НАПРАВЛЕНИЕ, ПУТИ И ДАЛЬНОСТЬ ПЕРВИЧНОЙ МИГРАЦИИ



Предыдущая | Следующая

Содержание

НАПРАВЛЕНИЕ, ПУТИ И ДАЛЬНОСТЬ ПЕРВИЧНОЙ МИГРАЦИИ

Флюиды движутся в направлении уменьшения свободной энергии5. Два главных фактора, определяющие величину свободной энергии,— это давление и потенциальная энергия. Флюиды движутся в направлении уменьшения потенциальной энергии только тогда, когда этот фактор является преобладающим. Если бы он преобладал всегда, флюиды могли бы мигрировать только в глубь Земли, потому что в гравитационном поле Земли потенциальная энергия уменьшается по направлению к центру Земли. Чаще же определяющим фактором является давление.

В нормально уплотненных глинах давление флюидов уменьшается к поверхности земли, и в этом же направлении обычно мигрируют флюиды. При неравновесном уплотнении в глинах могут возникать зоны аномально высокого давления, препятствующие вертикальной миграции воды. Представление о таких барьерах давления, возникающих при неравновесном уплотнении, важно для понимания направлений миграции углеводородов из их источника в резервуар.

В печати первое сообщение о наличии барьеров давления в глинах на небольшой глубине появилось в работе Кидуэлла и Ханта [342]. Эти барьеры были обнаружены в трех скважинах, пройденных до глубины 58 м в глинах дельты Ориноко. На рис. 6-17 гидростатическое давление в каждой скважине показано тонкой вертикальной линией, а давление, превышающее гидростатическое, показано жирной линией. В разрезе скважины, расположенной слева, давление в центральной части глинистого слоя выше гидростатического. Ниже залегает песчаный горизонт, который по восстанию выходит на поверхность. В этом слое давление нормальное, гидростатическое. Еще ниже залегает мощная глинистая толща формации Пария, где дав-

Рис. 6-17. Направления движения флюидов, отжимаемых при уплотнении отложений формации Пария, развитых в дельте Ориноко (по Кидуэллу и Ханту [342]).

Прямые вертикальные линии под значками, обозначающими буровые вышки, соответствуют нормальному гидростатическому давлению. Кривые линии показывают увеличение давления флюидов по сравнению с гидростатическим давлением (в атмосферах).

ление опять выше гидростатического. Присутствие небольшого песчаного тела не влияет на общую картину, потому что это тело полностью окружено глиной с аномально высоким давлением. Избыточное давление достигает максимума ниже песчаного тела и затем снижается до уровня гидростатического давления по мере приближения к поверхности несогласия. В центральной скважине давление в верхнем глинистом слое также выше гидростатического, а в песчаном горизонте снова отмечается нормальное гидростатическое давление. В этом случае второй песчаный слой связан с поверхностью, поэтому давление в нем нормальное. В подстилающей глинистой толще давление постепенно увеличивается, достигает максимума и затем уменьшается с приближением к поверхности несогласия. В правой скважине наблюдается такое же повышение давления в глинах и снижение его до нормального гидростатического давления в песчаных слоях и вблизи поверхности несогласия. Центральные зоны глинистых слоев, где давление достигает максимума, являются барьерами для миграции флюидов. Флюиды из верхних и нижних глинистых слоев будут мигрировать в протяженный непрерывный песчаный горизонт, т. с. к направлении уменьшения свободной энергии. Это значит, что верхний непрерывный песчаный горизонт дренирует глппы па большой площади. Вода, выжимаемая из обоих глинистых слоев при их уплотнении, мигрирует вправо по песчаному горизонту до тех пор, пока он сохраняет высокую проницаемость. Если в месте выхода на поверхность этот песчаный пласт будет перекрыт тонкозернистым осадком, создающим капиллярный барьер, здесь может образоваться углеводородная залежь.

Небольшая литологическая ловушка, напротив, имеет ограниченную область дренажа, включающую только часть глинистого слоя ниже и левее этого песчаного тела. Зона несогласия также должна дренировать большую площадь. Флюиды, мигрирующие сюда из вышележащей глинистой толщи, перемещаются горизонтально вправо вдоль поверхности несогласия. Зона несогласия обладает большей проницаемостью для флюидов, чем глинистые осадки. Экранирование ее непроницаемыми отложениями может привести к образованию залежи углеводородов у ее верхнего конца.

