МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Миграция нефти и газа – это их перемещение в земной коре. Ученые выделяют первичную миграцию из нефтематеринских пород в природные резервуары и вторичную миграцию – передвижение нефти и газа в природных резервуарах (внутрирезервуарную миграцию). Первичную миграцию называют эмиграцией. Она происходит под действием температуры и давления на нефтематеринскую толщу. Новообразованные углеводороды растворяются в воде и вместе с ней отжимаются в коллекторы. Известный геолог-нефтяник И.В. Высоцкий считает, что с глубин 3,5-4,0 км начинается газовая эвакуация углеводородов, т.е. будто бы имются две зоны эвакуации – водяная верхняя и газовая нижняя. Углеводороды попадают в коллектор либо в водорастворенном, либо в газорастворенном, либо в свободном состоянии, перемещаясь из зон с высоким давлением в зоны с меньшим давлением.

Различают латеральную (боковую) и вертикальную миграцию. Нет единства в мнениях ученых о путях миграции углеводородов. Одни ученые признают только вертикальную миграцию, другие являются сторонниками только латеральной миграции углеводородов.

Вертикальная миграция происходит поперек напластования, по трещинам, зонам разрывных нарушений, которые возникают при тектонических движениях земной коры. Латеральная миграция происходит по пластам – коллекторам.

Коллекторские свойства пород не остаются постоянными, изменяются. Например, емкостно-фильтрационные свойства гранулярных коллекторов вначале улучшаются в интервале глубин 1,5-3,5 км, а затем ухудшаются до полного исчезновения. Область оптимальных коллекторов находится в интервале 1,5-2,0 км. Получается, что главная фаза нефтеобразования и зона оптимальных коллекторов почти совпадают; если не совпадают, то находятся в сходных условиях.

Ниже 1,5-2,0 км уменьшается пористость, проницаемость коллекторов за счет цементации порового пространства. С глубиной глинистые покрышки ухудшаются, они теряют пластичность, растрескиваются.

Миграция углеводородов в природном резервуаре завершается их поступлением в ловушку, а в пределах наиболее приподнятой части ловушки происходит их накопление. Наилучшие условия для нефти создаются при встрече с пластовой сводовой ловушкой, так как формирование залежи здесь происходит в результате миграции углеводородов по всему периметру поднятия, и ловушка быстро наполняется. В худших условиях находятся тупиковые ловушки, где аккумуляция углеводородов происходит лишь с одной стороны. Для формирования нефтяной залежи надо, чтобы ловушка на пути движения углеводородов находилась в зоне генерации жидких углеводородов (в главной зоне нефтеобразования в интервале 2,0-4,0 км).

Вопросы о дальности миграции углеводородов также не находят однозначного решения среди ученых. Значительная группа ученых считает, что дальность латеральной миграции не превышает 100-150 км на платформах. Предполагается, что вертикальная миграция характерна для бассейнов, структуры которых разбиты крупными и протяженными разрывными нарушениями. Глубинный диапазон нефтегазоносности бассейнов обычно не превышает 3,0 км, чем и определяется возможная дальность вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов. Для газа миграция по пласту – коллектору на моноклинали может превышать 340 км (по И.В.Высоцкому).

Формирование залежей углеводородов при вертикальной миграции по разрывному нарушению возможно при условии, если разрывное нарушение где-то наверху замыкается. В такой «ловушке» вверху будет газ, ниже – жидкие углеводороды.

Если месторождение углеводородов многопластовое (Кулешовское месторождение нефти в Самарской области включает 20 залежей), то при сходстве состава и свойств нефти в разрезе, при наличии разрывных нарушений можно предполагать о формировании его путем вертикальной миграции углеводородов. Очень часто нефтематеринские породы контактируют с разрывными нарушениями, по которым нефть и газ поднимаются к ловушкам.

Сформировавшиеся залежи имеют различный фазовый состав в зависимости от положения ловушек относительно генетических зон распределения углеводородов в земной коре (вертикальная зональность).

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными углеводородами должны быть ловушки наиболее погруженные, а расположенные выше будут заполнены водой.

Вопрос о времени и продолжительности формирования залежей нефти и газа тоже является предметом дискуссий. Существуют две диаметрально противоположные точки зрения: одни ученые считают, что месторождения нефти и газа имеют позднее формирование, связанное с движениями альпийского тектогенеза в неогене и после; другие считают, что месторождения нефти и газа формировались в прежние эпохи, в девоне, карбоне и др. По мнению известного ученого В.Б.Порфирьева (1966 г.), все месторождения нефти и газа образовались в промежутке геологического времени от миоцена до четвертичного периода.

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год (по Высоцкому ).

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector