ПЕРВИЧНАЯ МИГРАЦИЯ



Предыдущая | Следующая

Содержание

ПЕРВИЧНАЯ МИГРАЦИЯ

Главной причиной перехода флюидов из материнской породы в пласт-коллектор является уплотнение осадочных отложений. Коллекторы мало уплотняются по сравнению с материнскими отложениями. Процесс уплотнения начинается сразу же после седиментации. Отжимаемые флюиды мигрируют через уплотняющиеся осадки из области более высокого давления обычно вверх на ранних этапах уплотнения, а позднее по направлению к соседним менее сжимаемым пластам-коллекторам, имеющим выход на поверхность. Уплотнение песков происходит за счет перегруппировки зерен вскоре после погребения осадка. Дальнейшее уплотнение за счет деформации крупных зерен идет очень медленно до тех пор, пока не будут достигнуты очень большие глубины. В глинах перегруппировка частиц происходит в течение долгого времени, но прочно связанная вода препятствует соприкосновению частиц. Глины испытывают пластическую деформацию. Уплотнение глин осложняется такими процессами, как удаление межслоевой воды из глинистых минералов.

Более проницаемые алевритовые и песчаные тела в толще уплотняющихся тонкозернистых осадков служат главными каналами для миграции флюидов. Пески обладают гораздо большей проницаемостью, чем тонкозернистые глины, поэтому градиенты давления в них незначительны,, а давление флюидов соответствует таковому в непосредственно примыкающем глинистом слое. Это значит, что движение флюидов будет направлено из тонкозернистых осадков в грубозернистые алевриты и пески, за исключением точек с низким давлением, которые служат местами выхода флюидов. Обычно, но не всегда это гипсометрически самая высокая точка данной формации. По мере уплотнения происходит непрерывное движение флюидов из более уплотненных тонкозернистых пород в менее уплотненные грубозернистые породы по наиболее проницаемым каналам. Уплотнение приво^

дит к быстрому уменьшению проницаемости глинистых осадков; карбонатные илы уплотняются слабее, а алевриты и пески еще слабее.

По сравнению с уплотнением глин уплотнение карбонатных илов является более сложным процессом, так как последние часто подвергаются ранней литификации, химическим изменениям, растворению и перекристаллизации. В этом разделе в основном рассматривается миграция флюидов в песчано-глинистых толщах. Раздел о миграции флюидов в карбонатных отложениях помещен в конце главы.

Пористость и проницаемость глин зависят от их микроструктуры. Фотографии, полученные с помощью сканирующего электронного микроскопа [75], показывают, что большинство глинистых минералов состоит из пакетов плоских частиц. В каолините это небольшие различно ориентированные псевдогексагональ-ные пакеты и пластинки. Иллит состоит из неправильной формы пакетов, пластинок и частиц, иногда с загнутыми краями. Смек-тит сложен сморщенными хлопьевидными агрегатами разной толщины и размера в базальной плоскости. Кристаллографические особенности смектита на снимках проявляются очень редко. Некоторые смектиты состоят из чрезвычайно тонких пленок или веерообразно расходящихся слоев с расплывчатыми очерта* ниями и неправильными шиповидными выступами. В типичном бентоните, содержащем 85 % смектита, 10 % кварца и 5 % полевого шпата, были обнаружены кристаллические частицы длиной 20—30 нм и толщиной 1 нм [76]. Эти частицы объединены в частично перекрывающиеся пакеты, как показано па рис. 6-4. Расстояния между группами слоев от ~ 6 до 10 нм.

Ориентировка глинистых частиц, определяющая направление движения флюидов, зависит не только от степени уплотнения. Одом [450] отмечает, что в уплотненных осадках ориентировка глинистых частиц варьирует от практически взаимно параллельной до почти беспорядочной в стратиграфическом интервале мощностью всего в несколько сантиметров. Хотя принято считать, что уплотнение глинистого осадка приводит к более правильному взаимно параллельному расположению частиц, верно и то, что их ориентировка может быть различной в зависимости от условий седиментации и состава осадка.

В массивных глинах, главным минералом которых является смектит, до значительных глубин наблюдается слабо упорядоченная ориентировка глинистых частиц (рис. 6-4, а). Глины, содержащие более 10 % карбонатных минералов, обычно также характеризуются слабо упорядоченной ориентировкой глинистых частиц. Большое количество частиц алевритовой размерности и присутствие других минералов нарушают параллельную ориентировку.

Отложения со слойчатой или сланцеватой текстурой характеризуются высокой степенью упорядоченности взаимного расположения частиц (рис. 6-4, б). Органическое вещество, отлагающееся тонкими слоями, обусловливает слойчатость глин, при которой плоскости напластования параллельны тонким слоям, богатым органическим веществом.

Момпер [429] считает, что органическое вещество в большинстве глинистых пород не рассеяно в минеральной массе, а сконцентрировано вдоль поверхностей напластования и трещин отдельности. В поперечном разрезе оно имеет вид тонких полосок, а в плане — хлопьевидных и округлых скоплений, размер которых может превышать 100 мкм. Некоторые поверхности напластования почти полностью покрыты органическим веществом.

Уплотнение: равновесие и отклонение от равновесия. Направление и масштабы миграции флюидов зависят от напорного градиента флюидов и проницаемости пород. Гидростатический градиент — это увеличение давления жидкости с глубиной на единицу длины в открытой системе. Для пресной воды он равен около 9,8 кПа/м. Литостатический градиент [геостатический.— Ред.] — это увеличение с глубиной общего давления зерен породы и воды, отнесенное к единице длины. Его средняя величина

24,4 кПа/м. Если бы скважина была пробурена в высокопроницаемых песчапых отложениях, залегающих сплошной толщей от поверхности до глубины более 6000 м, давление на всех глубинах было бы гидростатическим, как показывает линия А на рис. 6-5, характеризующая гидростатический градиент 10,4 кПа/м. Это значение гидростатического градиента характерно для большинства коллекторов. При повышении солености подземных вод

Рис. 6-5. Повышение давления флюидов с глубиной.

Линия А соответствует градиенту гидростатического давления, характерному для большинства нефтегазоносных бассейнов (10,4 кПа/м). Линия В соответствует градиенту литостатического давления, равному 24,4 кПа/м. Пунктирная линия показывает давление флюидов в песчано-глинистой толще, разрез которой приведен слева. В правом верхнем углу чертежа показано изменение давления флюидов в слоях песка (П) и глины (Г) под действием оказываемого на них сверху давления. В центре глинистого слоя возникает гидравлический барьер (для движения флюидов). Из глин флюиды выжимаются вверх и вниз в песчаные слои.

с глубиной градиент давления будет увеличиваться на 0,98 кПа/м на каждые 0,01 г/см3 увеличения плотности жидкости [376]. Давление, отклоняющееся от гидростатического, называется аномальным давлением. Это может быть аномально высокое давление при градиенте выше 12 кПа/м и аномально низкое давление при градиенте ниже 9,8 кПа/м.

