vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пермского времени мисспсппскпе известняки были регионально наклонены на восток-

юго-восток; пенсильванские песчаники, залегающие между пермскими и миссисипскгош отложениями, также оказались наклоненными в восток-юго-восточном направлении.

Нефть и газ, находившиеся в этих песчаниках, должны были переместиться в наиболее высокие участки пластов, т.е. к их западным границам. В предмеловое время регион испытал наклон на запад (фиг. 12-1, Б). Пенсильванские песчаники Бербанк-Бартлсвилл-

Гленн, ранее погружавшиеся в восточном направлении, в настоящее время погружаются,

причем более интенсивно, на запад. Нефтяные залежи в связи с этим ныне располагаются вдоль восточных, наиболее приподнятых границ этих песчаников. Таким образом, в

период от пермского до настоящего времени нефть в пенсильванских песчаниках мигрировала от западных границ их распространения до восточных в соответствии с изменением направления погружения слоев [5] (см. также фиг. 7-12). С другой стороны,

изменение наклона нижнепенсильванских песчаников Датчер было относительно невелико, направление их погружения все время оставалось восточным, и современные залежи нефти обнаруживаются, как правило, вдоль западной границы их распространения.

Следовательно, можно сделать вывод, что в одних случаях совершенно очевидна миграция нефти и газа на короткое расстояние, тогда как в других случаях столь же очевидна их миграция на большое расстояние. По-видимому, если нефть и газ будут перемещаться даже с очень небольшой скоростью, дальность этого перемещения за геологическое время может составить десятки и даже сотни миль, в зависимости от расстояния от области нефтегазообразования до ближайшей ловушки. Если это расстояние невелико, как это обычно бывает, миграция нефти и газа также будет короткой. Когда передвигающиеся нефть и газ не встречают на своем пути препятствия, они мигрируют до тех пор, пока не достигнут ловушки или экрана, способных их удержать, или не выйдут на дневную поверхность. Дальность этого перемещения может измеряться десятками и сотнями миль, однако маловероятно, чтобы на всем этом пути нефть и газ не встретили какой-либо ловушки.

Первичная миграция

Наиболее общий случай первичной миграции - это увлечение нефти и газа водой,

выжимающейся из глин в процессе их диагенеза, и в меньшей степени - водой,

циркулирующей в породах уже после окончания диагенеза. Нефть и газ находятся в воде в виде субмикроскопических и коллоидальных частиц или в растворенном состоянии.

Объем их составляет около 10-50 ч. на млн. (0,001-0,005%) от объема воды. В данном случае исключается движение больших масс нефти в результате эрозии нефтяных залежей

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или обогащенных углеводородами пород (см. стр. 477-478: глава 11, переотложенная нефть. – А.Ф.). Такая нефть иногда может быть снова переотложена непосредственно в будущих коллекторах, например рифах, песчаных барах и т. п.

Предложено несколько теорий первичной миграции нефти и газа вместе с движущейся водой. Это:

1)гидравлическая теория Манна [6],

2)теория всплывания Рича [7], Мразека [8] и Дэли [91,

3)теория седиментационного уплотнения Кинга [10], Монне [11] и Льюиса [12],

4)теория Чени [13], учитывающая как гидравлический фактор, так и уплотнение.

Все эти теории сходятся в одном: предполагается перемещение огромных масс воды, несущей нефть и газ в диспергированном состоянии в ловушки, в которых они аккумулируются в залежи.

Перенос нефти и газа в растворенном состоянии в пластовых водах также изучался многими сторонниками теории первичной миграции. Растворимость природного газа в воде изменяется от 4 куб. фут /баррель при давлении 400 фунт/кв. дюйм до 22 куб.

фут/баррель при давлении 2000-6000 фунт/кВ .дюйм [14]. Легкие компоненты нефти также растворимы в воде, причем растворимость их возрастает с увеличением давления.

При атмосферном давлении она равна 0,014 куб. фута нефти на 100 баррелей воды и значительно возрастает при давлении 1100 фунт/кв. дюйм [15]. При снижении давления нефть выпадает из раствора. Нефть и газ, встречающиеся в поверхностных водах при опробовании скважин, могут быть именно теми нефтью и газом, которые выделились из пластовых вод при снижении давления от пластового до давления на устье скважины.

