ВТОРИЧНАЯ МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ



Предыдущая | Следующая

Содержание

ВТОРИЧНАЯ МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ

Вторичная миграция — это движение флюидов по пластам-коллекторам, ведущее к разделению нефти и газа. Третичной миграцией считается перемещение залежей нефти и газа. Когда углеводороды переходят из тонкозернистых пород в грубозернистые, они попадают в условия более низких давлений и более высокой солености пластовых вод. Если флюиды мигрируют по восстанию непрерывных песчаных слоев из уплотняющихся отложений осадочного бассейна, они попадают и топы более низких температур. Все эти факторы могут мы шпать частичное выделение из растворов газов и жидких углеводородов. Выделяющиеся из раствора углеводороды могут образовывать высокодисперсные частицы коллоидных размеров, или глобулы. Вторичная миграция углеводородов по пластам-коллекторам может происходить в растворе, в диспергированном состоянии или в виде нефтяной или газовой фазы до тех пор, пока мигрирующие флюиды не встретят на своем пути непроницаемую преграду, у которой происходит их коагуляция и аккумуляция.

Благодаря силе всплывания углеводородные частицы поднимаются к кровле пласта-коллектора при условии, что они достаточно малы для того, чтобы проходить через поры и соединяющие их каналы в породах-коллекторах. Большинство углеводородных частиц, мигрирующих из тонкозернистых глин в грубозернистые пески, имеет небольшой размер и может свободно перемещаться по песчаным слоям. Только после того, как эти частицы начнут коагулироваться в более крупные агрегаты, их миграция становится ограниченной.

Имеются факты, свидетельствующие о том, что рассеянные капельки нефти могут мигрировать в песчаниках на большие расстояния. Картмилл и Дикки [97] показали, что капельки нефти диаметром 0,5—1,5 мкм при концентрации нефти в воде 20—40 млн"1 свободно проходилп через песок с проницаемостью 53 Д. Частицы нефти такого размера должны иметь отрицательный заряд, поэтому они будут скорее отталкиваться друг от друга, чем коагулироваться. Таким образом, они могут мигрировать на большие расстояния в диспергированном состоянии.

Данные полевых наблюдений подтверждают возможность миграции углеводородов в рассеянном состоянии на большие расстояния. Вышемирский и Ямковая [639] исследовали 55 проб непродуктивных песчаников из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В каждой стратиграфически скоррелированной группе проб имеются образцы из присводовой части и крыльев структур. Среднее содержание углеводородов в пробах из присводовой части структур составляет 0,08%, а в пробах из крыльев структур — вдвое меньше. Авторы считают, что повышение содержания углеводородов в присводовой части структур обусловлено их миграцией, которая при данной концентрации не могла происходить в виде непрерывной углеводородной фазы.

Хотя скорости миграции флюидов, отжимаемых во время уплотнения осадочных отложений, очень низкие, они достаточны для переноса дисперсной нефти на большие расстояния по проницаемым слоям за геологическое время. Флюиды, движущиеся со скоростью 6 м/100 лет, за миллион лет пройдут расстояние в 60 км.

Скопления углеводородных частиц, достаточно большие для

Рис. 6-35. Пути вертикальной и латеральной миграции нефти из материнских пород Бзккен в ловушки, расположенные выше по восстанию в отложениях Мэдисон (заимствовано у Доу [164]).

Латеральная миграция происходит вдоль поверхности несогласия и в пористых карбонатных породах. Вертикальная миграция происходит по зонам трещиноватости, приуроченным к антиклинали Нессон. Залежи нефти показаны черными значками.

образования непрерывной фазы, также могут мигрировать на большие расстояния по проницаемым пластам-коллекторам. Леворсен [376] приводит пример миграции нефтяной залежи в пенсильванских песчаниках Оклахомы на расстояние в 120 км, вызванной изменением направления падения пластов после образования залежи на противоположное. Если бы во время миграции залежей нефти на такие расстояния остаточное насыщение пород нефтью вдоль всего пути миграции составляло 5— 10%, это привело бы к полному истощению залежи. Хобсон и Тирацу [275] предположили, что во время медленной миграции не происходит разрывов нитей нефти в местах наибольшего сужения пор, поэтому отдельные глобулы нефти, создающие остаточное насыщение, образуются очень редко.