Для уплотнения необходимо не только приложение нагрузки, но также удаление поровой воды. Давно известно, что для удаления флюидов из глин и равновесного уплотнения осадков с глубиной необходим хороший дренаж [260, 261, 25]. Если вода не может удаляться достаточно быстро из-за низкой гидравлической проводимости пород, то прилагаемая нагрузка частично или полностью будет передаваться на воду п уплотнение будет задерживаться. Это нарушение равновесия уплотнения приведет к тому, что 1) давление флюидов будет больше гидростатического и 2) пористость глин будет больше той пористости, которая была бы на данной глубине при равновесном уплотнении.

Полевыми исследованиями установлены различия в степени уплотнения глин в зависимости от расстояния до проницаемых слоев. Тесленко и Коротков [598] исследовали майкопские глины Западно-Кубанского краевого прогиба. Они установили, что глины одного и того же возраста на одних и тех же интервалах глубин и практически в одинаковых тектонических условиях имеют разную степень уплотнения в зависимости от количества и мощности высокопроницаемых слоев в разрезе. На одних и тех же глубинах пористость тонких глинистых слоев, чередующихся со слоями проницаемых пород, гораздо меньше пористости мощных глинистых пластов, залегающих на большом расстоянии от пористых пород.

Данные Тесленко и Короткова приведены на рис. 6-6, а. Заштрихованная область соответствует значениям пористости глин на разных глубинах в различных осадочных бассейнах, по опубликованным данным (см. рис. 6-7). Линия А показывает изменение с глубиной средней пористости майкопских глин, разделенных многочисленными слоями высокопроницаемых песчаников. Линия В показывает изменение с глубиной медианной пористости глин по данным исследования образцов, взятых на расстоянии 10—50 м от ближайшего проницаемого пласта. Линия С характеризует изменение с глубиной пористости образцов глин, взятых на расстоянии более 500 м от ближайших проницаемых слоев. Пористость образцов, соответствующих нижним концам линий В и С (глубина почти 4,5 км), различается приблизительно на 10 %. Увеличение пористости с глубиной, которое демонстрирует линия С, может быть связано с аномально высокими давлениями в глинах в более глубоких частях разреза.

Тесленко и Коротков [598] отмечают, что при повышении давления перекрывающих отложений флюиды отжимаются сначала ИЗ глинистых слоев, к которым сверху или снизу примыкают песчаные слои. Эти слои должны быть достаточно мощными и проницаемыми. Изолированные маломощные и слабопро-ницаемые слои й небольшие пачки песчаников и алевролитов не способствуют заметному уплотнению глин. Для отжимания воды из глин, удаленных от проницаемых горизонтов, необходимы гораздо более высокие давления перекрывающих слоев. Авторы приходят к выводу, что для равновесного уплотнения глинистых отложений необходимо присутствие в разрезе высокопроницаемых песчаных слоев с большой площадью распространения, связанных с поверхностью через поверхности несогласия, крупные разломы и обнажения.

 

Тесленко и Коротков [598] наблюдали в большом масштабе то, что схематически показано в верхнем нравом углу рис. 6-5. Если к пачке песок—глина—песок приложено давление сверху и вода может удаляться из верхнего и нижнего песчаных слоев, то центральная часть глинистого слоя оказывается менее уплотненной, чем его части, примыкающие к песчаным слоям.

Это значит, что в центральных зонах слоев глин давление

флюидов будет выше. Оно может значительно превысить гидростатическое давление, как показано слева на рис. 6-5, где в разрезе песчаные слои чередуются с мощными слоями глин. Отклонение от нормального хода изменения давления с глубиной схематически показано пунктирной линией между линиями А и В. Эта линия отвечает постоянной скорости уплотнения при условии связи проницаемых песчаных горизонтов с поверхностью. В этом случае все три песчаных слоя будут иметь нормальное давление флюидов (равновесие), а в глйнах 'давление флюидов ^удет повышено (отклонение от равновесия) в разной степени в зависимости от уровня их гидравлической проницаемости. Важным фактором является время. Если бы в этом примере давление повышалось очень медленно, в течение миллионов лет, «ак в очень медленно уплотняющихся осадках бассейна, флюиды могли бы постепенно удаляться и давления были бы лишь немного выше гидростатических.

Магара [405] вывел уравнения, позволяющие рассчитывать глубину, на которой проницаемость глин будет ниже минимальной проницаемости, необходимой для предотвращения аномально высоких давлений флюидов. В районе побережья Мексиканского залива эта глубина около 2100 м. Магара отмечал, что возникновению аномально высоких давлений в осадочных бассейнах способствует высокая скорость осадконакопления и большая мощность слоев глин.

Смит [556] охарактеризовал уплотнение глин с помощью математической модели. Он пришел к выводу, что в мощных глинистых толщах давление поровых вод может быть гораздо выше нормального Для данной глубины и это высокое давление может сохраняться в течение десятков и сотен миллионов лет.

Чепмен [99] указывал, что представления о нарушении равновесия уплотнения решают проблему несоответствия времени образования нефти и времени ее возможной миграции с выжимаемыми при уплотнении водами. Некоторые геологи считают, что если большая часть нефти образуется после того, как температура осадочных пород достигнет 50°С, то к этому времени основной объем воды уже удален из осадочных отложений. Пористость глин при равновесном уплотнении на глубине около 760 м, приблизительно эквивалентной 50°С, близка к 15 %, а в недо-уплотненных глинах она составляет 30—35 %. Объем воды, участвующей в первичной миграции, во втором случае будет значительно больше. Для больших глубин (2440 м), где пористость недоуплотненных глин может более чем в пять раз превышать пористость нормально уплотненных глин, это различие еще больше.

Нарушение равновесия при уплотнении является правилом,

I не исключением. Чепмен полагает, что п большинстве глинистых толщ при погружении имело место большее или меньшее отклонение от равновесного уплотнения. Эта разница в объемах флюидов, которые могут участвовать в первичной миграции на разных глубинах при равновесном и неравновесном уплотнении» видна на рис. 6-7. Крайняя левая кривая отражает уплотнение осадков в бассейне с нормальным гидростатическим давлением по всему разрезу. Крайняя правая кривая показывает уплотнение осадков в бассейне, где большинство глинистых слоев характеризуется аномально высоким давлением флюидов. Практически все кривые изменения пористости с глубиной, приведенные в работах, опубликованных за последние десятилетия, располагаются между этими крайними кривыми. Прежде эти кривые строили на основе данных определения пористости и плотности образцов из скважин. В последнее время плотность и пористость пород определяют с помощью кривых акустического каротажа и гамма-гамма-каротажа. Так как для построения этих кривых используют разные образцы, соответствующие различным условиям равновесия, опубликованные данные не учитывают небольшие различия в пористости пород, находящихся в разных условиях дренажа.

