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

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Кількість розчинених сполук досягає 40–80 % від кількості бітумоїду в

породі, і до 98 % – у разі розчинення нафти нафтоносних пісковиків.

Явище розчинення газами вуглеводнів добре вивчене, реальність

міграції компонентів нафти в газовій фазі не викликає сумніву, але й

досі не з’ясовано джерело необхідної кількості газу для переносу міль-

йонів чи навіть мільярдів тонн

нафти. Очевидно, що органічна речо-

вина порід не в змозі генерувати таку кількість газів. За участі гли-

бинних газів цей процес може бути більш масштабним.

Міграція нафти і газу може відбуватися також шляхом дифузії

окремих молекул чи їх груп. Дифузія пов’язана з тепловим хаотичним

рухом молекул, їх рухом у

речовині аж до повного вирівнювання кон-

центрацій, тобто досягнення максимальної ентропії системи. Дифузія,

хоча й є всеохоплюючим процесом, але не настільки потужна, щоб

повністю зруйнувати усі існуючі в природі скупчення та призвести до

повної ентропії системи. Отже, існують сили, які протидіють дифузії.

Явища дифузії добре вивчені в газових станах, гірше – в

рідких і

майже не вивчені в пористих гірських породах.

Крім молекулярної дифузії, зумовленої різницею концентрації, існує

і термодифузія, зумовлена градієнтом температури. Вона призводить

до виникнення градієнта концентрації, після чого починається зви-

чайна дифузія. За термодифузії легкі молекули рухаються у напрямку

зон підвищеної температури, а важкі – пониженої. Дифузія, зумовле-

на градієнтом

тиску в ізотермічній системі за відсутності різниці кон-

центрації – бародифузія, також призводить до перерозподілу концен-

трації компонентів у системі, що, своєю чергою, зумовлює молекуляр-

ну дифузію. Завдяки бародифузії важкі молекули концентруються в

зонах високих тисків, можливо саме тому в приконтурних частинах

покладів гази важчі, ніж у склепінних частинах. У реальних

пористих

системах на швидкість дифузії впливають процеси адсорбції, особли-

во на початковому етапі. У разі масового переміщення та повного

насичення адсорбента цей вплив зникає.

Для процесів міграції важливим є геостатичний і геодинамічний

тиски. Геостатичний тиск призводить до ущільнення гірських порід,

особливо глинистих, і витиснення з них води й інших флюїдів. Швид

кість руху флюїдів при цьому дуже мала, бо процес ущільнення відбу-

вається поступово під час занурення і охоплює мільйони років. Плас-

тові води рухаються від занурених частин депресій до периферійних,

у тому числі до зон піднять, розташованих в середині седиментацій-

них басейнів. Встановлено, що на першій стадії ущільнення віддача

води

найінтенсивніша. Ущільнення осадків відбувається не тільки на

стадії діагенезу, а й катагенезу і доти, доки глини перетворюються на

аргіліти та сланці. В процесі ущільнення відтік води з глин утрудню-

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

ються, тому поровий тиск може бути вищий за тиск у сусідніх поро-

дах-колекторах.

Чимало дослідників з ущільненням порід пов’язують первинну міг-

рацію нафти і газу з нафтогазоматеринських порід в породи колекто-

ри. За рахунок ущільнення відбувається підвищення внутрішньопо-

рового тиску в глинах і утворення тріщин, крізь які проходитиме міг

рація нафти у бік порід з меншим тиском [70, 71].

Внаслідок геодинамічного тиску, зумовленого тектонічними сила-

ми, також відбувається ущільнення порід, перерозподіл тисків, ство-

рюються шляхи міграції, відбувається подальше витиснення рухливих

речовин з порового простору, рух рідин і газів. Геодинамічний тиск

призводить до значних вертикальних і горизонтальних переміщень

мас гірських порід та

виводить їх у зони ерозії, де руйнуються не ли-

ше гірські породи, а й поклади нафти і газу, що в них містяться.

Геостатичний і геодинамічний тиски в гідродинамічно ізольованих си-

стемах призводять до виникнення аномально високих пластових тисків.

Важливими факторами міграції нафти і газу є гравітаційний, гідра-

влічний, капілярні сили, дифузія

, енергія газу тощо.

Гравітаційний фактор міграції нафти і газу – це їх переміщення

під дією сили тяжіння. За відсутності води нафта займала б дно син-

кліналей, а антикліналі були б заповнені газом. У водному середовищі

завдяки гравітаційній силі виникає підіймальна (архімедова) сила, що

спричиняє спливання нафти і газу. Сила спливання (Р

сп

) зумовлена

перерозподілом відокремлених фаз газу, нафти і води у гравітаційно-

му полі Землі завдяки різниці густин у пластових умовах:

(

)

)()( гнгнвсп

⋅

−

де:

)(гн

– відповідно густина води, нафти (газу),кг/м

;

)(гн

– висота

скупчення нафти або газу, м

Ця сила є постійно діючою у часі і за відсутності сил протидії при-

зводить до швидкого перерозподілу фаз. В пористому середовищі

цьому протидіють капілярні сили та сили тертя. Експериментально

доведено, що окремі невеликі краплини нафти чи бульбашки газу не

здатні за рахунок плавучості перебороти ці сили. Сили тертя прояв-

ляються

під час руху. Капілярні сили протидіють при входженні крап-

лини нафти чи бульбашки газу у звуження пор, при цьому витрача-

ється енергія на деформацію краплини (бульбашки) вуглеводнів. Тому

існує мінімальна (критична) висота вільної фази нафти чи газу, яка

визначається за формулою Р.Р. Берга:

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

()

)(

гнв

гн

ρρ

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

де

– поверхневий натяг на межі нафта (газ) – вода, Дж/м

;

– крайні

значення радіусів пор, мм; g – прискорення вільного падіння, м/с

Розрахунки свідчать, що висота газової фази може бути в 3–10 ра-

зів менша, ніж нафтової. У разі підвищення температури міжфазовий

натяг зменшується, а умови для міграції покращуються. Коли висота

вільної фази нафти чи газу досягає критичного значення, відбуваєть-

ся капілярний прорив, і починається фільтраційне спливання. Розра-

хунки критичної висоти скупчень нафти

для реальних геологічних

умов доводять, що спливання нафти відбувається за її значень від

0,2-0,3 до 1,5 м. Фільтраційне спливання нафти чи газу відбувається

в зонах з мінімальною потенційною енергією – в напрямку найбільш

піднятих ділянок порід-колекторів або тріщинуватих зон. Як вода піс-

ля дощу стікає потічками в напрямку зниження частин рельєфу, так

нафта і газ у вигляді струмочків спливають у напрямку підвищених

частин порід-колекторів. В.П. Савченко [67] довів, що струменева мі-

грація можлива не лише вздовж покрівлі проникного пласта безпосе-

редньо під непроникною покришкою, але й між пластами у разі про-

риву або розгерметизації перемички між пластами.

Гідравлічний фактор – це вплив

руху води на міграцію нафти і га-

зу. Вода в пластах земної кори рухається за законами підземної гід-

равліки, залежно від перепадів пластових тисків. Рух може відбувати-

ся як за падінням, так і за підняттям пластів, спостерігаються і вер-

тикальні перетоки через системи тріщин. У разі збігу напрямів руху

води та

нафти і газу міграція стає дуже ефективною, бо з’являється

додаткова сила, що дає змогу побороти капілярні сили та сили тертя.

У разі руху нафти і води у протилежних напрямах процеси міграції

сповільнюються або повністю припиняються. Вода може частково пе-

реносити нафту і газ у розчиненому стані, які за певних

умов перехо-

дять у вільний стан, але масштаби цього процесу незначні, оскільки

швидкість руху пластових вод невелика.

