Михайлов В.А., Курило М.В. та ін. Горючі корисні копалини України

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Родовища у рифогенних і ерозійних виступах (рис. 1.30). Се-

ред них переважають родовища рифогенних виступів, де сконцент-

ровані значні запаси нафти і газу. Їх пастками слугують в основному

рифові масиви, зрідка позарифові та передрифові фації (шлейфи).

Внаслідок занурення та захоронення рифу в товщах порід, що його

перекривають, виникають структури облікання, в

яких можуть бути

пастки склепінного типу. Подекуди рифи розвинуті і на антикліналь-

них підняттях, тому в окремих випадках під рифовими масивами

можуть виникати сприятливі умови для існування покладів.

Рис. 1.30. Родовища: а – ерозійних виступів, б – рифогенних виступів

Характерною особливістю рифогенних комплексів порід є їх різка

літофаціальна мінливість, що відчутно впливає на величину проник-

ності та продуктивності свердловин. Це зумовлено процесами розви-

тку рифового масиву та подальшого епігенезу. Висота рифових ма-

сивів може досягати 500–1000 м при крутих схилах (до 60

), вони

перекриті глинистими, рідше соленосними покришками. Трапляють-

ся як одиночні рифогенні споруди, так і їхні групи у вигляді ланцю-

жка бар’єрних рифів, кільця (атоли) та архіпелагів. В структурі цих

родовищ переважають масивні поклади нафти і газу, інші типи по-

кладів можуть траплятися тільки за межами рифового тіла (рис.

1.31). Більшість

родовищ цього типу містять лише один поклад. Ро-

довища нафти і газу, пов’язані з рифовими виступами, відомі в ба-

гатьох нафтогазоносних регіонах: Пермському (США), Західноканад-

ському, Мексиканської затоки, Приуралля (Росія), Прикаспію (Казах-

стан) тощо.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Рис. 1.31. Родовище з покладами нафти в бар’єрному рифі Ебо (США)

Родовища ерозійних виступів пов’язані з особливостями палеорель-

єфу. Ерозійні виступи можуть бути складені породами різними за ві-

ком, складом і генезисом, які піддавались інтенсивній ерозії. Перева-

жно це виступи кристалічного фундаменту, дислокованих і метамор-

фізованих порід, товщ карбонатних і теригенних порід. Продуктивні

горизонти можуть міститися у корі вивітрювання, утворюючи

майже

пластові поклади, пов’язані з верхньою частиною виступу, або всере-

дині нього, або в породах під виступом (рис. 1.32). Родовища такого

типу виявлено в Україні, зокрема, Хухринське, Юліївське, Чернечин-

ське у ДДЗ (рис. 1.33). Окремі родовища відомі і в інших регіонах сві-

ту. Процес виникнення порід-колекторів в зоні денудації є зрозумі

лим, але важче пояснити їх появ в середині кристалічного фундамен-

ту.

Рис. 32. Геологічний розріз Рудківського родовища

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

(за Р.Т. Трушкевичем, 1994 р.)

Рис. 1.33. Геологічний розріз Юліївського родовища (за Г.С. Голуб)

Родовища в синклінальних прогинах трапляються не часто. По-

клади нафти можуть сформуватись на дні синкліналі лише за рахунок

дії сил гравітації у пластах, де відсутня вільна вода. Такі умови є дуже

винятковими. Існування газових покладів у цьому випадку неможли-

ве, оскільки вуглеводневий газ легший від того, що заповнює пори

порід.

Формування покладів можливе в бортових частинах синкліна-

лей за рахунок літологічного або іншого екранування. Родовища тако-

го типу виявлено в Апалацькій западині (США). Нерідко поклади роз-

ташовані у сідловинах, між окремими склепіннями великих піднять.

Вони подібні до покладів у синкліналях і є літологічно обмеженими з

усіх сторін (рис. 1.34). Існування покладу на

дні синкліналі свідчить

про наявність літологічної пастки.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Рис. 1.34. Приклад літологічного

покладу у синклінальній складці

ФАКТОРИ МІГРАЦІЇ

ТА ФОРМУВАННЯ ПОКЛАДІВ НАФТИ І ГАЗУ

Де б і як не утворювалися б сполуки, що входять до складу нафти і

газу, вони з часом з’єднуються між собою, створюючи краплини наф-

ти чи бульбашки газу і врешті потрапляють у пастки, де скупчується

нафта або газ. Ці процеси відбуваються внаслідок переміщення наф-

ти і газу, яке називають

міграцією. Розрізняють первинну і вторинну

міграції нафти і газу.

