12.2. Нефтегенерационный потенциал бассейнов в зависимости от темпов осадконакопления

Для образования УВ важны этапы мощного и быстрого осадконакопления и интенсивного прогрева.

Скорость осадконакопления определяет не только мощность отложений, но и масштабы аккумуляции и сохранности УВ.

Темпы осадконакопления определяют глубину захоронения, режим прогрева, время вступления в главную зону нефтеобразования, потом газообразования. Это важнейший фактор катагенеза, с ним связана главная фаза образования нефти.

Большие скорости осадконакопления наблюдаются в эпохи тектонической активности, являются необходимым условием захоронения рассеянного ОВ, защиты от окисления и рассеяния.

Одним из условий при оценке нефтегенерационного потенциала бассейна является скорость седиментации. Была установлена зависимость концентрации С орг. В осадках, от скорости осадконакопления (по Воссоевичу):

При низкой скорости(2-6 мм/1000 лет) – сохраняется менее 0,01% С орг.

При средней умеренной скорости (20 -130 мм/1000 лет) – от 0,1 до 2 %

При высокой скорости (660 – 1400 мм /1000 лет) – от 11 до18 %

Т. о. при десятикратном увеличении скорости осадконакопления количество С орг. удваивается.

Самые богатые органикой породы образуются при интенсивном некомпенсированном прогибании.

Способность бассейнов генерировать нефть (от темпов осадконакопления):

1) Палеобассейны высокого потенциала (300-900 т/км² за год);

2) Палеобассейны среднего потенциала (100-300 т/км² за год);

3) Палеобассейны низкого потенциала (60-100 т/км² за год);

4) Палеобассейны с убывающим генерационным потенциалом по мере увеличения скорости осадконакопления (более 900 т/км² за год).

Средняя скорость – 140-650 т/км² за год.

Критическая – 60-100 т/км² за год.

Основной закон нефтеобразования (по Броду): потенциал зависит от мощности при высокой скорости осадконакопленя.

Для РБ: 1)ОВ: в рифее 2,75 т/км² за год, в венде в 5 раз меньше критической, в девоне в 3-4 раза меньше.

2) ПБВ: в рифее 0,5 т/км² за год, в венде 6,5 т/км² за год, в кембрии – 22,2 т/км² за год, в силуре – 52,5 т/км² за год, в девоне – 10 т/км² за год.

3) ПП: самые высокие скорости. В рифее - 1 т/км² за год, в венде – 4,5 т/км² за год, в девоне в среднем 290 т/км² за год (сохраняется 15% ОВ).

Скорость увеличивалась к франу, потом в среднем фране снизилась, но с началом рифтовой стадии резко возросла.

Подсолевой нефтеносный комплекс 665 т/км² за год.

В межсоли максимум – 1415 т/км² за год. (Речичко-Шатилковская ступень).

Накопление верхней соли главная фаза образования нефти в ПП.

В карбоне спад скорости – переход в стадию наложенной синеклизы.

13.1. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих ув.

Миграция – перемещение нефти или газа в осадочной оболочке. Путями миграции служат трещины, поры в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий.

Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется по порам и трещинам, вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям.

По направлению различают боковую (латеральную) и вертикальную (нормальную) миграции.

По характеру движения и в зависимости от физического сотояния УВ выделяют молекулярную (движение в растворенном состоянии вместе с водой, диффузия) и фазовую (в свободном состоянии) миграцию.

По отношению к нефтематеринским толщам различают первичную и вторичную миграции. Первичная – процесс перехода УВ из пород в которых они образовались в коллекторы. Вторичная – миграция вне материнских пород.

Факторы первичной миграции: 1. Повышение давления вследствие образования больших объемов новых веществ; 2. Повышение температуры, обусловливающее увеличение объема нефти и газа; 3. Явление диффузии.

Перемещение УВ происходит в виде газового раствора.

Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах.

Факторы вторичной миграции: 1. Гравитационный – перемещение нефти и газа вертикально вверх в водонасыщенных пластах. Необходимо наличие наклона пласта и перепада давления. Благодаря данному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках.

2. Гидравлический фактор – вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и пленки нефти. Миграция нефти и газа также может происходить и в сорбированном состоянии в хорошо проницаемых породах. В процессе движения нефть и газ способны образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее их перемещение происходит за счет гравитационного фактора.

3. В плохопроницаемых породах основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщеных толщах, обусловливающее диффузию газа.