Капілярні сили теж впливають на міграцію нафти і газу. Вода кра-

ще, ніж нафта, змочує породи, бо має більший поверхневий натяг. За

рахунок цього нафта і газ можуть виштовхуватись у пори більшого

діаметра. Відстань

такої міграції незначна. В нафтових пластах є ви-

падки, коли прошарки породи з дрібними порами заповнені водою, а

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

вся інша частина – нафтою. Це явище краще пояснити не виштовху-

ванням нафти з дрібних пор, а недопущенням нафти у ці пори. Капі-

лярні сили можуть проявлятися тільки на контакті порід, що мають

різний розмір пор, наприклад на межі глин і пісковиків.

Дифузія – один з механізмів переносу речовин в природі – взаємне

проникнення

речовин (газу, рідини, твердої речовини) при доторкан-

ні або через пористу перегородку, зумовлене тепловим рухом їх час-

тинок. Ці процеси відбуваються за наявності градієнта концентрації

(осмотичного або парціального тиску). Рівняння дифузії у загальному

вигляді записується так (перший закон А. Фіка):

SDd

⋅⋅⋅−=

де: d

– маса речовини; dt – час; dc/dx – градієнт концентрації за напря-

мом х; S – площа; D – коефіцієнт дифузії – маса речовини, що дифундує че-

рез одиницю площі за одиницю часу при градієнті концентрації, рівному 1

Об’ємна швидкість дифузії залежить не лише від градієнта концен-

трації, а й від коефіцієнта розчинності, розмірів молекул, температу-

ри, тиску та деяких інших факторів. При розгляді дифузії для гірсь-

ких порід потрібно врахувати відкриту пористість (m

), тобто коефіці-

єнт дифузії для гірських порід (D

) становитиме

DmD

вп

⋅

Значення коефіцієнта D для вуглеводнів у водонасичених породах

коливається від 0,2⋅10

-9

до 10

-12

/с.

Дифузія призводить до руйнування скупчень нафти і газу, бо про-

ходить у напрямі менших концентрацій. Явища дифузії можуть віді-

гравати значну роль під час міграції та формування вільних газів, які

виділяються з водорозчиненого стану, нової вільної фази нафти чи

газу в інших термобаричних умовах, але принесених дифузійними

потоками; у

розформуванні окремих бульбашок газу чи краплин наф-

ти, які застрягли у порах. Незважаючи на незначну величину коефі-

цієнта дифузії вуглеводневих сполук у водонасиченому середовищі, за

геологічний час можуть переноситися великі об’єми вуглеводнів.

Енергія газу як рушійна сила для нафти у пласті добре вивчена при

розробці нафтових і нафтогазових родовищ. У

разі розробки нафто-

вих родовищ зі зниженням пластового тиску настає момент, коли з

нафти виділяється та розширюється газ, що сприяє переміщенню

нафти. Цей процес називається режимом розчиненого газу. За наяв-

ності у покладі газової шапки та зниженні пластового тиску, відбува-

ється розширення газу, який виштовхує нафту до свердловин при

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

розробці або спричиняє її міграцію за межі пастки. Цей процес нази-

вається газонапірним режимом при розробці родовищ. Гази розши-

рюються і при зміні пластових температур, що також може бути фак-

тором міграції. Розчинений газ зменшує в’язкість та густину нафти в

пластових умовах, що збільшує її здатність до спливання. Нафта може

утворювати довкола газових бульбашок тонку плівку і пересуватися

разом з ними. У разі зниження тиску та виділення газу плавучість га-

зонафтової суміші зростає. Це може відбуватись і під час руху окре-

мих краплин нафти на початкових стадіях міграції або зіткнення бу-

льбашки газу з краплиною нафти.

