Условия миграции нефти и газа в гидрогеологических структурах

Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие советские и зарубежные исследователи. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию вертикальную и латеральную, или пластовою, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых, тонкодисперсных пород в прилегающие коллекторы, а под вторичной — перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.

Проблема первичной миграции (эмиграции] УВ из нефтегазоматеринских. преимущественно глинистых толщ, является наиболее сложной в общей проблеме генезиса УВ и формирования скоплений. Многие исследователи миграцию УВ связывают с подземными водами. Реальность водной формы миграции УВ становится особенно ясной если учесть, что нефть, газ и глубинные подземные воды — неизбежные продукты литогенеза, общего процесса, при котором происходит дифференциация твердой и жидкой (флюидной) фаз.

Здесь важно иметь в виду два обстоятельства: первое ¾ на каждой стадии литогенеза генерируется определенная ассоциация УВ и формируются (рождаются) определенного типа подземные воды; второе ¾ в процессе литогенеза эмиграция нефти, газа и воды протекает синхронно, на что указывает однотипность изменения пористости глин и песчано-алевритовых пород и содержания в них битумойдов с глубиной.

Представляется возможным выделить три крупных этапа диффе­ренциации твердой и жидкой фаз.

Первый этап приурочен к стадии диагенеза и раннего протокатагенеза к интервалу глубин до 1200 1500 м. На этом этапе генерируются биохимические газы, а из осадков удаляются воды, унаследованные от бассейна седиментации, с глубиной возрастает роль физически и химически связанных вод. Совместно с отжимаемыми водами в водорастворённом состоянии эмигрируют значительные объемы углеводородных газов Однако благодаря малой газоемкости вод и интенсивной генерации газов возможна их свободная миграция.

Второй этап приходится на интервал позднего протокатагенеэа и мезокатагенеза, когда генерируются жирные газы и нефти и удаляются физически и химически связанные воды. Повышенная и высокая температура, большое внутрипоровое давление И особые свойства этих вод способствуют выносу боль­ших масс жидких УВ, жирных и сухих газов в виде водных растворов. Кроме истинных растворов важную роль в эмиграции УВ на этом этапе играют газоконденсатные растворы, эмульсии нефти в воде.

Третий этап дифференциации твердой и жидкой фаз приходится на стадии позднего меэокатагенеза и апо-катагенеза, когда идет генерация сухого метанового газа, а из пород удаляются химические связанные воды; в составе газов с глубиной возрастает доля углекислоты. Наличие пресных литогенных вод, высоких температуры и давления способствует выносу УВ в виде истинных водных растворов Однако объем литогенных вод незначителен, и определенная часть газа эмигрирует в свободном состоянии.

Миграции УВ в водорастворенном состоянии. Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана и дистиллированной поде изменяется от 0,05 м³/м³ при давлении 1 МПа и нулевой температуре до 50,3 м³/м³ при давлении 188,8 МПа и 280° С и до 135.2 м³/м³ при 354° С и том же давлении. Минерализация значительно снижает растворимость углеводородных газов: при 250°С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6.5 м³/м³.

Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1—5 м³/м³ реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается гаэоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой минерализацией. Видно, что с ростом давления раствори­мость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.

Данные о высокой газонасыщенности вод глубоких зон нефтегазоносных бассейнов получены и зарубежными исследователями. Так, газонасыщенность вод в скв. 1 площади Эдна-Делкабр, пробуренной па побережье Мексиканского залива (США), на глубине 3800 м составила 9,3 м³/м³. При исследовании глубинной пробы воды из нефтеносного горизонта на побережье Мексиканского залива установлена газонасыщенность под в 27 м³/м³. Наконец, из скважины, пробуренной на глубину 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане (США), получен приток воды с газонасыщенкостью 92,8 м³/м³.

Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются норовые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодари высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления по сравнению с оттоком норовых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой - к микрораз­рывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.

Наряду с высоким поровым давлением существенное влияние на вынос УВ из материнских толщ оказывают химически и физически связанные воды, переходящие в свободную фазу в процессе литогенеза. Связанная вода при выходе из поля воздействия поверхностных сил характеризуется повышенными агрессивностью и растворяющей способностью. Структура отжимаемой воды, отличаясь от той, которая была ей свойственна в связанном состоянии, в то же время отличается от структуры свободной воды. В таком состоянии отжимаемая вода находится при фильтрации по капиллярной (субкапиллярной) системе уплотняющихся глинистых пород. Для оценки роли снизанной воды в эмиграции УВ рассмотрена растворяющая способность воды в связи с изменением ее полярности. Как известно, в области низкой температуры (10 — 40⁰С) вода является популярным растворителем с очень высокой диэлектрической постоянной. В области высоких температур полярность воды невелика. Так, при температуре 280 —300° С диэлектрическая постоянная воды <20.

Снижение полярности воды с ростом температуры способствует растворимости неполярных органических соединений. Поверхностные силы минеральных частиц, как и температура, но еще более интенсивно снижают полярность связанной воды, тем самым существенно повышают растворимость УВ. Таким образом, поровые воды способны растворять огромные объемы жидких и газообразных УВ и тем самым обеспечивать их вынос из материнских пород. Так как процессы генерации и эмиграции УВ неразрывны, для жидких компонентов важно совпадение зоны интенсивного нефтеобразования с зоной выхода в свободную фазу больших объемов химически и физически связанных вод.

Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ.

С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода «УВ наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.

Миграция нефти в жидкодисперсном состоянии. Проблема миграции нефти в жидкодисперсном состоянии давно привлекала внимание исследователей. Растворимость УВ возрастает с увеличением концентрации солей органических кислот.

Миграция нефти в виде газовых растворов. Способность сжатых газов растворять жидкие и твердые вещества установлена еще и прошлом столетии. Впервые идею о возможности миграции нефти и однофазном газовом состоянии в условиях высоких температуры и давления высказал Дж. Рич (1927 г.). Большое значение этих явлений для миграции нефти было показано В. А. Соколовым (1948 г.).

Растворимость нефти в различных газах существенно различается. Растворимость нефти в углекислом газе значительно выше, чем в метане. В реальных геологических условиях возможность эвакуации жидких УВ из нефтематеринских пород сжатыми газами исследователями оценивается неоднозначно. Некоторые геологи роль сжатых газов в эмиграции нефти считают незначительной. Основные возражения сводятся к тому, что для выноса нефти генерируемых количеств газа недостаточно и что природные газы преимущественно метановые, т.е. не переводят в газовую фазу высококипящие компоненты нефти при существующих пластовых температуре и давлении.

В связи с этим следует подчеркнуть масштабность газогенерации. Высокая обогащенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов углеводородными газами позволяет оценивать роль газовых растворов в качестве главного механизма эмиграции нефти. При этом следует учесть, что в подземных водах растворено менее 10% газа, генерируемого осадочными толщами бассейна. Процессу нефтеобразования сопутствует генерация жирных газов. Содержание гомологов метана в битуминозных породах, достигает 73% при высокой концентрации углекислоты. Все это позволяет высоко оценивать роль газовых растворов в эмиграции нефти.

Для понимания особенностей дифференциации твердой и жидкой фаз также следует учитывать возможность растворения воды в газе. Данные показывают, что в недрах глубоких депрессий поровые воды эмигрируют из глин в газообразном состоянии. Более того, реально допустить, что и в коллекторе глубоких депрессий находится газовая фаза с растворенной водой.

При эмиграции углеводородных газов большое значение имеет диффузия, так как она протекает постоянно при наличии перепада давления или концентрации. А перепады давления (концентрации) газа между материнской толщей и смежным коллектором могут достигать больших величин. Между тем дальность диффузии в системе материнская порода «коллектор невелика. Выполненные расчеты показали, что основная масса газообразных УВ (65—70%) их глинистых толщ эмигрирует путем диффузии. Механизм этот позволяет понять причину существенного отличия газов, сорбированных ОВ, от газов подземных вод.

При учете всех форм миграции УВ эвакуация нефти и газа из материнских толщ в коллектор представляется в следующем виде. В материнской толще происходит рост внутрипорового давления в связи с литогенезом — генерацией нефти, газа, высвобождением химически и физически связанной воды, ростом горного давления. Рост внутрипорового давления приводит к гидроразрыву пород. Вначале возникают мелкие волосяные трещины, которые, сливаясь, образуют более крупные каналы. По этой системе пор, микро- и макротрещин происходит миграция сложных флюидальных систем: истинных, коллоидных, водных растворов. Следы этой миграции можно наблюдать в естественных обнажениях в виде многочисленных трещин горных пород, залеченных обломками терригенных пород, кальцитом и другими минералами.

Эмиграция флюидальной системы происходит ступенчато. Вначале система перемещается по порам, капиллярам и микротрещинам материнских пород. Основной флюидоноситель — сжатый газ и вода со структурой, отличающейся от структуры как связанной, так и свободной, гравитационной воды. Это — модифицированная вода с высокой растворяющей способностью, связанной с низкой полярностью и боль­шим внутрипоровым и внутрикапиллярным давлением. Вторая ступень — миграция по открытым трещинам. При этом давление в системе скачкообразно падает от внутрипорового к давлению в трещине, что сопровождается нарушением физико-химического равновесия в системе. Третья ступень — миграция по кол лекторским пластам. Давление в системе снижается от давления в трещине до гидростатического. Происходит дальнейшая дифференциация фаз на нефть, углеводородные газы и пластовую воду.

Рассматривая миграцию УВ по коллекторам, следует подчеркнуть преобладание двух форм миграции: водорастворенной (пассивная миграция) и струйной (активная миграция).

Значение миграции водорастворенных УВ, особенно газов, предопределяется вездесущностью вод и их высокой растворяющей способностью. Для нефтяных УВ водораствореиная миграция в пластах-коллекторах, вероятно, менее значительна, так как водные растворы УВ в коллекторских пластах находятся в иных термодинамических и физико-химических условиях. Так, УВ, растворенные в модифицированной воде, и коллекторе выделяются в свободную фазу в связи с потерей водой аномальных свойств и снижением давления от геостатического до гидростатического. Последнее справедливо и для немодифицированной воды.