Кривая пористости, приведенная в работе Хедберга [260], и кривые изменения плотности и пористости, приведенные в работе Эти [25], построенные главным образом на основе данных исследования палеозойских глинистых пород Канзаса и Оклахомы, отражают стабильность, достигнутую за большой отрезок времени, и совпадают с кривой равновесного уплотнения на рис. 6-7. Кривая Диккинсона {157] построена для молодых, быстро отложившихся осадков побережья Мексиканского залива, содержащих много смектита. Она совпадает с кривой неравновесного уплотнения не рис. 6-7. Кривая изменения пористости из другой работы Хедберга [264]. построенная для кайнозойских глин Венесуэлы, содержащих многочисленные песчаные прослои, по которым происходило удаление отжимаемой при уплотнении воды, и обобщенная кривая Вассоевича [632] занимают промежуточное положение между этими крайними кривыми.

Дурмишьян [181] изучал пористость глин продуктивной толщи среднего плиоцена и миоцен-палеогеновых отложений северо-западного борта Южно-Касйийской впадины. Он пришел к тому же выводу, что и Тесленко и Коротков [598], а именно, что на одних и тех же глубинах пористость глин в отложениях с чередованием песчаных и глинистых слоев гораздо меньше, чем в мощных глинистых толщах. Кривые Дурмишьяна, приведенные на рис. 6-6, б, попадают в диапазон значений пористости глин на рис. 6-7. Линия А соответствует нормальному уплотнению переслаивающихся песков и глин в центральной части Апшерона, где пластовые давления в основном гидростатические. Мощность

глинистых слоев — от 20 до 50 м; их разделяют мощные песчаные слои. Линия В отражает неравновесное уплотнение слоев глин мощностью от 100 до 300 м на юго-западе Апшерона. Пески здесь алевритовые и имеют меньшую мощность. Линия С демонстрирует сильно замедленное уплотнение глинистых слоев мощностью 500—1000 м в присводовой части и в крыльях структур бакинского архипелага. Давления флюидов здесь близки к лито-^ статическому давлению. Дурмишьян подчеркивает, что выделяю-' щаяся при замедленном уплотнении вода способствует первичной миграции нефти и газа, образующихся в зоне катагенеза.

В большинстве бассейнов должны иметься глинистые слои, уплотнение которых в разной степени отклоняется от равновесного в зависимости от условий дренажа, как показали Дурмишьян [181] и Тесленко и Коротков [598]. На рис. 6-7 видно, что объем воды, которая может участвовать в миграции, даже на поздней стадии образования углеводородов (глубина около 4200 м), все еще соответствует нескольким процентам пористости.

Дегидратация глинистых минералов. Главные глинистые минералы осадочных отложений: смектит, иллит и каолинит. Смек-тит и иллит — наиболее распространенные глинистые минералы .дайн морского происхождения, хотя в некоторых из них господствует каолинит. Смектит состоит из мельчайших глинистых частиц диаметром 0,01—0,1 мкм. Удельная поверхность смектита, мдлита и каолинита, включая межслоевые промежутки, соответ-#йганно около 800, 90 и 15 м2/г [643]. Благодаря большой площади межслоевых промежутков смектит адсорбирует гораздо больше воды, чем другие минералы. Внешняя удельная поверхность смектита всего около 100 м2/г.

Пористость пород определяется как отношение объема пор Яр всему объему породы. Уменьшение пористости, показанное на рис. 6-7, вызвано удалением воды из порового пространства. При определении пористости пород не учитывают межслоевые промежутки в глинистых минералах. Вода, находящаяся в межслое-вш промежутках, относится к минеральной части породы. Когда смектит превращается в иллит, эта вода выделяется из межслоевых промежутков и становится частью объема пор. Плотность воды, находящейся в межслоевых промежутках смектита, ниже плотности воды в порах. Следовательно, при выделении этой воды из межслоевых промежутков во время образования иллита происходит общее уменьшение объема воды и аномально высокие давления не возникают, как показали Андерсон и Лоу [19]. Это было подтверждено другими исследователями (Нелья, 1977, личное сообщение); таким образом, встречающиеся в литературе утверждения, что дегидратация глинистых минералов вызывает вномально высокие давления, ошибочны.

Важное значение дегидратации глинистых минералов для первичной миграции нефти заключается в появлении дополнительного количества поровой воды во время наиболее интенсивного образования углеводородов. Эта вода обеспечивает действие тех механизмов миграции, для которых она необходима как переносчик углеводородов. По данным Берета [90], объем воды, выделяющейся при дегидратации, может составлять 5—10% всего объема породы.

Этот процесс не может происходить спонтанно в любых условиях. Хитаров и Пугин [341] отмечали, что превращение смектита в иллит зависит в основном от температуры пород. Как показали лабораторные опыты и полевые наблюдения, этот процесс происходит на разных глубинах в зависимости от величины геотермического градиента. В районах с высокими геотермическими градиентами превращение смектита в иллит происходит на меньших глубинах, чем в областях с низкими геотермиче*-скими градиентами.

Обычно дегидратация глин происходит при температурах 80—120°С, однако, по наблюдениям Хелинга [268], в районах с очень высокими геотермическими градиентами (7— 10°С/100 м) она начинается при 50—60°С. Эти температуры точно соответствуют температурному интервалу образования нефти (см. гл. 4). Дегидратация глинистых минералов зависит также от химических параметров системы, поскольку при этом происходит замещение натрия калием в межслоевых промежутках и кремния алюминием в тетраэдрических позициях. Скорость этого процесса зависит от давления. При низких давлениях смектит более устойчив.

Перри и Хауэр [460] исследовали превращение смектита в иллит в плейстоцен-эоценовых глинах побережья Мексиканского залива. Их данные по двум из пяти исследованных скважин приведены справа на рис. 6-7. В скв. Е, расположенной вблизи Галвестона, Техас, где геотермический градиент составляет 3,ГС/100 м, дегидратация глин происходит в два этапа на глубинах — 2100 и 3000 м. В скв. С, расположенной на шельфе Луизианы, где геотермический градиент равен 2,3°С/100 м, дегидратация наблюдается в большом интервале глубин: от ~2740 до 5500 м. В обоих случаях дегидратация прекращается, когда количество смектита в смешанослойных иллит-смектитовых образованиях снижается до 20 % .

Хотя дегидратация глинистых минералов обеспечивает большой объем воды для первичной миграции, она не является обязательным условием образования промышленных месторождений нефти и газа. В некоторых нефтегазоносных бассейнах, например в бассейне Уиллистон в США и Канаде, материнские породы не содержат смектита [204].

