1 Вторичная миграция нефти и газа

В отличие от первичной миграции, которая протекает в плотных пло­хо проницаемых материнских породах, вторичная миграция имеет место в более проницаемых и пористых пластах, проводниках и коллекторах. Вторичная миграция заканчивается образованием залежей углеводородов, однако тектонические явления, такие как складкообразование, разломообразование или вертикальные движения, могут послужить причиной пе­рераспределения нефти и газа в скоплениях, т. е. проявления дополни­тельной фазы вторичной миграции. В тех случаях, когда повторная вто­ричная миграция приводит к образованию новых скоплений, ее иногда называют ремиграцией или третичной миграцией.

Нефть и газ обычно образуют залежи в наиболее структурно-приподнятых частях ловушки. Это объясняется всплыванием нефти (уд. вес 0,7 – 1,0 г/см³) и газа (уд. вес <0,001 г/см³), обладающих меньшими плотностями по сравнению с окружающей их поровой водой (уд. вес 1,0 – 1,2 г/см³). Залежь формируется в том случае, если дальнейшее, в основном вертикальное, дви­жение нефти и газа будет приостановлено слоем плохо проницаемой поро­ды. К таким выводам привели наблюдения, проводимые фактически в тече­ние всего времени существования нефтяной промышленности и основанные на примерах тысяч залежей, рассеянных по всему миру. Для образования залежей нефти и газа необходимо уменьшение размера пор, что должно при­вести к прекращению двух- и многофазного движения флюидов. Таким обра­зом, прекращение или продолжение вторичной миграции определяется взаи­мосвязью между силой, вызывающей движение капелек или сгустков углево­дородов, и капиллярными силами, препятствующими этому движению. Если поровая вода на глубине более или менее неподвижна, единственной силой, способной переместить во время вторичной миграции рассеянную в во­де углеводородную фазу, является ее плавучесть. Однако известно, что на глубине вследствие гидродинамического уклона происходит переток поровых вод. Необходимо различать гидростатические равновесные (отсутствие тече­ния) и гидродинамические условия, когда имеет место течение вод вследствие различия гидродинамических напоров. Течение воды под действием гидродинамических градиентов влияет на всплываемость нефти и газа.

  Вторичная миграция и последующее образование залежей нефти и газа зависят от трех параметров. Это плавучесть нефти и газа в водонасыщенных, пористых породах, капиллярное давление, определяющее многофазовый поток, и гидродинамический поток флюида, представляющий собой важный модифицирующий фактор. Вторичная миграция приводит к образованию углеводородных залежей, но может быть и причиной выхода углеводородов на поверхность.

2 Перемещение флюидов в коллекторе

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 в столпы более низких температур. Все эти факторы могут выходить 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 показали, что капельки нефти диаметром 0,5 – 1,5 мкм при концентрации нефти в воде 20 – 40 млн. свободно проходили 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  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.

3 Пути миграции нефти и газа

Путями миграции нефти и газа служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность (рисунок 1).

а-г, ж, – с поверхностями разрывных смещений и диапиров, д-е – с поверхностями стратиграфических несогласий, з – миграция с водой по пласту (пласт выходит на поверхность), и – миграция и выходы по трещинам. 1 – соль, 2 – залежи нефти (газа), 3 – поверхность несогласия, 4 – вода, 5 – разрывные смещения (или трещины), косыми крестиками показаны выходы нефти и газа на поверхность. (по Э.А. Бакирову, В. И. Ермолкину, В. И. Ларину и др., 1980 г.)

Рисунок 1 – Пути миграции и выхода, связанные

4 Факторы миграции нефти и газа

Основными факторами вторичной миграции являются гравитационный и гидравлический.