Окрім описаних факторів міграції,

в природі існує багато інших:

пружні властивості флюїдів і гірських порід, їх термічна здатність до

розширення чи стиснення, сейсмічні коливання, різні струми, що

можуть впливати на поверхневий натяг і міграцію нафти і газу.

Нафта і газ в земній корі можуть мігрувати тільки в напрямі змен-

шення пластових тисків або зниження потенційної

енергії, зумовленої

силами спливання (Архімедова сила). Тому вони внаслідок перепаду

тиску можуть рухатись як у вертикальному, так і в горизонтальному

напрямах, але латеральна міграція за рахунок цієї сили можлива лише

за умови негоризонтального залягання проникних пластів.

Процеси міграції нафти і газу вивчають за допомогою геохімічних

методів. Вважається, що при фільтрації

відбувається фракціонуван-

ня, подібне до хроматографічного поділу суміші на складники, має

місце адсорбція смолисто-асфальтенових компонентів, можливе окис-

нення у разі руху через агресивне середовище. Цікаву інформацію

для вивчення міграції можна одержати за результатами палінологіч-

них досліджень, які базуються на кількісному аналізі вмісту та складу

спор, пилку і акритар у нафтах

, нафтоносних породах-колекторах і

породах, що контактують з ними. Про міграцію свідчить невідповід-

ність віку споропилкового комплексу з віком колекторів, їх подібність

в нафтах багатопластових родовищ.

Шляхами вторинної міграції нафти і газу можуть бути проникні

пласти (природні резервуари), зони розривних порушень і тріщинува-

тості. Міграція відбувається в підвищених ділянках монокліналей,

приосьових зонах антиклінальних складок, припіднятих частинах

пластів, що прилягають до відповідних екранів.

Розривні порушення можуть бути як шляхами міграції нафти і газу,

так і екрануючими поверхнями. Одним із факторів є напруження,

якого зазнали породи, а також природа поверхні розлому та пластів,

що він розтинає. Тріщини розтягнення в твердих, крихких породах,

наприклад

, вапняках і доломітах, часто слугують шляхами вертикаль-

ної міграції флюїдів, про що свідчить наявність в таких тріщинах різ-

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

них бітумів. Під час утворення скидів у глинистих відкладах перева-

жно відбувається розмазування глини на поверхні зрізу піщаних ша-

рів, що призводить до їх запечатування (екранування). Зони розрив-

них порушень у верхній частині антикліналі розтягуються, і тому зде-

більшого є провідними для флюїдів. У нижніх частинах антикліналі

вони зазнають стиснення і

не можуть бути шляхами міграції. У

синкліналях, навпаки, у нижній частині вони розтягуються і є прові-

дними, а у верхній частині – стискаються і не можуть бути провідни-

ми. Провідність розломів не є постійною в часі. Під час міграції флюї-

дів відбуваються процеси випадіння мінералів, що призводить до за-

ліковування тріщин

та зникнення провідності. Найчастіше в таких

тріщинах утворюється кальцит із включеннями нафти та вуглеводне-

вих газів, що свідчить про вертикальну міграцію.

Розрізняють локальну міграцію, яка призводить до утворення неве-

ликих скупчень нафти і газу та регіональну, що зумовлює виникнення

великих скупчень на значних територіях. Про значні масштаби міг-

рації нафти свідчать

унікальні за запасами скупчення бітумів у Кана-

ді (Атабаска), Венесуелі (Ориноко), в Сибіру (Оленекський район) та

інших частинах світу [12, 56, 75].

Питання про дальність міграції є дискусійним, що пов’язано з про-

блемою місцезнаходження джерел нафти і газу. З огляду на осадово-

міграційну гіпотезу утворення нафти, дальність міграції – це відстань

від найбільш

прогнутих ділянок, де умови для генерації вуглеводнів

найкращі, до окраїнних родовищ відповідного басейну. Для країн

СНД ця відстань становить від 2–10 до 250 км, а дехто з дослідників

припускає, що міграція можлива на відстань до 2–3 тис. км. Теорети-

чно міграція на дуже великі відстані можлива, але за умови існування

провідних шляхів (наприклад, зони

розломів) і відповідного перепаду

тиску або значної різниці у гіпсометричному положенні зон генерації

вуглеводнів та зон їх акумуляції або руйнування.