Первичная миграция означает выделение небольшой части углеводородов из органо-минерально-водного комплекса и перенос их через узкие каналы пор из материнских пород в крупнозернистые породы-коллекторы. Янг и Мак-Айвер [674] изучали абсорбцию и распределение углеводородов в материнских породах и соответствующих нефтях. Их данные подтверждают представления о миграции нефтеобразующих углеводородных компонентов из неколлекторов в коллекторы. Равновесие между распределением углеводородов в материнских породах и нефтях достигнуто в некоторых древних, глубоко погруженных отложениях, но не достигнуто в сравнительно молодых, неглубоко залегающих скоплениях нефти и их материнских породах. Миграция и аккумуляция — это, видимо, непрерывные процессы, происходящие в течение долгого времени. Изменение состава углеводородов с глубиной показывает, что парафиновые и нафтеновые углеводороды мигрируют позже, чем ароматические. Янг и Мак-Айвер [674] пришли к заключению, что образование углеводородов вызывает первичную миграцию.

Механизмы первичной миграции обеспечивают перенос углеводородов через тонкозернистые отложения с проницаемостью от 10~3 до 10-11 миллидарси (мД). Проницаемость глинистых отложений зависит от степени их уплотнения, количества и типа глинистых минералов. Диаметр пор в глинах также зависит от этих факторов. На рис. 6-8 показана приблизительная связь между пористостью и диаметром пор в глинах. Этот график основан на данных измерений и экстраполяциях нескольких исследователей, обобщенных Вельте [650]. На нем показан приблизительный средний диаметр пор для каждой зоны пористости. Момпер [429] считает, что в типичной плотной глине с низкой пористостью более 70 % пор имеют небольшой размер (менее 3 нм), в то время как диаметр остальных пор может достигать нескольких сотен нанометров. В табл. 6-2 приведены эффективные диаметры молекул некоторых компонентов природного газа и нефти, а также диаметр молекул воды. Относительные размеры этих молекул показаны на рис. 6-8.

Эти данные говорят о том, что даже молекулы сложной циклической структуры могут мигрировать в глинах с пористостью 5—10%, которые, в зависимости от степени уплотнения, могут еще встречаться на глубинах более 6000 м. Миграция молекул асфальтенов затруднена, однако возможно, что многие ii:i них образуются в коллекторах. Эти расчеты не учитывают структурную воду, которая может образовывать в порах iviofi толщиной более 1 нм. Органическое вещество также может м.чпнмать зна-

чительное пространство пор. Следовательно, образующиеся жидкие и газовые углеводороды могут создавать высокие внутренние давления в органическом пространстве. В результате этого, когда давление внутри пор в глинах приблизится к литостатическому, могут образоваться микротрещины.

При любом механизме первичной миграции важным обстоятельством является соотношение нефти и воды. Как показано на рис. 4-16—4-24, главная фаза образования нефти приходится на интервал глубин 2—3 км. Максимальное уменьшение пористости при погружении пород на 3 км (с глубины 1 км, соответствующей началу интенсивного образования углеводородов, до глубины 4 км, соответствующей его концу) составляет около 20 % (рис. 6-7), а минимальное — 5 %. Следовательно, из слоя осадков мощностью 1 м, имеющего площадь 100 км2 и соответственно объем 10-109 м3, за время образования нефти должно выделиться от 0,5 до 2-109 м3 воды.

Таблица 6-2

Приблизительный эффективный диаметр молекул некоторых компонентов жидкостей и газов из природных резервуаров [650]

Соединение

Эффективный диаметр молекул, нм

Вода

'—-'0,3

Метан

0,38

Бензол

0,47

м-Алканы

0,48

Циклогексан

0,54

Соединение со сложной циклической структурой

1-3

Асфальтены

5-10

Типичной материнской толщей, содержащей линзовидные песчаные тела со сравнительно небольшими скоплениями углеводородов, является формация Фронтиер в бассейне Паудер-Ри-вер в Вайоминге. В интервале образования нефти содержание углеводородов в материнских породах этой формации составляет 0,03 вес.%’или 0,06 об.%.

Если в гипотетическом слое пород объемом 10* 109 м3 содержание углеводородов в период их максимального образования также составляло 0,06 об.%, то 15 % этого количества, которое может из него выделиться [302], составит

—(10 *109 м3= 900 * 103 м3-Следовательно, минимальная величина отношения объема нефти: к объему воды во время первичной миграции должна быть

900 • 103 мз

= 450 млн~1

2-109 м3

Максимальное значение этого отношения будет 1800 млн-1.

Для образования гигантских нефтяных месторождений необходимы или очень большие площади сбора углеводородов, пли богатые материнские породы, или и то, и другое. В материнских породах с содержанием углеводородов 0,3 % содержание углеводородов в воде во время первичной миграции должно быть 0,2-0,9 %.

Это общие условия, необходимые для первичной миграции. Предложены различные возможные механизмы переноса углеводородов с водой или без воды (обзор их дан в работе Корделла [126]).

Миграция в коллоидном (мицеллярном) растворе. Миграция нефти в глинах в коллоидном (мицеллярном) растворе невозможна, потому что, с одной стороны, диаметр пор в них слишком мал, а с другой стороны, для образования мицеллярного раствора необходима слишком высокая концентрация мыл. Средний размер нейтральных мицелл 500 нм, а ионных — 6,4 нм [36], в то время как диаметр пор в глинах 5—10 нм. Теоретически ионные мицеллы могут проходить через некоторые поры. Однако лабораторные эксперименты показали, что полупроницаемые глинистые мембраны задерживают ионы, размер которых меньше размера ионных мицелл, поэтому трудно себе представить, чтобы последние могли свободно мигрировать в глинах. Опыты, при которых мыльные растворы пропускали через алевритистые глины, показали, что мыльные мицеллы задерживаются глинами с проницаемостью меньше 10~3 мД, т. е. практически всеми глинами. По данным Кеннеди [339] и Жузе и др. [681], для образования мицелл требуется содержание мыл от 0,06 до 0,6 % в зависимости от температуры воды, в то время как концентрация возможных органических мицеллообразователей в поровых водах всего 2—30 млн-1. Трофимук и др. [621] отмечали, что среднее содержание органического вещества в подземных водах в большинстве районов СССР составляет 0,01 г/л, в то время как для образования мицеллярного раствора необходимо, чтобы концентрация органического вещества достигала нескольких граммов на литр. Другая сложность заключается в том, что коллоидная растворимость достигает максимума при 70°С. При более низких и более высоких температурах она гораздо ниже [621].