Направление и пути миграции. Геохимическое сопоставление нефтей из залежей и битумоидов из материнских пород показало, что вертикальная и горизонтальная миграция по проницаемым песчаным слоям, зонам трещиноватости и поверхностям несогласия происходит на гораздо большее расстояние, чем предполагалось прежде. Доу [164] и Уильямс [662] идентифицировали материнские породы трех типов нефтей, встречающихся в бассейне Уиллистон в США и Канаде. 11а рис. 6-35 показан

структурный разрез и предполагаемый путь миграции нефти из материнских пород Бэккен по вертикальным системам трещин и поверхности несогласия между миссисипскими (Мэдисон) и юрскими породами в находящиеся выше пО восстанию резервуары в отложениях Мэдисон. Самые дальние залежи нефти находятся на расстоянии почти 160 км от границ распространения эффективных материнских пород Бэккен. Вертикальная миграция происходила по зонам трещиноватости, локализованным в основном в пределах антиклинали Нессон. Нефть из материнских пород Бэккен, вероятно, заполнила подземные резервуары в отложениях Мишен-Каньон и Чарльз до замкнутого контура антиклинали, а затем перетекала в северном направлении вдоль оси погружающейся к югу структуры. Флюидоупо-рами служили эвапориты Чарльз. Нефть мигрировала под ними по восстанию слоев и скапливалась в местах выклинивания пористых горизонтов в отложениях Мэдисон или у поверхности несогласия между ними и юрскими породами. Покрышками для залежей, образовавшихся у поверхности несогласия, являются юрские красноцветные глины. По подсчетам Доу, из глин Бэккен выделилось около 1,59- 109 м3 нефти; треть этой нефти находится в промышленных залежах. Остальная нефть распределена в непромышленных скоплениях или в еще не открытых залежах.

В районе Ближнего Востока углеводороды, первоначально аккумулировавшиеся в средне- и нижнемеловых резервуарах на территории Ирана и Ирака, затем мигрировали вертикально вверх по зонам трещиноватости в резервуары, находящиеся в перекрывающих кайнозойских отложениях Асмари. Этот вывод основан на данных полевых геологических исследований [177] и химических анализов нефти. Даннингтон [175] первым высказал предположение о больших масштабах вертикальной миграции нефти в Ираке. При этом он основывался на данных

о наличии гидравлической связи между эоценовыми и меловыми резервуарами на месторождении Айн-Зала. Геохимическое исследование нескольких кайнозойских и меловых нефтей показало, что они, по существу, идентичны, если не считать небольших различий в плотности и содержании серы и асфальтенов. Кроме того, в зонах трещиноватости в сотнях метров ниже поверхности водопсфтяного контакта было обнаружено пятнистое окрашивание пород тяжелой нефтью. В более поздней работе Даннигтон [177] отм ечал, что между несколькими сильно трещиноватыми и, следовательно, высокопроницаемыми резервуарами в отложениях Асмари и в меловых породах существует гидравлическая связь.

Многие нефти, залегающие в отложениях Асмари, легче, чем нефти в резервуарах подстилающих меловых пород. Это, вероятно, объясняется разделением по плотности меловых нефтей в их первоначальных залежах. При образовании разрывов из существовавших в то время залежей в первую очередь должны были удаляться газы и легкие нефти, аккумулировавшиеся выше по разрезу. Хотя вертикальная миграция привела к изменению молекулярно-массового распределения углеводородов в нефтях, результатом чего явилось преобладание молекул меньшего размера и более низкое содержание серы в кайнозойских нефтях, тип углеводородов в определенных интервалах кипения при этом не изменился. И кайнозойские, и меловые нефти характеризуются высоким содержанием парафинов в лигроине и газойле.

В районе Ближнего Востока вертикальная миграция углеводородов по трещинам происходила в основном в отложениях складчатого борта бассейна на территории Ирака и Ирана. Имеются некоторые факты, свидетельствующие о миграции нефти по разрывам в отложениях платформенного борта бассейна, но объем мигрировавшей нефти незначителен.

В материалах дискуссии, опубликованных вместе со статьей Даннингтона [177], имеется сообщение Фалкона о том, что на месторождении Маджид-и-Сулейман была пробурена глубокая разведочная скважина, вскрывшая ниже природного резервуара в отложениях Асмари фации открытого моря юрского и нижнемелового возраста. Образование трещин в связи со складчатостью здесь маловероятно. Впоследствии эта скважина была зацементирована и оставлена, однако цементаж был проведен некачественно. Создание такой искусственной трещины привело к тому, что давление в огромном резервуаре Асмари стало повышаться со скоростью около 69 кПа/мес (0,7 кг/(см2- мес)). Это свидетельствует о быстром переходе огромного количества газа из глубокой зоны высокого давления в расположенную ближе к поверхности истощенную зону низкого давления.

Янг и др. [675] определили возраст восьми миоценовых нефтей Ирана по соотношениям углеводородов, которые изменяются со временем. Более подробно об этом говорится в гл. 8. Средний возраст шести исследованных нефтей составил 104 млн. лет, возраст двух нефтей — больше 120 млн. лет. Это подтверждает выводы Даннингтона о миграции нефтей, находящихся в кайнозойских отложениях Ближнего Востока, из меловых или юрских резервуаров.

Содержание