2.Классификация миграционных процессов

В 1953 году И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицировали миграционные процессы в зависимости от их отношения к толщам пород, в которых они протекают, и в зависимости от направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, тектоническим разрывам, контактам боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров, которые образуются в местах напряженного флюидодинамического режима. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий миграцией. В последнее время некоторые исследователи выделяют также вертикальную нисходящую миграцию.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают фронтальную и продольную миграцию.

Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Однако чаще направление миграции УВ относительно зон нефтегазонакопления имеет сложный характер и зависит от количества очагов генерации УВ, которые располагаются во впадинах и прогибах, а также от характера дислоцированности периферических частей впадин и прогибов и расположения поднятий, которые являются областями нефтегазонакопления.

Таким образом, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах:

1. фазово-обособленной или струйной;

2. водорастворённой;

3. диффузионной.

Струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.

3.Типы ловушек и залежей нефти Беларуси

В основу классификации ловушек и залежей нефти Припятского прогиба, составленной С. П. Микуцким (1997) и представленной на рис. 74, положены их морфологические и генетические особенности, при этом главным классификационным признаком является морфология резервуара. Ловушки нефти и газа Припятского прогиба по морфологии резервуара разделены на три типа:

• I – ловушки перегибов кровли резервура (антиклинальные); I

• I – ловушки экранов, образование которых обусловлено латеральным экранированием резервуара разломами и слабопроницаемыми породами вверх по его воздыманию (тектонически, стратиграфически и литологически экранированные);

• III – литологически замкнутые ловушки, образовавшиеся в результате всестороннего ограничения резервуара слабопроницаемыми породами (литологически ограниченные).

Типы ловушек по генезису делятся на классы.

Ловушки перегибов кровли резервуара объединяют два класса:

1. ловушки постседиментационных

2. конседиментационных антиклиналей.

Ловушки, контролируемые экранами, делятся на пять классов:

1) класс ловушек тектоно-стратиграфических экранов,

2) литологических экранов,

3) дизъюнктивных экранов,

4) тектоно-стратиграфических и литологических экранов,

5) гидротектонических экранов.

Среди литологически замкнутых ловушек выделен один класс –

• ловушки фациального замещения и выклинивания резервуара, связанного с процессами седиментации, диа – и эпигенеза.

Типы залежей, приуроченные к тому или иному типу и классу ловушек, делятся по характеру экранирования на

• сводовые,

• экранированные

• литологически замкнутые,

по типу резервуара ‑ на массивные, пластовые и линзовидные. По характеру латеральных ограничений выделяются залежи ненарушенные, а также с тектоно-стратиграфическими, дизъюнктивными, литологическими и тектоническими ограничениями.

Для подсолевых терригенного и карбонатного комплексов (ланский, саргаевский, семилукский и воронежский горизонты) характерны пластовые, тектонически экранированные по разломам, реже литологически экранированные залежи нефти. В межсолевом комплексе представлены все выделенные типы ловушек и залежей, но наиболее характерны сводовые пластовые и массивные залежи с элементами тектонического, стратиграфического и литологического экранирования. Для верхнесоленосного комплекса типичны литологически ограниченные залежи в органогенных постройках внутрисолевых прослоев.