Миграция по сети органического вещества. Предположение о возможности миграции нефтеобразующих компонентов по непрерывной сети органического вещества в осадочных отложениях («фитильная» гипотеза) было высказано давно. В последнее время эти идеи развивал Мак-Олифф [395]. Этот механизм миграции не зависит от движения подземных вод. Микрофотографии органического вещества пород, полученные с помощью растрового электронного микроскопа после удаления минеральной части, показывают, что это вещество действительно образует трехмерную сеть. Такая сеть наблюдалась в глинах с содержанием органического вещества 1—6%. Наиболее густая сеть образуется, вероятно, в плоскостях, параллельных напластованию, как отмечал Момпер [429]. Связи между отдельными плоскостями сети немногочисленны. Дифференциальные давления, вызывающие течение нефти, обусловлены действием таких факторов, как уплотнение, образование нефти и газа и тепловое расширение углеводородов. Мак-Олифф [395] подсчитал, что степень насыщения органического вещества нефтью, необходимая для того, чтобы нефть могла течь, составляет 2,5—10 %. Эти расчеты основаны на данных об отношении углеводородов ко всему органическому веществу во многих известных материнских породах.    •

При рассмотрении этого механизма важно установить, какое количество органического вещества необходимо для создания достаточно густой сети, по которой может течь заметное количество жидких углеводородов. Некоторые геохимики считают, что такой механизм не м^жет действовать в кайнозойских отложениях побережья Мексиканского залива из-за низкого содержания в них органического вещества. А это значит, что источником всех нефтей этого района могут быть только мелбвые отложения. Подобные взгляды расходятся с данными многочисленных исследований материнских пород и нефтей, включая данные определения абсолютного возраста нефтей, полученные Янгом и др. [675]. Эти исследователи установили абсолютный возраст углеводородов бензиновой и тяжелой (С15+)’ фракций приблизительно 70 нефтей из месторождений шельфа Луизианы. Возраст самой древней нефти составляет 62 млн. лет; все нефти, за исключением шести, оказались моложе 20 млн. лет.

Механизм миграции по сети органического вещества может играть важную роль в материнских породах некоторых типов, но для подтверждения возможности его существования необходимы дальнейшие исследования.

Миграция в растворе. Часть метана и, возможно, некоторые другие легкие углеводороды переносятся в молекулярном растворе. При стандартных температурах и давлениях метан плохо растворяется в воде (25 млн-1), но при увеличении давления его растворимость быстро возрастает, как показано на рис. 6-9. На глубинах около 2400 м и более 6000 м растворимость метана соответственно в 100 и ~300 раз выше, чем у поверхности. На глубине 6000 м растворимость метана в четыре раза превышает растворимость бензола, самого растворимого из жидких углеводородов. Такое быстрое увеличение растворимости метана с повышением давления и температуры означает, что флюиды, отжимаемые при уплотнении, могут легко растворять метан, содержащийся в материнских породах, и переносить его вверх в зоны более низких температур и давлений, где он будет выделяться из раствора. Этот перенос метана из более глубоких частей разрезов ближе к поверхности должен быть еще более эффективным, если в разрезе имеются зоны аномально высокого давления, где растворимость метана возра-

стает быстрее, чем в отложениях с нормальным давлением флюидов.

При стандартных температурах и давлениях растворимость этана приблизительно на 30 % выше растворимости метана, но при абсолютном давлении около 35 кг/см2 растворимости метана и этана уже почти одинаковы, а при высоких давлениях растворимость этана гораздо меньше растворимости метана. Следовательно, точки, соответствующие растворимости природных газов, будут располагаться слева от сплошной линии на рис. 6-9, на разном расстоянии от нее в зависимости от содержания в них углеводородов тяжелее метана.

На рис. 6-10 приведены данные о растворимости тяжелых газообразных и жидких углеводородов. Мак-Олифф [393] определил растворимость в воде при комнатной температуре 65 углеводородных соединений. Он установил, что для каждого гомологического ряда углеводородов логарифм растворимости в воде является линейной функцией молярного объема. Дру-

гими словами, небольшие молекулы растворяются легче, чем более крупные молекулы. Мак-Олифф также установил, что растворимость в воде возрастает при образовании кольца из углеводородной цепи, а для циклических молекул — с увеличением степени их ненасыщенности. Это значит, что растворимость в воде увеличивается от парафинов к нафтенам и далее к ароматическим углеводородам. Растворимость моноолефипов близка к растворимости нафтенов (циклопарафиион), а растворимость ди- и триолефинов пропорционально ио.ч ристает.

Жузе и др. [681] приводят данные о растворимости из более

ранних работ советских исследователей, показывающие, что-растворимость бензола, толуола и метилциклогексана растет с повышением температуры.-Так, растворимость метилциклогексана при 115 °С более чем вдвое выше, чем при комнатной температуре. Жузе и др. также I установили, что;;в воде, насыщенной га^ом, растворимость. Жидких углеводородов снижается в большей или меньшей степени в зависимости от природы углеводородов и газов, а также от условий температуры и давления. Растворимость смеси углеводородов оказалась приблизительно на 50 % ниже суммы растворимостей отдельных угле* водородов; это свидетельствует о вытеснении одних углеводородов другими из раствора.

Прайс [481] провел детальное исследование влияния температуры на растворимость отдельных углеводородных соединений и фракций нефти. Он обнаружил, что при повышении температуры до ~100°С растворимость углеводородов в воде растет постепенно, а при дальнейшем повышении температуры увеличивается более резко э связи с изменением механизма растворения. Прайс [480] считает, что изменение угла наклона линии растворимости при высрких температурах может быть связано с разрушением агрегатов молекул и образованием истинного молекулярного раствора. Возможно также, что при более высоких температурах разрушаются структурные группировки молекул воды, характерные для более низких температур, и вода приобретает большую способность растворять углеводороды.

На рис. 6-11 приведены данные Прайса о растворимости некоторых типичных нефтей, наглядно демонстрирующие влияние температуры на повышение растворимости. Растворимость отбензиненных нефтей возрастает от 0,52—2,5 млн-1 при 25 °С до 50—125 млн-1 при 180 °С. Отбензиненные нефти эквивалентны тяжелым нефтям, потому что их плотность больше 0,9 г/см3. Растворимость индивидуальных углеводородов при 137°С, по данным Прайса [481}, указана в скобках на рис. 6-10.

Симоненко [551] наблюдал заметное увеличение растворимости органических веществ в воде при повышении температуры от 80 до 150 °С. Он отмечал, что при температуре выше 100 °С вода теряет полярные свойства и становится малополярным растворителем (более низкая диэлектрическая постоянная). В связи с этим повышается способность воды растворять неполярные соединения, такие, как углеводороды.

Если первичная миграция углеводородных компонентов нефти происходит в водном растворе, значит, часть углеводородов должна выделяться из раствора в породах-коллекторах. Это может быть вызвано повышением солености, уменьшением давления и температуры, переходом из водного раствора в неф-

Рис. 6-11. Растворимость в воде двух иефракционированных нефтей (Wyoming Farmers и Louisiana State) и четырех отбензиненных при 200°С нефтей (Эймо-сиз-Лейк, Риди-Крик, Аляска и Union Moonie) в зависимости от температуры при давлении системы (по Прайсу [481J).