Первинна міграція – переміщення нафти і газу через дуже вузькі

пори з материнських порід у породи-колектори або зони розломів чи

тріщин. Донедавна первинну міграцію розглядали лише в рамках гі-

потези органічного походження нафти і газу, але ці питання не менш

важливі і

для гіпотез глибинного неорганічного походження.

Вторинна міграція – це переміщення нафти і газу поза межами ма-

теринських порід, що зумовлює як формування скупчень, так і їхнє

руйнування [79].

Факторами міграції є стан і термодинамічні умови середовища, де

вона відбувається, сили, що там діють, фізико-хімічні параметри і фі-

зичний стан рідин і

газів.

Нафта і газ можуть мігрувати у формі рідини (сира нафта) з розчи-

неним газом; у водорозчиненому стані; у вигляді істинних та колоїд-

них розчинів або емульсій; у газовому стані (газоконденсатні розчи-

ни); у вигляді окремих молекул або їх груп (дифузія).

Природна нафта є полікомпонентним розчином великої кількості

сполук на вуглецевій

основі, що відрізняються кількістю атомів вуг-

лецю в молекулах, будовою її вуглецевого каркасу, масою, формою,

розміром, розташуванням атомів. Компонентами нафти є неполярні

або слабополярні молекули, що майже не розчиняються у воді за

умови нормальних температури і тиску. Розміри молекул становлять

від 0,38 нм для метану, до 5–10 нм для асфальтенів.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Безпосереднє відношення до міграції нафти і газу має вода. Во-

день молекули води, тісно споріднений з киснем, утворює тимчасові

водневі сполуки з атомами кисню сусідніх молекул води. Тому за

стандартних умовах вода є рідким полімером. Внаслідок полімери-

зації молекул вода, як рідина, має низку аномальних фізичних вла-

стивостей порівняно з іншими

сполуками, наприклад, значну теп-

лоємність, теплопровідність, поверхневий натяг. Вода розчиняє бі-

льше речовин і в більшій кількості, ніж інші рідини. Температура

максимальної щільності води вища за точку замерзання. Ці власти-

вості води відіграють важливу роль у природних хімічних, біологіч-

них і геологічних процесах, наприклад, у переносі тепла, розчинен-

них речовин

тощо. У газоподібному стані вода, в основному, є мо-

номером, а у твердому має тетраедричну структуру. Вона прагне

створити власну внутрішню структуру, що виражається у витис-

канні солей за межі кристалічної гратки у разі повільного замерзан-

ня.

Водень молекул води утворює також зв’язки з киснем, що вхо-

дить до складу

мінералів. На поверхні мінералів утримується вода,

яку називають зв’язаною або упорядкованою на відміну від вільної,

що присутня у великих порах порід. Товщина плівки зв’язаної во-

ди може досягати кількох шарів молекул води. Вода, що безпосе-

редньо прилягає до поверхні мінералів, зокрема глинистих, має

значно вищу в’язкість та

меншу густину, вона не здатна розчиня-

ти інші речовини. Вона виштовхує іони, за винятком катіонів, що

займають особливе положення. Строго впорядкована структура

води зберігається на відстані до 0,6 нм від поверхні мінералів. У

разі додаванні солі або під дією тиску структура води поступово

руйнується. Гірський тиск не здатний зруйнувати останні два або

три шари зв’язаної води, які можуть бути зруйновані підвищен-

ням температури до 200

С. Кількість зв’язаної води залежить від

складу порід, її максимальний вміст приурочений до монтморило-

нітових глин. За високих перепадів тиску, що перевищують поча-

тковий градієнт текучості, вода тече (рухається) від центра пор,

залишаючись нерухомою поблизу їх стінок.