Под гравитационным фактором вторичной миграции нефти и газа понимают действие силы тяжести. Под действием силы тяжести капли нефти и газа, попадающие в насыщенную водой породу­­­-коллектор, будут всплывать в кровельную часть пласта. Под действием сил всплывания ("архимедова сила") газ займет более высокое положение в пласте по сравнению с нефтью, в силу разностей их плотностей. Перемещению капель нефти или газа под действием силы всплывания препятствует капиллярное давление, существующее в заполненном водой пустотном пространстве породы. Перемещение капель нефти или газа возможно только в случае, когда сила всплывания (давление прорыва, по В. П. Савченко) превысит величину капиллярного давления. Величина капиллярного давления зависит от размеров пор, межпоровых каналов, трещин, от степени гидрофильности породы, от сил возникающих на поверхностях разделов нефть-вода, газ-вода и нефть-газ делятся не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Гидравлический фактор проявляется в том, что вода при дви­жении увлекает капли нефти и пузырьки газа. Движение нефти, газа и воды может происходить как в виде отдельных фаз, так и в виде газонасыщенной водонефтяной эмульсии. И. М. Губкин пи­сал, что «нефть выбирает линии наименьшего сопротивления», т. е. может двигаться в виде отдельных струй. В соответствии с представлением о струйной миграции, предложенном В.П. Сав­ченко, углеводороды, выделяющиеся из материнских пород в коллектор, объединяются в струи, которые потом сливаются в более мощные потоки, движущиеся по своим каналам, не всегда совпада­ющим с потоками воды. Скорость перемещения потоков различна, она может изменяться в течении одного года от миллиметров до метров. Но движение потоков не очень равномерное, оно может за­медляться на длительный срок, а потом пульсационно ускоряться.

Гидравлический фактор про­является прежде всего в виде гидродинамического напора в пласте. Этот напор может способствовать и преодолению капиллярных сил в сужениях поровых каналов. Наряду с такими зонами создания напоров в водных системах, как участки инфильтрации вод в областях питания выходящих на поверхность пластов, на глубинах могут возникать и другие зоны напоров, связанные, например, с теми уровнями, на кото­рых происходит дегидратация глинистых минералов и выделяют­ся дополнительные объемы воды, или с очагами генерации угле­водородов, которые также пополняют общий объем флюидов. В соответствии с дефлюидизацией происходит перераспределение давлений и начинается движение. Нельзя не учитывать, что в процессе погружения и роста температур в горных породах про­исходят различные изменения. К их числу относятся механичес­кое сжатие и уплотнение пород (при этом с различной степенью в разных по составу толщах), процессы физико-химического и минерального преобразования. Возникающие в осадочных тол­щах аномально высокие пластовые давления (АВПД), иногда сильно превышающие гидростатические или даже приближаю­щиеся к геостатическим, являются мощным фактором создания неравновесия давлений и возникновения выжимающихся из глу­боких зон бассейнов так называемых элизионных потоков флюи­дов. Границы, на которых сталкиваются элизионные и инфильтрационные потоки, являются критическими рубежами. Здесь потоки могут серьезно изменить свою структуру и направление течения.

5 Дальность миграции нефти и газа

 Относительно дальности вторичной миграции высказывались чрезвычай­но разнообразные точки зрения. В ряде случаев доказывалась миграция на короткое расстояние, как, например, в изолированных песчаных линзах в третичных отложениях Рейнского грабена и девонских рифовых телах За­падной Канады. Вторичная миграция на большое расстояние предполагалась для тяжелой нефти месторождения Атабаска в Канаде и для многих нефтей месторождений Ближнего Востока. Однако в большинстве случаев доказа­тельства были либо ограниченными, либо вообще полностью отсутствовали.