Поверхности несогласия могут дренировать огромные территории. Джонс [322] предположил, что залежи тяжелых нефтей Атабаски в Западно-Канадском бассейне образовались в результате длительной (в течение всего палеогена и неогена) миграции содержащих битумоиды флюидов на восток вдоль поверхности несогласия в основании меловых отложений. Кроме флюидов, отжимаемых при уплотнении, в миграции участвовали большие объемы вод атмосферного происхождения, проникавших в зону несогласия вдоль фронта гор.

Те же принципы определяют направления миграции в других структурно-геологических условиях. На рис. 6-18 и 6-19 показана миграция флюидов в антиклинальную и стратиграфические ловушки. В случае, показанном на рис. 6-18, глины, перекрывающие песчаный пласт,— мощные на крыльях и маломощные в сводовой части структуры. Как указывалось выше, в тонком глинистом слое равновесие уплотнения будет достигнуто гораздо раньше, чем в мощной глинистой толще. Поэтому в мощных глинистых отложениях на крыльях антиклинали давление будет выше гидростатического (пунктирная линия на рис. 6-18), а в тонком глинистом слое в своде антиклинали оно снижается до нормального гидростатического давления. Так как песчаный пласт в этом примере перекрыт мощными глинистыми отложениями на обоих крыльях, самое низкое давление будет в своде антиклинали, где флюиды будут мигрировать вертикально вверх. Если бы справа песчаный пласт не был перекрыт мощными глинистыми отложениями, а переходил бы в другую антиклиналь и продолжал воздыматься дальше, флюиды продолжали бы двигаться вправо по этому слою.

На рис. 6-19 показано, что флюиды мигрируют по восстанию слоев, образуя залежи нефти в двух стратиграфических ловуш-

ках. В левой ловушке образуется небольшая залежь, потому что область дренажа флюидов, проходящих через эту ловушку, ограничена небольшой частью глинистой толщи, примыкающей к ловушке снизу. В правой ловушке может образоваться большая залежь, потому что сюда мигрируют флюиды и из глинистой толщи слева, и из подстилающих глинистых отложений. Флюиды могут мигрировать и из карбонатных отложений, если они продолжают уплотняться. Во всех этих случаях вода проходит через капиллярные барьеры в тонкозернистых породах, перекрывающих ловушки, а нефть и ионы некоторых солей задерживаются в них. Эффект капиллярного барьера более подробно рассматривается в разделе о вторичной миграции.

Толща клинообразно переслаивающихся песков и глин (рис. 6-20) представляет собой чередование проницаемых и уплотняющихся слоев, что является идеальным условием для удаления максимального количества поровых флюидов из глинистых отложений. Миграция флюидов в песчаных пластах происходит латерально, так как глинистые слом создают препятствия для вертикальной миграции.

На рис. 6-21 показаны направления миграции флюидов в пределах одновершинного рифового массива и смежных участков. Высокопроницаемый рифовый массив служит проводником для флюидов, отжимаемых при уплотнении из окружающих глинистых пород. Флюиды мигрируют вверх через рифовый массив. Известковистые глины Айртон утоняются над рифом, поэтому в них отсутствует зона высокого давления флюидов. Дейвис [137] обнаружил аномалии скоростей сейсмических волн непосредственно над рифовыми массивами .формации Ледюк. Он объясняет эти аномалии наличием вертикальных зон проницаемости и вертикальной миграцией минерализованных пластовых вод.

Эти примеры дают общее представление о направлениях движения флюидов. Чепмен в своей работе [100] подробно рас-

сматривает механику образования барьеров давления, а Эванс и др. [199J продемонстрировали практическое использование этих представлений на примере дельты Маккензи. Для конкретных скважин некоторая информация о движении подземных флюидов может быть получена путем изучения данных каротажа. Магара [404] использовал кривые электропроводности для определения пористости глин в миоценовых отложениях равнины Нагаока в Японии. Интервалы с высокой пористостью соответствуют неуплотненным глинам с барьерами давления. Магара пришел к выводу, что некоторые залежи углеводородов образовались в результате миграции флюидов вниз из вышележащих материнских пород.