Газові і нафтові струмочки (потоки) різної маси і конфігурації пе-

ресуваються через проникні породи субгоризонтально, а в тектоніч-

них порушеннях – вертикально. З позиції неорганічного синтезу вуг-

леводнів на початковій стадії

міграції переважає вертикальна мігра-

ція через провідні розломи до осадових порід.

У класифікації міграційних процесів (за І.О. Брод і Н.А. Єрьоменко,

1945 р.) усі процеси поділяють за формою (характером) руху нафти і

газу, масштабом руху, шляхами та напрямом руху.

За формою руху виділяють молекулярну міграцію – переміщення

груп молекул або

окремих молекул (дифузія) та вільну – рух рідин і га-

зів за законами гідравліки, який може охоплювати великі маси.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

За масштабом руху виділяють локальну міграцію, яка призводить

до утворення одного родовища в межах окремої ділянки земної кори і

регіональну, що призводить до утворення низки родовищ, пов’язаних

з тектонічною зоною або регіоном. Нафта і газ переміщуються на зна-

чні відстані від зон генерації до зон нафтогазонагромадження.

За шляхами міграції виділяють

позарезервуарну міграцію – перемі-

щення вуглеводнів через слабопроникні породи (розрізняють синге-

нетичну та епігенетичну міграції, тобто під час і після формування

порід) та внутрішньо резервуарну – рух через породи-колектори.

За напрямом руху виділяють вертикальну міграцію – переміщення

через зони тріщинуватості порід та різні тектонічні порушення; боко-

ву – переміщення вздовж пласта, і латеральну

– переміщення у про-

никних пластах під покришками за рахунок перепаду тиску або сил

спливання нафти і газу у водонасиченому поровому просторі.

Формування скупчень нафти і газу в земній корі є складним і три-

валим процесом, що періодично може поновлюватися. Це сукупність

природних процесів концентрації в гірських породах компонентів

нафти і

газу, масового переміщення й акумуляції їх у пастках з утво-

ренням покладів та родовищ. Проблеми формування і руйнування

родовищ нафти і газу розглянуті в численних працях українських та

зарубіжних вчених [4, 5, 9, 10, 11, 19, 32, 35, 52, 53, 67 та ін.].

Для створення загальної моделі формування родовищ нафти і газу

необхідно встановити джерела їх зародження і напрям міграції флюї-

дів

. Формування родовищ можливе тільки за рахунок міграції, тому

виникнення умов для масової міграції і є фактичним початком форму-

вання родовищ. Якщо такі умови відсутні, вуглеводні можуть впро-

довж довгого часу не рухатися та не створювати значних скупчень.

Для регіональної міграції необхідні порушення попередньо стабільного

стану флюїдів. Це можуть бути регіональні

складкоутворення, виник-

нення нахилу в заляганні порід, зміна термодинамічних умов тощо.

Залежно від поглядів на походження нафти і газу схеми форму-

вання родовищ можуть істотно відрізнятись. Так, за припущення про

існування неорганічного синтезу на великих глибинах повинна пере-

важати вертикальна міграція флюїдів. З позиції осадово-міграційних

процесів утворення нафти і газу

переважає латеральна міграція. Змі-

на напряму руху флюїдів під час формування скупчення нафти і газу

в реальному геологічному середовищі є звичайним явищем.

Існують загальні закономірності формування родовищ. Розглянемо їх.

