Первичная миграция нефти и газа

Миграция в нефтегазопроизводящих породах. Микронефть

В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Ловушка — часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м³. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1 м 3 коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы.

Как уже говорилось ранее различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную, вторичную и третичную миграцию.

Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией. Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа или природных битумов. Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией.

Первичная миграция углеводородов (УВ) представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного органического вещества (ОВ) и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов — субвертикальное, в область меньших пластовых давлений.

Микронефть — это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70−90% нефтяных углеводородов УВ и 10−30% смол и асфальтенов. Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза — в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже — кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 єС генерируют нефть. При этом минимальная концентрация ОВ, способная обеспечить промышленную нефтеносность принимается равной 0,4−0,5% для глинистых пород и 0,1−0,2% для карбонатных пород.

Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8%, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20% характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ.

Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также — уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления.

Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость. Например, при насыщении нефти углекислым газом на 20% её вязкость снижается в 5−6 раз.

При быстром погружении ОПБ происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВПоД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВПоД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. Ряд исследователей считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов.

На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.

В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты:

• 1) эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий;
• 2) эмиграция в свободном состоянии;
• 3) эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе);
• 4) эмиграция в диффузионной форме;
• 5) эмиграция за счёт геодинамических явлений;
• 6) стадийная эмиграция в зависимости от изменения

Однако преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.

Впервые данные стадии и формы первичной миграции были выделены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Затем рядом исследователей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ эмигрирующих в разных формах.