Вода, выжимаемая из глин и сланцев

Если в процессе первичной миграции вода, содержащая нефть и газ, отжимается из глинистых отложений в коллекторы, она замещает в этих коллекторах воду,

находившуюся там ранее. Это должно привести к течению воды по коллекторам в сторону понижения пластового давления вплоть до выхода ее на дневную поверхность. Толща глинистых отложений мощностью в 1 милю и площадью 100×100 миль будет обладать объемом 10 тыс. куб. миль. На ранней стадии диагенеза половину общего объема толщи,

т.е. около 5 тыс. куб. миль, может составлять вода. В настоящее время в результате диагенетического уплотнения и деформации объем воды в толще уменьшился до 25%, в

результате чего общий объем толщи сократился до 6666 куб. миль. Иными словами, из начального количества воды, содержавшегося в этой толще, 3334 куб. миль было выжато и 1666 куб. миль осталось. Большая часть выжатой воды, видимо, просачивается вверх по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поверхностям напластования, образовавшимся в процессе диагенеза, и в конечном счете попадает в океан. Однако некоторая часть выжатой воды, примерно ⅓, или 1111 куб. миль,

позднее, когда глины погрузились на большую глубину и превратились в глинистые сланцы, могла мигрировать лате-рально в окружающие пористые породы. В конечном счете латеральная миграция должна была стать более интенсивной, чем вертикальная.

Часть углеводородов, отложенных или образовавшихся в глинах, должна была уноситься поступающей в коллекторы водой как в растворенном состоянии, так и в виде мельчайших, субмикроскопических рассеянных коллоидных частичек.

По мере движения воды по коллектору захваченные ею частички нефти и газа флоккулируют и переносятся вместе с водой до тех пор, пока не образуется их непрерывная фаза и не начнется всплывание нефти и газа в верхние слои воды. Такие скопления углеводородов в виде линз длиной до нескольких футов и толщиной в несколько молекул могут создаваться и До их всплывания; они будут двигаться в воде в виде отдельной фазы.

В процессе миграции в виде дискретной (отдельной) фазы внутри гидрофильного коллектора нефть и газ будут стремиться занимать только наиболее крупные поры,

поскольку замещение воды в мелких порах требует слишком большого давления вытеснения. Таким образом, в гидрофильных породах, характеризующихся различной пористостью, нефть будет скапливаться в крупных порах, а вода - в мельчайших. В

конечном счете должна произойти концентрация нефти в грубозернистых и более проницаемых породах, в которых миграция в ловушки относительно облегчена, а вода будет продолжать двигаться сквозь менее проницаемые породы.

Теория замещения, предложенная Мак-Коем [16], основана на вытеснении нефти из глин и тонкозернистых пород водой в смежные более пористые и грубозернистые породы.

Этот процесс замещения происходит вследствие того, что в мельчайших капиллярных порах силы сцепления между породой и водой значительно больше, чем между нефтью и породой или между нефтью и водой. Вода отделяет нефть от породы и заставляет двигаться из капиллярных пор глинистых сланцев в крупные поры песчаников. Мак-Кой считает, что этот процесс является главной причиной перемещения нефти и что зоны, в

которые была вытеснена таким путем нефть, становятся площадями современных нефтяных месторождений. Это значит, что ко времени первичной миграции нефти из глинистых сланцев в коллектор ловушка уже должна была быть сформированной.

Циркуляция воды

К концу диагенеза осадков все поровое пространство пород, как коллекторов, так и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

неколлекторов, по-видимому, заполнено водой. Устанавливается региональная циркуляция этой воды, непрерывно изменяющаяся в связи с изменением гидродинамических градиентов. В зонах, где градиент гидравлического потенциала отсутствует, флюиды находятся в статическом состоянии. В разные периоды

геологического времени движение насыщающих коллектор вод, несомненно, происходило

в различных направлениях и с различной скоростью. Исключение могут представлять

лишь более молодые осадки, в которых современный градиент гидравлического

потенциала практически не отличается от начального градиента. То, что такая циркуляция

происходила во всех отложениях, от древних до современных, в течение длительного

времени после литификации и диагенеза осадков, доказывается современными

локальными и региональными градиентами гидравлического потенциала, наблюдаемыми

во многих пластах.

В большинстве осадочных бассейнов причины, вызывающие изменения пластового

давления и градиента гидравлического потенциала, могут быть самыми различными. Это

могут быть диастрофизм, горообразование, эрозия, осадконакопление, осмотические

явления. Сбросо- и складкообразование и вторичная цементация могут повлиять на

проницаемость и изменить направление движения вод. Глубокие каньоны изменяют

характер областей

Фиг. 12-2. Схематический профиль, показывающий движение воды из области питания А к зоне разгрузки В через антиклинали и синклинали.

Пластовое давление в точке F должно поднять столб воды до уровня, соответствующего точке G. Это давление меньше, чем в точке D, где оно способно поднять столб воды до точки Е, или в точке Н, в котроой столб воды поднимается до точки I. АВ - потенциометрическая поверхность, наклон которой обусловливает движение воды от точки А к точке В.

разгрузки и приводят к возникновению новых направлений движения подземных вод.

Хемогенные отложения, такие, как соли и ангидриты, практически непроницаемы и,

несомненно, оказывают большое влияние на гидравлическую систему. На движение

флюидов воздействуют также вулканическая деятельность и другие явления, влияющие на

региональные изменения температуры.

Миграция и аккумуляция нефти и газа теснейшим образом связаны с подземной