Важливими факторами міграції є розміри та структура порових

каналів, де відбувається рух рідин

і газів. Система пор в осадових

породах – це комбінація частково взаємопов’язаних пустот непра-

вильної форми з системою звужень і розширень. Зі збільшенням

глибини залягання порід їх пористість зменшується, пори стають

більш плоскими (сплюснутими). Діаметр пор в глинистих породах

на глибинах понад 2000 м переважно становить менше 10 нм

(10

-8

м). Ефективний діаметр пор, в якому можливий рух, ще мен-

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

ший через плівки зв’язаної води на поверхні мінералів (табл. 1.4,

рис. 1.35). Завдяки цьому великі молекули, зокрема асфальтени,

не можуть емігрувати з глинистих порід. Це підтвердили дослі-

дження глинистих та кременистих товщ, проведені Б.Й. Маєвсь-

ким. Він виявив у цих породах велику кількість асфальтових

включень з різних глибин і навіть з

глибин понад 5000 м.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Таблиця 1.4

Приблизні значення ефективних діаметрів молекул деяких речовин

Молекула Ефективний

діаметр, нм

Молекула Ефективний

діаметр, нм

Не 0,2 CH

0,38

0,23 Бензол 0,47

Ar 0,29 н-Алкани 0,48

O 0,32 Циклогексан 5,4

0,33 Складні циклічні структури

1–3

0,34 Асфальтени 5–10

Рис. 1.35. Зміна значень деяких фізичних параметрів за збільшення

глибини залягання глинистих відкладів (за Б. Тіссо, Д. Вельте, 1981)

Для розуміння процесів міграції важливо знати плавучість окремих

сполук на молекулярному рівні. Відносна плавучість розраховується з

огляду на розміри та масу молекул відносно води (дифузійна плаву-

чість). Дані плавучості для рідинного стану наведені в табл.1.5.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Таблиця 1.5

Відносна молекулярна плавучість деяких речовин

Молекула Відносна плавучість

5,90 С

1,29

Не 1,47 С

100

202

1,23

СН

1,82 Н

О 1,00

1,58 Н

S 0,53

1,47 N

0,42

1,41 CO

0,40

Для газового стану вона буде іншою. Високу плавучість мають во-

день, гелій, вуглеводневі гази, низьку – сірководень, азот, вуглекислий

газ, які в рідинному стані тонули б серед молекул води, але цього не

відбувається, бо в природі вони перебувають у газовому стані.

Масова міграція нафти крізь породи-колектори зазвичай відбува-

ється у

рідинному стані (сира нафта) з розчиненим газом. Така мігра-

ція спостерігається під час видобуванні нафти. Розчинений газ в на-

фті зменшує її густину, вона стає більш плавучою і менш в’язкою.

Міграція нафти і газу в розчиненому стані реально можлива у воді

[16, 43, 44]. Відомо, що вода хоча й є поганим розчинником,

особливо

для нафти, але певні компоненти нафти можуть бути в невеликих кі-

лькостях розчинені у воді. Рухливі підземні води можуть переносити

ці компоненти в істинних, колоїдних розчинах або емульсіях. Останні

у пористому середовищі не стабільні і можуть виникати за специфіч-

них умов. Для переносу 1 т нафти у водному розчині за атмосферних

умов потрібно було б близько 150–200 тис. м

води. Таку кількість во-

ди в природних геологічних умовах припустити неможливо.

Експериментальні результати свідчать, що зі зростанням темпера-

тури збільшується розчинність нафти у воді і води у нафті (рис. 1.36).

Особливо це помітно за температури понад 300

С. Якщо температура

води за відповідного тиску наближається до критичної, настає майже

повна взаєморозчинність нафти і води. Тому зі збільшенням глибини

вміст нафти у воді зростає. До глибини 6 км, де температура не пере-

вищує 200

С, розчинність нафти у воді залишається низькою. Тому

вода як ефективний розчинник не може помітно впливати на проце-

си переносу нафти. На глибинах 12–15 км температура досягає кри-

тичних значень гомогенізації водо-нафтових розчинів, але тиск на

цих глибинах значно перевищує критичний тиск розчинності, що

призводить до ретроградного розшарування цих розчинів. Розчин

ність нафти у водному розчині при цьому становитиме 5–6 %.

Зі збільшенням глибини розчинність нафти у воді поступово зрос-

татиме і на глибинах близько 35 км становитиме 8–10 %. В інтервалі

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

температур, близьких до критичної температури розчинення (290–350

С), відбувається майже повне змішування вуглеводнів з водою.

Таким чином, на глибинах понад 6 км вода істотно впливає на

процеси акумуляції та переносу нафти. На великих глибинах вода ви-

конує функції збирача, розчиняючи та акумулюючи органічні сполу-

ки, розсіяні в навколишньому середовищі. В процесах вертикальної

міграції вода переносить розчинені в ній речовини

. Внаслідок охоло-

дження нафта виокремлюється у самостійну фазу. Такий механізм

міграції добре відповідає гіпотезам глибинного походження нафти.