Ориентировочные подсчеты показали, что между размером нефтяного скопления и нефтесборной площадью (drainage area) имеется взаимосвязь. Если принять, что содержание нефти в породе составляет 20% от ее объема, то 1 т породы будет содержать 100 кг нефти. Далее, если предположить, что эта нефть была генерирована материнским пластом достаточной мощности, содержавшим 2% органического вещества, а доля керогена, преобразован­ного в нефть, составила около 20%, то на 1 т породы будет приходиться 4 кг нефти. Если к тому же учесть, что эффективность первичной миграции рав­на 25%, то из 1 т породы будет высвобожден 1 кг нефти. При этих услови­ях отношение площади нефтяной залежи к дренируемой площади материн­ской породы составит примерно 1: 100. С учетом дальности миграции это отношение составит 1:10. Таким образом, нефтяное месторождение диамет­ром 3 км имеет радиус нефтесборной площади 15 км. Характер распределения нефтяных месторождений в продуктивных бассейнах с достаточным количе­ством ловушек подтверждает правомочность подобных расчетов.

Известны гигантские месторождения нефти с запасами, превышающи­ми 100 млн. т. Для накапливания столь огромной массы нефти или газа в результате вторичной миграции необходима очень большая сборная площадь и соответственно большой объем пород. Расчеты подобных нефтяных место­рождений показали, что даже при наиболее благоприятных условиях вто­ричная миграция должна происходить по меньшей мере на несколько десят­ков километров или охватывать нефтесборную площадь в несколько сотен квадратных километров. Для образования месторождения, занимающего площадь в несколько сотен квадратных километров, подобного месторожде­нию нефтяных песков Атабаска в Канаде требуется вторичная миграция на расстояния, превышающие 100 км. Подобные расстояния не представля­ются маловероятными, если принять во внимание наличие таких путей миг­рации, как поверхность крупного несогласия между мелом и палеозоем в Западной Канаде.

Вторичная миграция по вертикали на расстояния, превышающие мощность одного пласта-коллектора, возможна лишь по разломам, системам трещин и другим путям, например дайкам, плоскостям сбросов и грязевым вулканам. Она может привести к образованию многоярусных залежей, как это имеет место в районах дельт, например на побережье Мексиканского залива и в дельте Нигера, где вертикальная миграция происходила по конседиментационному разлому (рисунок 2). Однако возможность вертикальной мигра­ции по конседиментационным разломам не является неоспоримой. В та­ких условиях отдельные скопления в многопластовом нефтяном месторожде­нии могут представлять скорее динамическую, чем статическую систему: углеводороды могут поступать в залежи и покидать их последовательно.

Рисунок 2 – Разрез через конседиментационный разлом в дельте Нигера

Разрез через конседиментационный разлом в дельте Нигера

6 Формы миграции нефти и газа

Выделяются три основные формы миграции. УВ перемещаются в пределах коллектора: вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах (пассивные формы миграции); в свободном состоянии; в виде ретроградных растворов. Исходя из соотношения объема газов, находящихся в водорастворенном состоянии и в свободном (промышленные запасы газа составляют по оценке Л. М. Зорькина (1975), менее 10% от растворенных в воде), можно предположить, что наиболее универсальным механизмом вторичной миграции газообразных УВ является миграция газа в водорастворенном состоянии. В настоящее время нет единого взгляда на механизм формирования газовых скоплений. Одни исследователи (В. П. Савченко, А. Л. Козлов и др.) считают, что скопления газа формируются в результате струйной миграции газа; другие (Н. М. Кругликов, В. Н. Корценштейн, А. Е. Гуревич и др.) придерживаются мнения о преобладающей роли в формировании месторождений газа, мигрирующего в водорастворенном состоянии. Строго говоря, даже в случае формирования скопления газа за счет водорастворенных УВ необходимо допускать перемещение свободного газа. Другими словами, в схеме: углеводородные газы, растворенные в воде - скопление углеводородных газов всегда должно быть промежуточное звено - миграция газа в свободном состоянии, т.е. выделившийся, в силу тех или иных причин, в свободную фазу газ должен до ловушки мигрировать в свободном состоянии (за исключением того случая, когда газ выделяется из воды непосредственно в ловушке).