1. Поклади можуть формуватися тільки за рахунок міграції, яка відбувається

через пористі та тріщинуваті насичені водою породи у напрямі зниження поте-

нціальної

енергії нафти і газу, які мігрують переважно у вільному стані, утри-

муючи часто розчинені прісні води, що відтак виділяються і обмежують покла-

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

ди. У цьому процесі провідним є гравітаційний фактор, що діє постійно. Мігра-

ція відбувається у вигляді струмків, що піднімаються із занурених зон до підня-

тих ділянок з мінімальною потенційною енергією (рис. 1.37).

−

Рис. 1.37. Схема формування покладів у пастках, розташованих на

шляхах міграції

2. Поклади і родовища можуть формуватися лише в зонах або на

шляхах розвантаження підземних вод, якими можуть бути виходи

гірських порід на денну поверхню чи під проникні породи, зони тек-

тонічних порушень, місця розтягу порід (склепіння антиклінальних

складок), палеодолини рік, ерозійні поверхні тощо. В зоні розванта-

ження часто фіксуються нафтогазопрояви, мінеральні

джерела, гідро-

хімічні аномалії. Приуроченість нафтових покладів до ділянок, розта-

шованих поблизу тектонічних порушень, найвірогідніше пов’язане з

зонами розвантаження підземних вод як стимуляторів і збудників ру-

ху флюїдів у водонапірних системах, що створюють сприятливі умови

для акумуляції нафти і газу (рис. 1.38).

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Рис. 1.38. Схема міграції флюїдів і формування покладів нафти в зо-

нах внутрішнього розвантаження підземних вод (за Кротовою В.А. [45,

46])

3. У разі двофазного руху нафти і газу через ланцюжок пасток буде

відбуватися їх селективне вловлювання (принцип Гасоу-Максимова)

(рис. 1.39) – перша пастка заповнюється газовою фазою, а друга –

нафтою. Якщо рух відбувається в однофазовому стані у вигляді наф-

ти з розчиненим газом, то в перших пастках виникнуть нафтові по-

клади. Однак за

подальшого руху вгору пластовий тиск (Р

пл

) знижу-

ється до величини тиску насичення (Р

), починається виділення газу,

рух стане двофазовим і наступна пастка повністю або частково запо-

внюється газом, а інші – одночасно нафтою і газом. Якщо на початку

цього процесу рух відбувається у вигляді газоконденсатної суміші (в

однофазовому стані), то в перших пастках утворюватимуся газокон-

денсатні поклади. У разі досягненні глибини, де пластовий тиск

стане

менший за тиск конденсації (Р

), з’явиться рідка фаза (нафта), газ бу-

де збіднений конденсатом, і утворюватимуся газові поклади, газона-

фтові та, можливо, нафтові.

Розділ 1. Загальні проблеми геології нафти і газу

Рис. 1.39. Селективне вловлювання нафти і газу

під час руху через систему пасток

4. Визначальний вплив на процеси формування покладів має тек-

тонічний фактор, який забезпечує створення пасток, шляхів та умов

міграції нафти і газу, переформування покладів внаслідок зміни

структурних планів родовищ, їх гіпсометричного положення, змен-

шення місткості пастки, порушення герметичності покришок, появи

тектонічних порушень, виникнення нових пасток тощо. На першому

етапі формування покладів

заповнюються насамперед найглибше за-

нурені пастки, розташовані на шляху міграції нафти і газу. У разі

зміни структурних планів найбільш підняті пастки можуть стати міс-

цем концентрації нафти і газу, що надходять з нижніх пасток, які за-

знають руйнування. Тому дуже важливим є проведення палеотектоні-

чного аналізу, що дає змогу встановити

закономірності розподілу по-

кладів нафти і газу в окремих зонах чи регіонах. Знання цих законо-

мірностей – необхідна умова відкриття покладів нафти і газу.

5. Просторовий розподіл скупчень нафти і газу диктується переду-

сім регіональними породами-покришками та екранними поверхнями.

Звичайно, на розподіл впливають і інші фактори, наприклад, розпо-

діл порід-колекторів

або положення порід-напівпокришок (рис. 1.40).