тяную и газовую фазы и повышением газонасыщенности раствора. На рис. 6-12 показано уменьшение растворимости арена, нафтена и алкана с повышением концентрации соли в растворе при 25°С. При повышении концентрации соли от 0 до 30 %.растворимость этих углеводородов уменьшается в 10—15 раз. Эти данные показывают, что реликтовые воды будут легче выделять углеводороды из раствора, чем метеорные воды. Жузе и др. {681] исследовали растворимость толуола в реликтовых водах хлоридно-кальциевого Типа и в метеорных водах бикарбонатно-натриевого типа. При температурах до 135 °С растворимость толуола в реликтовых водах была на 35 % ниже, чем в метеорных водах, а при более высоких температурах толуол хуже растворялся в бикарбонатно-натриевых метеорных водах. Иными словами, при высоких температурах метеорные воды могут вызвать более интенсивное выделение углеводородов из раствора, чем реликтовые.

При просачивании растворов из глин с высоким внутрипо-ровым давлением в пески с нормальным давлением флюидов газы должны выделяться из растворов, увлекая за собой более тяжелые углеводороды. Понижение температуры является наиболее эффективным фактором выделения углеводородов из растворов в тех случаях, когда подземные флюиды мигрируют

Рис. 6-12. Растворимость толуола, метилциклопентана и к-пентана в водных растворах при 25°С и давлении 1 атм как функция концентрации NaCl (полулогарифмический график) по Прайсу [481].

вертикально вверх по разломам и трещинам или по восстанию слоев в песчаные коллекторы, располагающиеся по краям бассейнов.    !

Выделение углеводородов из растворов не обязательно прр^ исходит полностью сразу же при попадании их в песчаный пласт. Остающиеся в растворе углеводороды могут выделяться на контакте с газо-нефтяной залежью, образующейся у капиллярного барьера выше по восстанию слоев. Углеводороды будут стремиться перейти из водной фазы в нефтяную.

 

Самая большая трудность при обосновании механизма первичной миграции углеводородов в растворе заключается в том, что растворимость углеводородов, за исключением метана> ароматических соединений и некоторых низкомолекулярных насыщенных углеводородов, даже при 100 °С гораздо ниже той растворимости, которая, по-видимому, необходима для переноса углеводородов в воде во время максимума их генерации. Если растворимость углеводородов в поровых водах тонкозернистых пород сопоставима с их растворимостью в лабораторных условиях, то миграция большинства углеводородов должна происходить иным способом.

Миграция в газовой фазе. При повышении температуры и давления растворимость тяжелых жидких углеводородов в сжатом газе возрастает. Соколов и др. [573] и Соколов и Миронов [569] показали, что при температурах и давлениях, соответствующих глубинам 1800—3000 м, подземные газы будут растворять большое количество жидких углеводородов. Жаса и Кац [509] определяли критическое давление для бинарных систем с метаном и установили, что при давлениях выше 380 кг/см2 (абсолютное давление) смеси, состоящие из углеводородов от метана до декана, представляют собой одну фазу. По данным Нельи [442], месторождение Малосса в Италии содержит газоконденсат, т. е. газ с растворенными в нем жидкими углеводородами. Этот газоконденсат добывают из триасовых доломитов, залегающих на глубине более 6000 м. Давление в подземном резервуаре 1050 атм, температура—153 °С. По данным Жасы и Каца [509], в этих условиях в газе могут быть растворены углеводороды до С18-

Нелья [442] полагает, что газы, образующиеся в материнских породах, мигрируют вертикально вверх по микротрещинам, растворяя по пути нефть, находящуюся в порах пород. При этом происхрдит мрлекулярная перегонка нефти, потому что давление ее пара в жидкой фазе выще, чем в газовой. В конце концов мигрирующие газы достигают глубины, на которой вследствие более низкого давления и температуры происходит ретроградная конденсация углеводородов с образованием неф-тяной фазы.

Почти все известняки, доломиты и кремнистые породы в связи с их трещиноватостью обладают некоторой пористостью и проницаемостью. В последние годы получила распространение концепция об образовании микротрещин, обеспечивающих проницаемость, достаточную для миграции углеводородов в нефтяной и газовой фазах. Эти микроскопические трещину образуются под действием высокого порового давления, возникающего в результате образования жидких и газовых нефтяных углеводородов в замкнутых поровых системах тонкозернистых пород [561]. Момпер [429] ссылается на несколько статей по геохимии, написанных за последние 10 лет, в которых рассматривается роль микротрещин в первичной миграции.

На рис. 6-13 приведены данные из работы Нельи [442], свидетельствующие о возможности образования микротрещин на глубинах Генерации нефти. На этом графике видно, что до глубины около 3500 м проницаемость глин уменьшается, а затем увеличивается. Если геотермический градиент равен 2,7°С/100м, то увеличение проницаемости начинается при температуре около 114°С, относящейся к диапазону температур образования нефти в кайнозойских отложениях (рис. 4-17). Это увеличение проницаемости объясняется образованием микротрещин.

17 Заказ № 372

Рис. 6-13. Полулогарифмический график зависимости проницаемости глинистых пород от глубины их погружения (по Нелье [442]).

/ — плиоцен; 2 — миоцен; 3 — палеоцен; 4 — мел; 5 — триас.

Рюмо и Сурисс [507] считают, что углеводороды, содержащиеся в карбонатных резервуарах юго-западной части Аквитанского бассейна, вероятно, мигрировали в газовой фазе, потому что миграция флюидов, выжимаемых при уплотнении, прекратилась очень рано.

Присутствие богатых ароматическими соединениями газоконденсатов в плейстоценовых отложениях побережья Мексиканского залива, вероятно, объясняется миграцией углеводородов в газовой фазе из более глубоких слоев через вертикальные разломы и проницаемые кайнозойские песчаники. Когда газ проходит через нефть, в нем концентрируются легкие ароматические углеводороды. Газоконденсаты с высоким содержанием ароматических углеводородов обнаружены также в Западно-Канадском бассейне [273] и на востоке Туркмении [220].

Миграция углеводородов в газовой фазе не может объяснить образование гигантских месторождений нефти, таких, как месторождения Ближнего Востока, если не предположить, что огромное количество газа было потеряно. Этот механизм миграции

не мог бы обеспечить и образование залежей нефти ранней генерации, к которым относятся, например, неглубоко залегающие нефти Парижского бассейна, где образование газа не было значительным. Однако это, вероятно, наиболее подходящий механизм миграции для образования некоторых залежей в районе побережья Мексиканского залива, в дельтах Нигера и Мак-Кензи и в Северном море, где газы могли мигрировать по микротрещинам в крупные вертикальные системы разрывов. Понижение давления и температуры вовремя миграции газов к поверхности вызывало ретроградную конденсацию жидких углеводородов в породах-коллекторах, примыкающих к зоне разрывов.