На розчинність нафти у воді впливають також сольовий склад води

та газовий – нафти. Б.Й. Маєвський експериментально довів, що вода

здатна також вилучати у незначних кількостях з порід, багатих на ор-

ганіку (менілітові

сланці Карпат), різноманітні органічні речовини, в

тому числі вуглеводні, серед яких переважають ароматичні та асфа-

льтово-смолисті сполуки, а також сірчані сполуки.

Рис. 1.36. Система вода-пластова нафта Долинського родовища

(за Б.Е. Чекалюком, Ю.І. Філясом [78])

У водорозчинному стані можуть переноситись і вуглеводневі та ін-

ші гази. Їх розчинність у пластових водах збільшується зі зростанням

тиску і зменшується з підвищенням температури та мінералізації вод.

Залежно від температури всі неполярні гази характеризуються міні-

мумом розчинності. Температура мінімальної розчинності для гелію

становить 40

С, для метану – 90–100

С, бутану – 120

С. За темпера-

тури, що перевищує температуру мінімальної розчинності газів, роз-

чинність їх істотно зростає. Наприклад, для метану за тиску 40 МПа і

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

температури 250

С розчинність зростає у п’ять разів, а за температу-

ри 350

С – майже в 20 разів порівняно з 80

С.

Водорозчинні гази присутні у пластових водах усіх нафтогазонос-

них регіонів, і до глибин 4 км їх розчинність у воді зрідка перевищує

5 м

/м

.Тому на таких глибинах міграція газу разом з водою не може

призвести до виникнення великих газових родовищ. Очевидно, що за

високих тисків і температур у водах можуть розчинятися та мігрува-

ти великі об’єми вуглеводневих і невуглеводневих газів.

Існує припущення, що вуглеводні мігрують у вигляді колоїдних роз-

чинів. Відомо, що

колоїдна розчинність вуглеводнів у водах майже в

тисячу разів перевищує молекулярну розчинність.

Колоїдні розчини – це високодисперсні системи, в яких, на відміну

від істинних розчинів, зберігаються поверхні розділу між диспергова-

ною речовиною і дисперсним середовищем. Розміри частинок диспе-

рсної фази становлять 10

-7

–10

-10

м. Для виникнення колоїдного роз-

чину потрібно, щоб одна із фаз (водна або вуглеводнева) мали повер-

хневу активність. Такі властивості мають жирні і нафтенові кислоти,

деякі інші речовини. Колоїдні частинки можуть мати пластинчату або

сферичну форми. Колоїдні розчини здатні до саморуйнування, тобто є

нестабільними системами і не можуть бути важливим

чинником міг-

рації вуглеводнів у пористому середовищі.

Міграція сполук нафти може відбуватись також у вигляді емульсії двох

взаємно-нерозчинних рідин (вода, нафта), одна з яких міститься в іншій

у вигляді дрібних крапель (глобул), розміром 10

-4

–10

-6

мм. Однак, такі ему-

льсії нестабільні і не можуть суттєво впливати на міграцію нафти.

Можлива також міграція нафти в однофазовому газовому стані за-

вдяки явища розчинності речовини у стиснутих газах. Відомо, що га-

зи за певного тиску стають розчинниками рідких вуглеводневих та

деяких невуглеводневих сполук. Розчинність стиснутих газів залежить

від природи

газу, тиску, температури, співвідношення газової і рідкої

фази. За високих тисків, температури та відповідній кількості газів

нафта може перейти в однофазовий газовий стан. Легкі фракції наф-

ти в багатих важкими вуглеводнями газах розчиняються при тисках

30–40 МПа, а в сухих газах важкі фракції нафти можуть бути розчи-

нені тільки при 70–100 МПа

. Важкі високомолекулярні невуглеводневі

компоненти нафти (асфальтени) в газах практично нерозчинні. У разі

зниження тиску розчинені складники випадають у рідку фазу в зво-

ротньому до розчинення порядку, тобто ті, що розчинились останніми

конденсуються першими.

Експериментально С.Л. Закс і М.І. Гербер довели можливість роз-

чинення вуглеводневих сполук органічних речовин глинистих

порід.