

Весьма важен вопрос о возможности фильтрации УВГ через водонасыщенные глинистые отложения, находящиеся под большим давлением. Во-первых, глинистые породы обычно обладают определенным количеством сообщающихся пор. Во-вторых, при неоднократно повторяющихся в геологическое время этапах тектонической активности (после формирования залежей) оживляются существующие и возникают новые разрывные нарушения и зоны повышенной трещиноватости пород, создающие дополнительные пути для миграции УВ. Так в Мангышлакском регионе в результате проявления новейших тектонических движений на продуктивных площадях отмечались прорывы газа, сформировавшие в верхнемеловых отложениях углеводородную газовую аномалию.

Таким образом, миграция углеводородов, особенно газообразных, посредством фильтрации является важным процессом образования микроскоплений УВ (аномалий) в покрывающих залежь отложениях. При этом наличие глинистых пород (составляющих около 50% всех осадочных отложений) не является препятствием для указанного процесса. Можно допустить, что миграция происходит путем прорыва УВ через породы-покрышки путем струйной миграции и имеет местами пульсирующий характер. Повышенная тектоническая активность того или иного участка усиливает этот процесс.

О реальности рассматриваемых явлений свидетельствует частое образование газовых аномалий над месторождениями в приповерхностных горизонтах в зонах распространения тектонических нарушений и на участках повышенной трещиноватости пород (рис. 27)

Рис. 27. Пример образования газовой аномалии в зоне тектонического нарушения (месторождение Сакар-Чага, Центральнокаракумский свод):

1 – изогипсы кровли туронских отложений в м; 2 - изогазы в см³/кг; 3 - разрывное нарушение; 4 - аномальное поле; 5 - контур газонооносности

Из сказанного не следует, что другой процесс перемещения УВ нефти и газа - диффузия - весьма ограничен. Диффузия вещества - это самопроизвольное его перемещение на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентрации. Повышенной диффузионной способностью характеризуются газообразные компоненты. Следовательно, диффузия будет всегда сопровождать фильтрацию. Речь по существу идет о постоянно действующем факторе, связанном с миграцией УВ из залежей. Более того, по имеющимся данным, межзерновая среда глинистых и других пород в случае размера пор менее 1 мкм при наличии в ней капиллярной и связанной воды будет практически непроницаемой. В этом случае диффузия будет иметь совершенно самостоятельное значение.

Коэффициент диффузии D (см²/с) показывает количество вещества проходящего в единицу времени через 1см² поверхности при градиенте концентрации dС/dх = 1.

Диффузия вещества подчиняется законам Фика. Указанный коэффициет диффузии D устанавливается на основе первого закона Фика:

dQ = - dS(dC/dx)dt,

где Q - количество вещества, диффундирующего за время dt; S - площадь поверхности, через которую происходит диффузия.

Знак «минус» в уравнении означает, что перемещение вещества происходит в направлении убыли концентрации.

Второй закон Фика отражает зависимость концентрации вещества от времени для данной точки (при условии независимости D от С)

dC/dt= D(d²C/dx²)

При определении D одновременно устанавливается так называемый коэффициент газовой емкости в (см³/см³), отражающий количества вещества, удерживаемое породами при диффузии. в зависит от природы газа, его сорбционной способности и растворимости.

Так как диффузия - молекулярное перемещение вещества, то скорость данного процесса повышается с ростом температуры. Поэтому для зон с повышенным температурным градиентом диффузия УВ должна протекать более интенсивно. С другой стороны с ростом давления сокращается средняя длина свободного пробега молекул, т.е. уменьшается скорость диффузии.

Диффузионная проницаемость пород зависит отих литологического состава и физических свойств, природы диффундирующих компонентов, воздействия процессов сорбции, растворения и пр.

С ростом молекулярной массы углеводородов величина D снижается как для воды (табл. 9), так и для горных пород (табл. 10). Величина D зависит также от строения УВ: для изобутана и изопентана она заметно ниже, чем соответственно для н- бутана и н- пентана, что, может быть связано с действием эффекта молекулярных сит.

Таблица 9