Миграция в нефтяной фазе. Отношение количества свободной поровой воды к количеству связанной воды в глинах уменьшается с сокращением объема пор. Так как частицы нефти находятся в свободной воде, возможно, что на определенной глубине нефть, содержащаяся в небольших порах, будет занимать достаточно большую часть свободного порового пространства, чтобы могло происходить выталкивание ее под действием капиллярных сил и напорного градиента флюидов в более пористые зоны глинистых слоев, где капиллярное давление более низкое. Переходя во все более крупные поры, нефть в конце концов попадет в коллектор. Хант [297] и Дикки [151] высказали предположение, что структурная вода может настолько сократить свободное поровое пространство, что станет возможной миграция углеводородов в нефтяной фазе. Таким способом могли бы мигрировать все компоненты нефти, однако для проверки этих предположений нужны, как отмечает Дикки, серьезные исследования. В натриевых смектитах структурная вода занимает большую часть объема пор, чем в кальциевых смектитах, но последние распространены более широко. Если в кальциевых смектитах и иллитах упорядочение ориентировки глинистых частиц приводит к сокращению промежутков между ними до 2 нм, то при 7 %-ной пористости (диаметр пор 4 нм) вся вода в порах будет связанной. Проблема осложняется тем, что при повышении температуры и давления количество слоев связанной воды уменьшается. Кроме того, эта вода отсутствует там, где поверхность минералов покрыта органическим веществом.

В породах, очень богатых органическим веществом, миграция углеводородов в нефтяной фазе может происходить и без участия структурной воды. Такие породы могут быть пропитаны нефтью. Это значит, что органическое вещество и нефть занимают в них значительную часть порового пространства и покрывают многие поверхности минеральных зерен, особенно вдоль плоскостей напластования. Типичным примером таких пород являются озерные глины месторождения Алтамоит-Блубелл в бассейне Юинта. Вода в них, вероятно, не является непрерывной фазой [422J. Примерами богатых органикой пород, частично пропитанных нефтью, могут служить породы формаций Бэккен, Эксшо и Нордегг в Западно-Канадском бассейне и формации Ла-Луна в Колумбии и Венесуэле. Дикки [151] предположил, что в частично пропитанных нефтью глинах нефтенасыщение, при котором нефть может течь как непрерывная фаза, может быть меньше 10 %.

Минимальное содержание органического вещества, необходимого для полного пропитывания пор нефтью, по данным наблюдений Биранже [92], составляет около 30%. В этих условиях нефть будет мигрировать из глин при их уплотнении так же, как вода из влажных пород. Углеводороды, выделяющиеся из пропитанных нефтью глин в соседние коллекторы, пропитанные водой, будут аккумулироваться в них путем всплывания.

Биранже [92] отмечал, что пропитанные нефтью глины легко отличить от типичных влажных глин по аномально высокому электрическому сопротивлению. Мейсснер [423] использовал это свойство для выделения зоны образования нефти в богатых органикой толщах, например в глинах Бэккен в бассейне Уилли-стон (см. напечатанную петитом вставку в разделе «Аномальные давления»).

Баркер [43] предположил, что капельки нефти блокируют устья пор в материнских породах и вода, запертая в порах, расширяясь при повышении температуры, может проталкивать нефть через поры. Он назвал давление, вызываемое тепловым расширением воды, акватермальным [42]. По расчетам Баркера, при увеличении глубины погружения отложений только на 3 м повышение давления воды будет достаточным для проталкивания нефти через сужения пор. Это может происходить только в маленьких порах, все выходы которых блокированы капельками нефти.

Картмилл [96] отметил, что обычные механизмы миграции не могут объяснить отсутствие пятен остаточной нефти в местах перехода ее из материнских пород в коллекторы. Он считает, что в условиях высоких температур и давлений могут существовать дискретные фазы смесей нефти и воды в разном соотношении с таким низким межфазным натяжением, при котором возможно одновременное течение нефти и воды по тонким капиллярам в глинах.

Момпер [429| полагает, что миграция углеводородов в нефтяной фазе в ,значительном масштабе может начаться только тогда, когда содержание битумоида (углеводороды + асфальтовые соединения) в породах достигнет ~850 млн-1. По его подсчетам, образование жидких и газообразных соединений из органического вещества в главной зоне генерации нефти может

Рис. 6-14. Увеличение общего объема органического вещества и образующихся из него флюидов по мере созревания материнских пород.

привести к чистому увеличению общего объема органического вещества на 25% по сравнению с первоначальным (рис. 6-14). Это вызовет повышение давления в замкнутом поровом пространстве тонкозернистых материнских пород и образование микротрещин или раскрытие уже существующих трещин, по которым может происходить миграция нефти. После выжимания нефти трещины закрываются до тех пор, пока давление не повысится вновь в результате дальнейшего образования углеводородов. Импульсное выделение нефти будет продолжаться, пока не истощится генерирующая система. Момпер [429] также отмечает, что углекислый газ, образующийся во время генерации нефти, будет растворяться в ней, понижая ее вязкость и улучшая подвижность. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти при давлениях выше 6,9 МПа и температурах больше 32 °С.

Для больших глубин, где давления превышают критические, вопрос о том, мигрируют ли углеводороды в нефтяной или газовой фазе, теряет смысл. В критической точке плотность, вязкость И поверхностное натяжение нефти и газа настолько близки, что Их можно рассматривать как одну фазу. Кпц и др. [334] считают, что в большинстве месторождений при давлениях выше 28 МПа и температурах выше 93°С нефть и газ образуют бдно-фазную систему флюидов. В типичных нефтегазоносных бассейнах при гидростатических давлениях этим условиям соответствуют глубины более 2400 м (рис. 6-5). Во время образования жидких и газовых углеводородов давление в замкнутом поро-вом пространстве глинистых отложений должно быть горазда выше гидростатического. Следовательно, первичная миграция углеводородов в виде однофазного флюида может быть нормой для больших глубин, а в некоторых отложениях возможна даже на глубинах около 1500 м. При понижении давления в связи с переходом углеводородов в коллектор должна происходить ретроградная конденсация, т. е. образование нефтяной фазы. Если в коллекторах давление также выше гидростатического, вторичная миграция может происходить в однофазном состоянии.

Первичная миграция путем диффузии. Молекулы углеводородов или частицы, представляющие собой небольшие агрегаты этих молекул, обладают энергией, определяемой их положением. Так как они способны перемещаться под землей, они будут переходить из областей, где они обладают более высокой потенциальной энергией, в области, где их потенциальная энергия будет меньше. В конце концов они займут такое положение,, в котором их потенциальная энергия будет минимальной, т. е. они будут окружены областями с более высокой потенциальной энергией. Рассмотрим для примера механизм диффузии под действием связанной воды. Молекулы растворенных в воде органических веществ окружены оболочками связанной воды (клат-раты). Для разрушения этих оболочек, так же как и оболочек связанной воды на поверхности глинистых минералов, требуется энергия. Как показано на рис. 6-15, структуры, образованные молекулами воды вокруг углеводородных комплексов, несовместимы со структурой воды у поверхности глинистых минералов. Перемещение влево углеводородного комплекса £ оболочкой из молекул воды может привести к разрушению структуры воды у поверхности глинистых минералов; при движении его вправо этого не произойдет. На рисунке показана резкая граница между связанной и свободной водой; в действительности этот переход постепенный, и некоторое упорядочение взаимного расположения молекул воды наблюдается ближе к углеводородным комплексам, окруженным оболочками связанной воды. Более благоприятное положение, т. е. область низкой потенциальной энергии, будет справа, где пора расширяется и где нарушение структуры воды, связанной с поверхностью глинистых минералов, во время движения углеводородных комплексов будет минимальным. Это значит, что существует градиент потенциальной

Рис, 6-15. Миграция под действием связанной воды.

