» » Первичная миграция нефти и газа

Первичная миграция нефти и газа

06.08.2016

Впервые идею о том, что нефть может мигрировать из нефтематеринских отложений при их уплотнении в водорастворенном состоянии, высказал американский исследователь Г. Адамс еще в 1903 г. В 1909 г. М. Манн значительно расширил представления о первичной миграции нефти, полагая, что она может попасть в коллектор вместе с водой.
С тех пор прошло более ста лет, но до сих пор многие вопросы механизмов первичной миграции остаются недостаточно изученными. И это понятно. Как признают большинство исследователей, в природе одновременно могут действовать несколько механизмов первичной миграции нефти. Причем передвижение различных по своему строению углеводородов и в различном состоянии может происходить с разными скоростями и зависеть не только от строения углеводородов, но и минерального состава вмещающих их пород. Кроме этого и сама миграции, как это стало известно значительно позднее, может происходить в различной форме, а в ряде случаев и без присутствия воды. Тем не менее, главной причиной перехода микронефти из материнской породы в коллектор является уплотнение осадочных отложений. В какой же форме происходит первичная миграция?
По мере углубления знаний о миграционных процессах, постепенно сформировались основные направления исследований первичной миграции микронефти: в газорастворенном, водорастворенном и в свободном состояниях, за счет диффузии, а также в виде эмульсий и коллоидов. В настоящее время вопросов о возможности первичной миграции микронефти в газорастворенном состоянии не возникает. Прежде всего, это подтверждается массовыми открытиями в 60-х годах прошлого века газоконденсатных месторождений, в которых жидкие углеводороды растворены в сжатых газах. Поэтому физико-химическая сторона этого процесса была хорошо проработана и подтверждена многочисленными экспериментальными данными, которые позволили количественно оценить процессы растворимости нефти в сжатых газах.
Впервые возможность растворения нефти в сжатых газах экспериментально была подтверждена С.Л. Заксом, Т.П. Жузе и др. Опыты показали, что в системе нефть - углекислый газ уже при температуре 40 °C, в зависимости от состава, нефть интенсивно растворялась в газе при изменении давлений от 16 до 44 МПа. При замене углекислого газа на метан процесс растворения нефти начинался при давлении от 50 МПа.
С.Н. Белецкая максимально приблизила эксперименты к природным условиям. Для этого она детально изучала растворимость битумоидов, содержащихся в различных породах, в сжатых газах. При этом были соблюдены термобарические условия и характер среды, характерные для реальных природных объектов. Например, выбор термобарических условий определялся строгими пределами проявления ретроградных процессов (Ткр для CO2 = 31,1 °C и ркр = 7,4 МПа), а также реальными пластовыми параметрами, соответствующими стадиям катагенеза, при которых происходят процессы реализации нефтегенерирующего потенциала органического вещества. Опыты проводились при давлениях 10-46 МПа и температуре 40-135 °С, что соответствовало интервалу глубин 0,8-4,5 км. Для проведения экспериментов использовалась только ненарушенная, недробленая порода из конкретных нефтематеринских отложений с сохранившейся поровой структурой и естественным распределением органического вещества и битумоидов и, соответственно, характерных именно этим конкретным образцам породы поверхностно-адсорбционных свойств. Для моделирования первичной миграции микронефти применялись только естественные природные растворители - пластовые воды, сжатый углекислый газ и азот. Исследования С.Н. Белецкой выяснили, что в сжатых газах может растворяться от 4 до 66 % хлороформенного битумоида, первоначально содержащегося в породе.
Расчеты, проведенные И.В. Высоцким, свидетельствуют, что на глубинах более 3 км, где нефтематеринские отложения в результате уплотнения почти полностью потеряли свободную воду, и, соответственно способны растворить только незначительное количество газа, практически все образующиеся жидкие углеводороды могут перейти в газовую фазу.
Количественная оценка этого процесса, проведенная А.А. Трофимуком, B.C. Вышемирским и А.Э. Конторовичем, показала, что для протекания ретроградных процессов необходимы достаточно большие объемы газа, которые может обеспечить органическое вещество при концентрации его в породе 1,5-2,0 % и более. Такое содержание органического вещества намного выше кларкового и поэтому, по мнению авторов, первичная миграция в газовой фазе не является единственным универсальным процессом.
К аналогичному выводу пришла и Л.А. Польстер. Она рассчитала, что во всем газе, образовавшемся из органического вещества, при его содержании в породе порядка 1,5-2,0 %, может раствориться не более 10 % микронефти.
Таким образом, обобщая результаты исследований, выполненных разными авторами, мы с вами можем сделать однозначный вывод, что первичная миграция нефти в газорастворенном состоянии вполне реальна, однако только около 10 % от всего объема образующейся микронефти могут мигрировать в пласт-коллектор в газорастворенном состоянии.
Возникает вполне логичный вопрос, в каком состоянии осуществляется первичная миграция остальных 90 % микронефти, оставшейся в нефтематеринской породе?
Поэтому давайте теперь рассмотрим возможность первичной миграции нефти в водорастворенном состоянии.
Вслед за М. Маном, американский исследователь Р. Дикки сделал вывод о том, что первичная миграция нефти может осуществляться в результате отжатия воды, которая перемещает определенное количество растворенной в ней микронефти при уплотнении глинистых пород.
Однако практически сразу после возникновения этой гипотезы, возможность первичной миграции нефти в водорастворенном состоянии подверглась столь серьезной и аргументированной критике, что она на долгие годы была предана забвению...
И это вполне объяснимо: в результате уплотнения к моменту начала интенсивной генерации нефти и газа нефтегазоматеринские отложения теряют около 80 % свободной воды. Тогда о каких же объемах первичной миграции нефти в водорастворенном состоянии может идти речь?!
И только в 60-80 годы прошлого века с развитием новых аналитических методов появились исследования, которые не только возродили эту гипотезу, но и она стала практически общепризнанным фактом. Так что же произошло в тот период? Об этом надо поговорить подробнее.
Известно, что практически все горные породы насыщены водой. Вода в породах может быть свободной, то есть заполнять поры и трещины, находиться в сорбированным состоянии на поверхности минеральных частиц, а также входить в состав глинистых минералов. Это так называемая связанная (сорбированная) вода.
Свободная вода никаким образом не соприкасается с поверхностью минеральных частиц, защищенных от этого соприкосновения слоем связанной воды. Поэтому движение свободной воды подчиняется законам фильтрации. И действительно, около 80 % свободной воды покидает породу уже на стадии диагенеза и начальных стадиях катагенеза в результате естественного уплотнения пород. Оставшаяся часть свободной воды удаляется из породы на начальных стадиях протокатагенеза в соседние менее сжимаемые пласты-коллекторы, имеющие практически гидростатическое давление.
С ростом давления вышезалегающих пород, то есть с глубиной погружения, разница в давлениях между песчаными и глинистыми породами будет значительно отличаться друг от друга, причем глинистые породы будут испытывать пластические деформации, что приведет к возникновению в них более высоких давлений, чем в пласте-коллекторе. Однако жидкость с увеличением давлений практически не сжимается. Поэтому для уплотнения породы необходимо не только приложение на нее нагрузки, но и удаление поровой воды. А для равновесного уплотнения необходим хороший дренаж, так как прилагаемая нагрузка в виде давления вышезалегающих пластов частично или полностью будет передаваться свободной воде. В результате возникнет неравновесное уплотнение, которое приведет к тому, что давление флюидов будет больше гидростатического, а уплотнение и связанная с ней пористость глин будет больше этих параметров, которые следовало бы ожидать на той же глубине при равновесном уплотнении (рис. 11.2).
Первичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.2 следует, что если бы скважина (ее разрез показан на рисунке слева) была пробурена в высокопроницаемых песчаниках, залегающих сплошной толщей, то давление на всех глубинах было бы близко к гидростатическим (линия А). В глинистых отложениях относительно низкие давления, близкие к гидростатическим, наблюдаются только вблизи ее контакта с песчаными образованиями. В середине интервала глинистой толщи из-за больших затруднений для отжатия пластовой воды, давления значительно возрастают и даже могут приблизиться к геостатическим. В этой зоне создается как бы гидравлический затвор, поэтому пластовые воды могу отжиматься только от середины глинистой толщи в направлении от максимальных областей давлений к областям с меньшими давлениями, то есть по направлению к коллектору. В то же время по мере погружения глинистой толщи меняется и сама структура глинистых отложений, которая становится более упорядоченной.
В 60-х годах прошлого века были разработаны мощные сканирующие микроскопы, которые позволили выявить, что породообразующие глинистые минералы состоят из кристаллических частиц длиной 20-30 нм и толщиной порядка 1 нм. Эти частицы объединены в частично перекрывающие друг друга пакеты, причем расстояния между группами пакетов составляет порядка 6-16 нм (рис. 11.3).
Первичная миграция нефти и газа

