Формирование скоплений нефти и газа

4.5. Формирование скоплений нефти и газа.

Проблема формирования месторождений нефти и газа является наименее разработанной в геологии нефти и газа. Это объясняется тем, что формирование залежей нефти и газа не столько геологическое явление, сколько физико-химическое, связанное с такими процессами как: растворимость природных флюидов, прямая и обратная, в условиях меняющихся температуры и давления в неоднородно-пористой среде; фильтрация несмешивающихся флюидов в неоднородно-проницаемой среде при меняющихся температуре и давлении; сорбционные явления, сопровождающие фильтрацию флюидов; гравитационное расчленение флюидов в пористой среде; химические превращения нефти и газа в процессе длительного нахождения в меняющихся термобарических условиях и т. д. Некоторые из этих процессов вообще плохо изучены в фундаментальных науках.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья – лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше (рис. 4.4), могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа.

Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу .

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей. Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой.

Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.

Принцип дифференциального улавливания не универсален и не объясняет формирование залежей во всех случаях. Например: при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения. В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пустыми (рис. 4.5). Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. В латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1–12 млн лет.

Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формируются первичные залежи – из рассеянных углеводородов, в других вторичные – за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами.

В отдельных случаях залежи могут образоваться «на месте». Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются.

Определение времени образования залежей УВ вызывает затруднения прежде всего из-за сложности установления времени конца формирования залежи. За начало образования залежи можно принять время формирования ловушки, за конец образования скопления – время прекращения поступления УВ в ловушку или время замедленного поступления их, соизмеримого со скоростью разрушения скопления (т. е. объем скопления не увеличивается). Это может быть вызвано изменением структурного плана района ловушки (изменение наклона толщи, несущей углеводороды), отсечением ловушки от материнской толщи разрывом, истощением потенциала материнской толщи и т. д.

Образовавшаяся залежь нефти (газа) испытывает неоднократные поднятия и последующие погружения, и, таким образом, ее современный вид может быть следствием нескольких фаз накопления (при погружении) и частичного разрушения (при значительном поднятии).

Существуют следующие основные методы определения времени формирования залежей нефти: палеоструктурный метод, метод давления насыщения, минералогический метод, историко-геохимический метод, газонефтехимический метод, объемный метод, гелий – аргоновый метод.

Время (продолжительность) формирования скоплений нефти определяется прежде всего временем действия механизма эмиграции УВ из материнской свиты в меньшей степени скоростью внутрирезервуарной миграции, которая (учитывая скорость миграции УВ в свободном состоянии), вероятно, составляет небольшой процент в общем балансе времени формирования скопления.

Формирование залежей нефти происходит со средней скоростью от 12 до 700 т/год, последняя цифра – для крупных и гигантских месторождений. Продолжительность формирования залежей нефти составляет 1–12 млн лет, последняя цифра – для крупных и гигантских месторождений.