На рис. 6-22 показано изменение с глубиной давления пластовых флюидов в осадочных отложениях, пройденных одной из скважин на месторождении Манчестер в Луизиане. Эти данные получены на основе кривых электрокаротажа [520]. До глубины ~2130 м значительных барьеров давления не обнаружено, поэтому в верхней части разреза флюиды мигрируют в основном вверх, за исключением тех мест, где различия в проницаемости вызывают горизонтальную миграцию. На глубине

около 2440 м находится зона высокого давления, от которой флюиды должны мигрировать вверх и вниз, в перекрывающие и подстилающие песчаники. Из второй зоны высокого давления флюиды также будут мигрировать вверх и вниз от максимума давления. Установление направлений первичной миграции флюидов важно для объяснения и предсказания распределения скоплений нефти в разрезе. Опираясь на описанные представления, Магара [406] показал, что большинство мезозойских нефтяных и газовых залежей в северо-западной части Альберты и в северо-восточной части Британской Колумбии концентрируется в тех местах, где происходило выделение наибольших объемов флюидов вниз от зоны высокого давления в меловых глинах. Магара использовал данные акустического и плотност-пого каротажа, а также исследования керна для установления закономерностей изменения пористости с глубиной. На рис. 6-23 показан типичный разрез исследованных им отложений вдодь профиля длиной около 240 км, пересекающего северный угол Британской Колумбии и Альберты. В меловых глинах наблюдается большее или меньшее отклонение от равновесного уплотнения до глубины приблизительно 150 м ниже уровня моря. Ниже в разрезе пористость уменьшается по мере того, как уплотнение глин приближается к равновесному вблизи триасовой по-

ленйем нефтяных и газовых залежей в мезозойских отложениях северо-вос-разрезу. Залежи нефти и газа показаны черными значками. Положение линии АА1

верхностд несогласия. Пунктирная линия на рис. 6-23 обозначает границу в меловых глинах, от которой флюиды мигрируют вверх и вниз. Залежи нефти и газа в меловых, юрских и триасовых отложениях сконцентрированы на территории Британской Колумбии, где миграция флюидов происходит в основном вниз по разрезу. На рис. 6-24 показана мощность глин ниже уровня, обозначенного пунктирной линией на рис. 6-23. Большая часть залежей нефти и газа находится там, где мощность зоны, в пределах которой флюиды мигрируют вниз по разрезу, больше 150 м. Эта область характеризуется наибольшим объемом флюидов, мигрирующих вниз от барьера давления. Подстилающие карбонатные отложения также могли быть источником некоторой части углеводородов этих залежей, если они были способны выделять флюиды после отложения меловых глин. В этом случае меловые глины являются и материнскими породами, и флюидоупорами, так как возникший в них барьер давления препятствует миграции флюидов к поверхности.

Эти примеры показывают, что направление и дальность Первичной миграции определяются положением ближайших Шысокопроницаемых пластов, по которым флюиды могут перемещаться к бортам осадочного бассейна. Такими путями для Миграции подземных флюидов могут быть непрерывные песча-

ные пласты, поверхности несогласия, системы трещин, т. е. любые слои, обладающие высокой проницаемостью по сравнению с глинами. Главная идея заключается в том, что первичная миграция флюидов в слабопроницаемых отложениях определяется путями вторичной миграции в высокопроницаемых породах, возникающими в процессе уплотнения пород осадочного бассейна.

Магара [407] предложил упрощенную модель для определения направлений и объемов первичной и вторичной миграции флюидов во время уплотнения осадков. Основное уравнение, которое он вывел, связывает направление миграции с вертикальной п горизонтальной проницаемостью и скоростью изменения мощности осадочных слоев в горизонтальном направлении для иссл едуем о го ри й о на:

 

направлении, kF — горизонтальная проницаемость, kB — вертикальная проницаемость, х — горизонтальное расстояние, / — h — изменение мощности на расстоянии х.

Например, для меловых формаций Западно-Канадского бассейна (рис. 6-25)

Это значит, что если бы проницаемость меловых отложений была приблизительно одинаковой и в вертикальном, и в горизонтальном направлении, как в однородной пластичной глине, то флюиды мигрировали бы в основном вертикально вверх. В действительности меловые отложения представлены переслаивающимися песчаными пластами и глинами; песчаные пласты залегают почти горизонтально и на востоке выходят на поверхность. В этих условиях вторичная миграция флюидов в песчаных слоях определяет общее горизонтальное направление миграции флюидов в этих отложениях. Если проницаемость песчаников больше 50 мД, а проницаемость глин меньше 0,05 мД, то, подставляя эти цифры в вышеприведенное уравнение, получаем

Это значит, что в горизонтальном направлении мигрирует больший объем флюидов.