Уменьшение потенциальной энергии слева направо обусловлено тем, что для разрушения структуры воды, связанной на поверхностях глинистых минералов, требуется энергия. Углеводороды, окруженные оболочками связанной воды, будут двигаться направо, в направлении уменьшения потенциальной энергии, в места расширения пор. Это перемещение будет происходить без участия движения глинистых частиц или жидкой воды: 1 — молекула воды; 2 — углеводородный комплекс.

энергии, направленный вправо; под действием этого градиента углеводородные комплексы, окруженные молекулами воды, будут стремиться переместиться в этом направлении. Важно отметить, что это перемещение может происходить без участия движения глинистых частиц или свободной воды. Другими словами, для этого перемещения молекул не требуется уплотнение осадков или движение флюидов, так что, по существу, это механизм диффузии.

Термодинамически потенциальная энергия углеводородного комплекса в окружающей воде выражается как его активность или миграционная способность. Высокие коэффициенты активности указывают на большую миграционную способность, в то время как низкие коэффициенты активности говорят о слабой миграционной способности. Было проведено измсрсчпю коэффициентов активности углеводородов в разных породах [22j. Они оказались в целом выше в глинах, чем в пгекпх, так что углеводороды стремятся перейти из глинистых слоев в песча-

Рис. 6-16. Термодинамическая активность или миграционная способность насыщенных (парафины, нафтены) и ароматических углеводородов. Гипотетические цифры характеризуют относительную миграционную способность.

ные. Активность углеводородной частицы связана с ее растворимостью в жидкой фазе и способностью адсорбироваться твердой фазой. Углеводород, растворенный в жидкости или связанный с минеральной поверхностью, имеет низкую активность, в то время как углеводород, отталкиваемый жидкой и твердой фазами, имеет высокую активность. Это схематически показано на рис. 6-16. Цифры на этом рисунке гипотетические, но они характеризуют относительную активность разных углеводородов в разных средах. Углеводороды наименее активны в нефтяной фазе, обозначенной цифрой 1. В глине они обладают очень высокой активностью. Здесь они отталкиваются водой, связанной с поверхностями глинистых минералов. Если бы глина была пропитана нефтью, она притягивала бы молекулы углеводородов й они имели бы низкую активность. Насыщенные углеводороды, парафины и нафтены выталкиваются сильнее, чем ароматические. Последние обладают полярностью и небольшим сродством к молекулам воды и минералам, поэтому их миграционная способность меньше, чем миграционная способность насыщенных углеводородов. В песке активность углеводородов гораздо ниже, чем в глине.

Активность углеводородных частиц зависит также от их размера. Чем меньше размер капли нефти, тем больше давление внутри ее по сравнению с давлением в окружающей среде. Повышение давления увеличивает активность каждого углеводородного соединения, находящегося внутри капли. Следовательно, уменьшение диаметра капли при уплотнении будет сопровождаться увеличением миграционной способности всех углеводородов, которые она содержит.

Так как у насыщенных и ароматических углеводородов миграционная способность неодинакова, во время перемещения нефтеобразующих компонентов из глины в песчаный слой будет происходить их фракционирование, в результате которого-больше насыщенных углеводородов будет попадать в песчаный слой, а в глине будет оставаться больше ароматических соединений. Это различие было обнаружено при сравнении ряда нефтей и битумоидов материнских пород [290, 33].

Миграционная способность углеводородов в частично пропитанных нефтью, богатых органикой глинах должна быть меньше. Кроме того, в порах глин, частично пропитанных нефтью, будет больше свободной (следовательно, меньше связанной) воды. Способность углеводородов удаляться из материнских пород в коллекторы не говорит о том, какое количество вещества может мигрировать. Расчеты на основе закона Фика показывают, что для образования промышленных скоплений нефти путем диффузии за приемлемый отрезок времени (10 млн. лет) дальность миграции должна быть небольшой, порядка десятков или сотен футов. Поскольку большинство тонкозернистых пород продолжает уплотняться в зоне образования нефти, диффузия будет ускорена благодаря движению флюидов. Так, на рис. 6-15 показано, что диффузия может происходить и тогда, когда две минеральные пластинки не сближаются. В природных условиях обычно имеет место сближение в результате сжатия, и диффузия будет ускорена благодаря движению флюидов вправо. Дальность миграции, очевидно, увеличится благодаря одновременному действию двух или трех механизмов миграции.

Итак, первичная миграция углеводородных соединений, вероятно, происходит благодаря одновременному действию разных механизмов переноса, интенсивность которых зависит от количества и типа органического вещества в материнских породах. В породах, содержащих менее 1 % органического вещества с заметной долей газогенерирующих гумусовых компонентов, углеводороды будут мигрировать путем диффузии в растворе или в газовой фазе, пока не достигнут разлома или системы трещин, где они могут мигрировать как газы за счет плавучести. К этой категории относятся материнские породы в отложениях Мексиканского залива у побережья США. В породах, содержащих более 5 % органического вещества преимущественно нефтематеринского типа, углеводороды будут мигрировать в нефтяной или газовой фазе. Примером таких пород являются глины Бэккен в бассейне Уиллистон и базальные слои формации Грин-Ривер с перекрывающими отложениями формации Уосач в бассейне Юинта. В материнских породах с промежуточным содержанием органического вещества смешанного нефте- и газоматеринского типа, вероятно, действуют разные механизмы миграции для углеводородных молекул разных типов и размеров.

В настоящее время среди геохимиков наметилась тенденция сильно преуменьшать роль воды в процессе миграции. Это верно, что для большинства предполагаемых мохашгшои миграции вода не требуется, однако движение поды может, несомненно, ускорять многие из этих процессов. Когда углеводороды попадают в алевролиты, песчаники или трещиноватые породы, проницаемость которых на несколько порядков больше проницаемости тонкозернистых пород, вода становится господствующим поровым флюидом. Исключение составляют богатые органическим веществом трещиноватые материнские породы. Так как вода все время удаляется из осадков во время их уплотнения, она определяет пути и направления миграции, т. е. контролирует движение углеводородных флюидов.

Содержание