Жидкие УВ могут мигрировать с движущейся водой в виде истинных и коллоидных растворов. Экспериментально установлена растворимость жидких УВ в воде, которая возрастает с увеличением температуры и давления.                                      

По данным Л. Прайса (Price, 1976), при температуре 150 °С содержание нефти в пластовой воде может достигать 130 г/л. Огромный объем газов находящихся в водорастворенном состоянии обуславливает и возможность нахождения в литосфере газов в свободном состоянии. Причин, вызывающих выделение водорастворенного газа в свободное состояние, много. Основными из них, по Е. А. Гуревичу и др. (1972), являются: восходящее движение подземных вод, подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод, движение потока газонасыщенных вод через температурную зону, при которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана 70 – 90 °С), смешение газонасыщенных вод различной минерализации. Выделяющиеся пузырьки газа всплывают в кровельную часть пласта-коллектора и создают критическую газонасыщенность, при которой начинается фильтрация газа. Другими словами, выделяющийся в свободное состояние водорастворенный газ как бы "подготавливает пути" для струйной миграции, которая по В.П.Савченко (1968), начинается при достижении газонасыщенности в 10 – 15%.

С. П. Максимов с соавторами (1977) считали, что высокая газонасыщенность проницаемых пластов способствует и латеральной миграции нефти в жидкой фазе.

7 Масштабы (расстояния), направления скорости миграции нефти и газа

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей.

При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и углеводороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном, состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород   характеризуется   довольно   низкими  значениями, не  более 10 – 6 м³/м²  в год.

Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми во­дами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции).

Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам    А. Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить    1 м/год, при 70° – 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В. П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой – около 1 м. О значительных масштабах миграции нефти за длительный срок свидетельствуют крупные скопления битумов в виде нефтяных песков, асфальтовых «озер». Крупнейшие скопления битумов известны в Канаде (Атабаска), в Венесуэле (пояс Ориноко), в Сибири (Оленёк) и других местах. Для образования столь громадных скоплений окисленной, преобразованной нефти нужно еще более грандиозное количество мигрирующей нефти. Скорость перемещения флюидов гидрогеологи оценивают как невысокую – от единиц до десятков сантиметров в год.

По серии экспериментов Л. Каталана по миграции нефти в водонасыщенном песке получились скорости 110 000 – 430 000 км/млн. лет.

По расчетам С.Г. Неручева скорость в зависимости от условий может колебаться от 0,34 до 27 600 км в млн. лет. В реальных геологических условиях скорости существенно изменяются в  зависимости от тектонических, литологических, гидрогеологических и других условий. В спокойных платформенных условиях скорость движения флюида значительно ниже, чем в геосинклинальных областях.

По расстояниям движения (масштабам) миграция может быть:

 - региональной, контролируемой размещением зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления;

- локальной, контролируемой отдельными структурами дизъюнктивной тектоникой, литологическими и стратиграфическими экранами.

В процессе миграции углеводороды испытывают изменения и миграционные потери. Часть нефти адсорбируется, часть идет на преобразование минеральных веществ. Газ растворяется в воде и выходит на поверхность в виде источников. В некоторых складчатых сооружениях, например Баку и Берингово море расход газа составляет десятки и тысячи кубометров в сутки. Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии – это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

Миграция облегчается, если:

- увеличивается наклон пласта коллектора, благоприятствующее  всплыванию и продвижению нефти вверх по восстанию пласта;

- если происходит общее движение всех флюидов (в т.ч. воды) по восстанию пласта;

- если присутствует газ, снижающий вязкость нефти и способствующий ее продвижению в ловушки.

Движению жидких флюидов в пласте препятствуют:

- встречный поток воды, создающий гидрогеологический барьер (миграция затрудняется и может вовсе прекратиться;

- капиллярные силы, особенно в тонких капиллярах диаметром менее    0,05 мм, когда вода гораздо лучше, чем нефть смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по капиллярам, сужает пережимы в поровых каналах;

- снижение проницаемости на участках пласта.