В большинстве осадочных бассейнов отношение (/—h)/x для молодых отложений должно изменяться от ~ 1 : 20 до 1 : 200. Для палеогеновых и неогеновых отложений побережья Мексиканского залива оно составляет около 1:40. Для более древних отложений это отношение меньше, например 1 : 400 для девона западной Канады. Так как значение этого отношения небольшое, то для преобладания горизонтальной миграции флюидов

над вертикальной горизонтальная проницаемость kT должна быть гораздо больше вертикальной проницаемости kB. Модель Магары [407] показывает, что из переслаивающихся песчаноглинистых отложений большая часть воды удаляется путем горизонтальной миграции, в то время как из сплошных глинистых толщ вода удаляется преимущественно в вертикальном направлении. Объем воды, перемещающейся горизонтально через толщу переслаивающихся песчаных и глинистых слоев, тем больше, чем больше дальность миграции в горизонтальном направлении.

Для побережья Мексиканского залива Магара [407] предложил комбинированную модель вертикальной и горизонтальной миграции, как показано на рис. 6-26. Нижнекайнозойские отложения в этом районе представлены глинами с аномально высоким давлением флюидов, а верхняя часть разреза сложена переслаивающимися песчаными и глинистыми слоями (рис. 6-26, б). Флюиды, вероятно, мигрируют вверх из уплотняющихся глин, а затем горизонтально по песчаным слоям. Общий объем воды, мигрирующей горизонтально, должен быть значительно больше объема воды, мигрирующей в вертикальном направлении, как показано на рис. 6-26, а. Магара отмечает, что график распределения по разрезу объемов мигрирующей воды, построенный на основе этой модели, похож на график распределения добычи по разрезу для побережья Мексиканского залива, показанный на рис. 6-26, в [90]. Он предположил, что распределение нефти по разрезу зависит в основном от объемов мигрирующей воды, а не от глубин зоны дегидратации глини-

Рис. 6-27.

а — обобщенная стратиграфическая колонка. Черными кружками показаны содержащие нефть подземные резервуары в отложениях Уибер, Шайнарамп и Манкос; б—сравнение нефтей из песчаников Уибер месторождений Эшли-Валли и Рейнджли; в — сравнение нефтей из продуктивных горизонтов отложений Уибер, Шайнарамп и Манкос на месторождении Рейнджли (по Бассу [46]).

стых минералов, как считает Берет [90]. Еще более важно то, что распределение добычи по разрезу, показанное на рис. 6-26, в, отражает связь продуктивных горизонтов с подстилающей глинистой толщей, характеризующейся аномально высоким давлением флюидов.

Горизонтальная миграция. Во многих переслаивающихся песчано-глинистых отложениях вертикальная миграция была незначительной. Доказательством этого является различие в химическом составе нефтей, встречающихся на разных глубинах, и сходство нефтей из одних и тех же стратиграфических горизонтов, даже если расстояние между залежами этих нефтей достигает нескольких километров. Басс [46] приводит несколько примеров сходства состава нефтей из северо-западной части Колорадо и северо-восточной части Юты (рис. 6-27). Расстояние между месторождениями нефти Эшли-Валли и Рейнджли, расположенными соответственно в штатах Юта л Колорадо,

