Масштабы, направления и скорости миграции УВ из материнских пород

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей. Нефть при своем движении выбирает линии наименьшего сопротивления, по которым и будет мигрировать.

По масштабам движения (расстояниям) миграция делится на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).
Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (Амударьинский НГБ, Западно-Сибир-ский НГБ).
Внутрирезервуарная миграция в платформенных областях ограничивается расстояниями между приподнятыми элементами положительных структур первого порядка и погруженными зонами примыкающих к ним впадин и прогибов, служивших основными нефтесборными площадями и очагами генерации УВ. При таких условиях, масштабы миграции не превышают нескольких десятков - нескольких сотен км.
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 элизиоиными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более п- 10~6 м3/м2. 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).
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.
При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти по разрывным смещениям из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.
Существует некоторая закономерность тектонического плана. На платформенных территориях преобладает латеральная миграция УВ. Роль вертикальной миграции не столь значительна. В геосинклинальных областях, предгорных прогибах с широким развитием диапиризма, дизъюнктивных дислокаций, грязевого вулканизма, солянокупольной тектоники большая роль принадлежит вертикальному перемещению флюидов.
Вторичная миграция в зависимости от конкретных геологических условий может или следовать за первичной, или отставать от нее на значительные промежутки времени (иногда на десятки миллионов лет).
Некоторые исследователи полагают, что для формирования залежей нефти благоприятные условия наступают вслед за отложением вмещающих ее пород. Так образовались, по мнению К.А. Машковича, девонские залежи Саратовского Поволжья, А.И. Клещев предполагает, что девонские залежи в терригенных отложениях Татарского свода возникли в кыновское время, т. е. всего на протяжении 1-3 млн лет.
На основании наличия залежей в плиоценовых отложениях в Калифорнии, сформировавшихся в ловушках плейстоценового возраста, А. Леворсен (1970 г.) приходит к выводу, что минимальное время для образования, миграции и аккумуляции нефти и газа в залежи в данном районе составило приблизительно 1 млн лет [60].
Для месторождений Прикаспийской НГП, по Н.А. Калинину, процессы миграции и аккумуляции УВ были тесно связаны со стратиграфическими несогласиями и длительностью перерыва в осадконакоплении: чем меньше перерыв, тем большие запасы нефти аккумулируются под поверхностями несогласия. При значительных перерывах (например, при залегании плиоценовых слоев на юрских) ниже поверхности стратиграфического несогласия промышленных скоплений не установлено. И в то же время в случае несогласного срезания юрских отложений нижнемеловым комплексом в первых появляются
промышленные скопления нефти. Было подсчитано, что процессы образования, миграции и аккумуляции нефти здесь продолжались в течение 35-100 млн лет [43].
У. Рассел (1951 г.) приводит примеры, когда после образования генерировавших их свит УВ не мигрировали в течение длительного времени (более 100 млн. лет), в других же случаях перерыв составлял всего 10 млн лет.
Исследования С.П. Максимова, А.И. Иванова, В. А. Кирова показали, что залежи нефти на месторождениях Куйбышевского Поволжья в каменноугольных отложениях формировались в конце нижне-каменноугольного периода или в течение московского века, залежи в девонских отложениях - в период от конца франского века до московского. Месторождения Волго-Уральской провинции формировались в течение 30-60 млн лет [43; 73; 97].
Среди исследователей нет единого мнения в отношении времени проявления и длительности региональной миграции УВ. Процесс этот весьма сложный и зависит от конкретных геологических условий. В одних районах может быть относительно кратковременным (единицы миллионов лет), а в других - весьма длительным (десятки или даже сотни миллионов лет). Время проявления региональной миграции и ее длительность обусловливаются, прежде всего, историей тектонического развития региона.

<< | >>

↑

Источник: Чернова О.С.. Основы геологии нефти и газа: учебное пособие. 2008

Еще по теме Масштабы, направления и скорости миграции УВ из материнских пород:

- Историческая геология, палеонтология - Геодезия - Геология -