43,5 км. Нефти из песчаников Уибер в -л их двух месторождениях сходны по значению индекса корреляции (CI) (см. «Словарь терминов» в конце книги) и содержанию серы. Наиболее точные результаты дает сопоставление нефтей по значениям индексов корреляции для высококипящих фракций (от 9-й до 15-й). На месторождении Рейнджли имеются три продуктивных горизонта: песчаники Уибер, песчаники Шайнарамп и глины Манкос. Все они находятся в пределах 1,1-километрового интервала глубин. Как показано на рис. 6-27, нефти этих продуктивных горизонтов различаются по значениям индекса корреляции и содержанию серы. Басс делает выводы, что вертикальная миграция углеводородов в этом интервале глубин отсутствовала, потому что если бы она имела место, все эти нефти были бы сходными по химическому составу. Этот сравнительно небольшой интервал глубин, в пределах которого залегают переслаивающиеся песчаники и глины, охватывает период времени от перми до мела. Наличие песчаных слоев обеспечивает максимальное удаление воды и углеводородов из глин, причем каждый тонкий слой глинистых материнских пород должен был выделять углеводороды в непосредственно граничащий с ним песчаный горизонт. Хотя анализы органического вещества материнских пород не проводились, источником нефти в песчаниках Уибер являются, вероятно, пермские или более древние материнские породы, нефть песчаников Шайнарамп, видимо, образовалась в юрских и триасовых материнских породах, а нефть глин Манкос — в меловых материнских породах. Басс считает, что различия в составе этих нефтей обусловлены различиями в свойствах органического вещества их материнских пород. В таких условиях должно наблюдаться сходство нефтей на сравнительно большой площади, но в пределах узкого интервала глубин.

Одним из лучших примеров ограниченной вертикальной миграции и дальней латеральной миграции являются месторождения области Грейтер-Офисина в восточной Венесуэле [266]. По Хедбергу (личное сообщение), «здесь в вертикальном разрезе имеется около 50 продуктивных песчаных горизонтов, каждый из которых, как показывают имеющиеся данные, получал нефть из перекрывающих и подстилающих глин, и эта нефть затем мигрировала латерально по песчаным коллекторам и скапливалась в ловушках, образованных сбросом, который служил общим флюпдоупором для всех песчаных коллекторов».

Продуктивные песчаные горизонты в пределах одной и той же структуры различаются по составу нефтей и солености связанных с ними вод. Это свидетельствует об изоляции флюидов в определенных стратиграфических границах.

Вертикальная миграция. Трещиноватость, связанная с образованием разрывов, создает вторичные проницаемость и пори-

Рис. 6-28. Миграция флюидов вдоль сброса обусловливает высачивание углеводородов у подножия обнаженного выступа гранитного массива в районе Джебель-Зейт, Египет (заимствовано у Линка [384]).

стость, благоприятные для вертикальной миграции флюидов. В зависимости от ряда факторов разломы могут служить путями миграции или флюидоупорами [196]. Важнейшими из этих факторов являются напряжение, нормальное к сбросу, и природа поверхности сброса и слоев, которые он рассекает. Трещины растяжения в твердых, хрупких породах, например известняках и доломитах, часто служат путями вертикальной миграции флюидов. При образовании сбросов в глинистых отложениях обычно происходит размазывание глины по поверхности срезания песчаных слоев, что приводит к их запечатыванию.

Линк [384] приводит несколько примеров вертикальной миграции углеводородов по разломам. Нефтепроявления, связанные с месторождением Ротуэлл в провинции Онтарио, Канада, возникли в результате просачивания нефти вдоль поверхности разлома, рассекающего серию горизонтально залегающих слоев от ордовикского до девонского возраста. Месторождение Нор-ман-Уэлс в Канаде находится в ситчатых рифовых известняках, в которые нефть мигрирует по зонам разломов, приуроченным к краевым частям рифа. Образование разломов связано' с деформацией облекающих слоев. Это классический пример ухода нефти из стратиграфической ловушки по трещинам растяжения, не сопровождающимся складками.

На рис. 6-28 показан довольно обычный пример миграции флюидов вдоль поверхности сброса, разделяющей осадочные и магматические породы. Мигрирующие флюиды переносят углеводороды, высачивающиеся на поверхности у подножия обнаженного выступа гранитного массива. В верхней части осадочного разреза залегают эвапориты, практически непроницаемые для углеводородов, поэтому миграция их возможна только вдоль поверхности сброса.

В советской литературе приводится много примеров обнаружения битумов вдоль поверхностей разломов и небольших скоплений углеводородов в приподнятых крыльях разломов. В работе Кудрявцевой и др. [363] описан пример миграции углеводородов вдоль зоны разлома в районе Саванских горячих источников на восточном краю Голыгинской депрессии на юго-западе Камчатки. Длина разлома более 2 км, видимая амплитуда смещения 100— 120 м. Ширина зоны разлома достигает 20 м. Породы в пределах этой зоны насыщены метаном. Были обнаружены два больших выхода газа с общим дебитом 30 м3/сут. В зоне разлома имеется еще несколько небольших выходов газа. Шурфы, пройденные на выходах газа, заполняются водой, содержащей небольшое количество керосина. Керосин лочти полностью состоит из конденсированных нафтеновых или ароматических углеводородов.

Уикс [647] приводит несколько примеров, когда разломы создают препятствия на пути миграции флюидов, как на месторождении Веласкес в долине реки Магдалена, Колумбия. Он отмечает отсутствие нефтепроявлений в нижней части стабильной окраины и шарнирной зоны Восточно-Венесуэльского бассейна, в котором многочисленные разломы создают препятствия на пути миграции нефти, что приводит к образованию большого количества залежей.

Леворсен [376] приводит много примеров ловушек, связанных с нормальными и обратными сбросами и взбросами. Дикки и Хант [153] отмечают, что на площади Ла-Бреа — Паринас в Перу сотни нормальных сбросов служат флюидоупорами, разделяя месторождение на отдельные залежи.

Итак, одни разломы служат путями миграции флюидов, другие— флюидоупорами, и невозможно однозначно оценить их значение для вертикальной миграции флюидов, так как существуют большие различия в степени проницаемости.

 

В работе, посвященной майкопским глинам Западно-Кубанского прогиба, Тесленко и Коротков [598] отмечают, что в известковых глинах на глубине около 3200 м наблюдается сеть вертикальных микротрещин, заполненных кальцитом. Данные люминесцентного анализа свидетельствуют о миграции битумов по этим микротрещинам. В соседних слоях некарбонатных глин микротрещины не обнаружены.

Образование трещин типично для хрупких пород независимо от глубины их залегания. Отсутствие горизонтального смещения показывает, что многие трещины являются естественными трещинами растяжения. Прежде считалось невозможным образование таких трещин на больших глубинах, потому что глубоко в земной коре абсолютное растяжение невозможно. Однако эти расчеты не учитывали роли давления флюидов в процессе образования трещин растяжения. Сикор [529] показал, что образование трещин растяжения на больших глубинах в земной коре теоретически возможно, если отношение давления флюидов к давлению перекрывающих пород приближается к 1.0н также отмечал, что на глубинах, в пределах которых проводится бурение, возможно раскрытие ранее образовавшихся трещин под давлением флюидов.

Раскрытие разломов и трещин возможно также благодаря тепловому расширению воды [560, 41]. Акватермальное давление, по определению Баркера [41],— это увеличение давления в замкнутых системах вследствие расширения флюидов. Если давление флюидов в замкцутой поровой системе недоуплотненных отложений близко по величине к давлению перекрывающих отложений, то добавление акватермального давления может оказаться достаточным для раскрытия существующих трещин, которые снова закроются после ослабления давления флюидов. Эффект акватермального давления трудно оценить точно, потому что с повышением температуры уменьшается вязкость воды, а это облегчает удаление поровых флюидов еще до того,, как произойдет заметное увеличение давления за счет теплового расширения воды.

Миграция флюидов по вертикальным трещинам установлена в районе побережья Мексиканского залива. По сообщению Фор-готсона [205], в одной из скважин в Луизиане обнаружена миг-радия флюидов вверх по разлому из песчаников, залегающих на глубине около 4000 м. Флюиды вызывали образование трещин в вышележащих породах на опущенном крыле сброса до тех пор, пока давление флюидов, содержащихся в этих породах, не сравнялось с давлением флюидов, мигрирующих с больших глубин.

Кушнарева [365] исследовала сброс в толще карбонатных пород верхнего девона — нижнего карбона Западно-Соплясской структуры на юго-восточной периклинали Печоро-Кожвинского вала. Залежи нефти в этом интервале встречаются там, где имеются хорошие коллекторы. В плотных породах независимо от их состава нефть встречается в секущих микротрещинах, сти-лолитах и крупных тектонических трещинах. Отмечены также вторичные выделения кальцита, сульфидов и флюорита. Кушнарева делает вывод, что явные признаки миграции нефти по секущим трещинам свидетельствуют о широком развитии вертикальной миграции флюидов. Сбросовая трещина служила основным каналом для проникновения гидротермальных растворов, а позднее нефти.

Некоторые геологи утверждают, что исследование под микроскопом керна из глубоких скважин позволяет обнаружить микротрещины практически во всех глинистых породах и известняках с низкой прочностью на разрыв. Образование сети таких микротрещин в глубоко погруженных глинистых отложениях с аномально высоким давлением флюидов обеспечило бы выде-ление из них большего количества флюидов и, следовательно, углеводородов за короткий отрезок геологического времени.

Эвапориты. Эвапориты являются наиболее непроницаемыми флюидоупорами, препятствующими миграции углеводородов в осадочных бассейнах. Л. Дж. Уикс [647, 648] в течение многих лет подчеркивал значение эвапоритов как покрышек для залежей нефти. Он указывал, что многие циклы осадконакопле-ния включают образование богатых органикой мергелей или известковых илов, заканчивающееся, отложением эвапоритов. Эвапориты представляют собой прекрасные флюидоупоры, надежно изолирующие большую часть углеводородов, образовавшихся в ранее отложившихся слоях. Эвапориты экранируют многие гигантские нефтяные залежи Ближнего Востока.

Способность эвапоритов препятствовать вертикальной миграции углеводородов обусловлена пластичностью соли, которая течет при высоких температурах, и особенностями кристаллической решетки хлористого натрия. Расстояние между соседними узлами в кристаллической решетке NaCl составляет 2,8-Ю_10м, в то время как диаметр молекул метана, самого легкого из углеводородов,— около 4-10~10 м. Вертикальная миграция углеводородов через соли, даже путем диффузии, возможна только в том случае, если соли содержат примеси других веществ, делающие их хрупкими и способными растрескиваться под действием тектонических напряжений. Антонов и др. [23] исследовали четыре образца каменной соли раннепермского и девонского возраста и действительно обнаружили в них мозаику блоков, разделенных тончайшими трещинами, по которым могла происходить диффузия метана. Однако, как правило, эвапо-риты могут рассматриваться как наиболее надежные барьеры для вертикальной миграции углеводородов.

Породы континентальных фаций. На противоположном конце шкалы проницаемости находятся породы континентальных фаций. Эти отложения представляют собой подземные сита. Континентальные фации обычно содержат много песчаных и алевритовых слоев, обладающих гораздо большей проницаемостью, чем смектитовые глины морских фаций. Неморские красноцветные отложения формации Сеспи в бассейне Вентура, Калифорния, служат путями вертикальной миграции углеводородов из залегающих ниже эоценовых слоев [31].

Геохимическая съемка на шельфе Мексиканского залива позволила оконтурить области аккумуляции газа и нефти благодаря высокой проницаемости континентальных песчаников, залегающих в верхней части разреза. Если поиски нефти и газа включают анализ образцов пород на углеводороды, то при этом нужно исследовать и красноцветные толщи. Хотя эти породы не являются материнскими, они часто содержат легкие углеводороды, мигрирующие через них из нижележащих горизонтов.

Дальность миграции. Первичная миграция в тонкозернистых отложениях с проницаемостью от 10~3 до 10~п мД происходит до ближайшего проницаемого пласта. Это расстояние может измеряться миллиметрами, сантиметрами, десятками или сотнями метров, но не километрами. В толще пород такая низкая проницаемость, как 10~3 мД, не может сохраняться на очень большом расстоянии в любом направлении.

В более проницаемых отложениях углеводороды могут мигрировать и, вероятно, мигрируют на очень большие расстояния. Месторождение нефтяных песков Атабаска должно было образоваться в результате дренажа большой территории, простирающейся на сотни километров. Нефть и газ, добываемые из плейстоценовых отложений побережья Мексиканского залива, за исключением биогенного метана, почти наверняка мигрировали из более древних и глубоко погруженных слоев или из глубоко погруженных плейстоценовых отложений батиальной фации континентального склона, т. е. на расстояние 80—160 км. При оценке перспектив нефтегазоносности неглубоко залегающих и слабо прогретых отложений геохимики должны учитывать возможность миграции углеводородов на большое расстояние по проницаемым слоям. Если такая толща, не способная генерировать собственные углеводороды, связана непрерывными песчаными слоями, поверхностями несогласия, системами разломов и трещин или породами континентальных фаций с более глубоко залегающими материнскими породами, она может содержать промышленные залежи нефти и газа.

Содержание