В этом же направлении, по мере удаления из глин свободной воды, меняется и пористость глин, причем понятно, что из часто переслаивающихся песчано-глинистых отложений вода удаляется намного быстрее, чем из мощных глинистых толщ, для которых характерно неравновесное уплотнение и более высокая пористость (рис. 11.4).
Нарушение равновесия при уплотнении глин явление типичное, однако, оно характерно не для всех нефтегазоносных территорий. Так, например, кривые американских исследователей Эти и Хатберга отражают уплотнение глин, где для всего разреза характерно нормальное гидростатическое давление. Эти кривые построены на основе фактических данных палеозойских глинистых пород Оклахомы и Канзаса, показывают относительную стабильность, уплотнения глин, достигнутую за большой промежуток времени, и соответствуют равновесному уплотнению пород.
Крайняя правая линия (кривая Диккинсона) характерна для глин с аномально высоким давлением, Она построена на основе фактических данных для молодых, быстро отложившихся осадков Мексиканского залива, содержащих много монтмориллонита. Здесь наблюдается явное неравновесное уплотнение глин.
Первичная миграция нефти и газа

На кривой, построенной Б.К. Прошляковым, наблюдается изгиб, который, по мнению автора, свидетельствует о начале дегидратации глинистых минералов.
Вот, наконец, мы и перешли к одним из самых значимых для нас результатов исследований тех лет. В чем же заключалась главная проблема?
Важнейшими породообразующими минералами глинистых отложений являются минералы группы смектита и илит. В группе смектита одним из важнейших компонентов является монтмориллонит. Монтмориллонит обладает большой площадью активной поверхности (800 м2/г) и содержит до 50 % SiO2, до 20 % Al2O3 и до 20 % H2O. Таким образом, в составе монтмориллонита имеется до 20 % связанной воды. Поэтому его иногда называют «разбухающим пакетным» минералом, Иллит обладает совсем иными свойствами. Связанная вода в нем отсутствует, так как ионы калия прочно связывают пакеты между собой. Активная поверхность иллита почти в десять раз меньше, чем у монтмориллонита - всего 90 м2/г и т.д. Ho самое главное - под влиянием температуры и давления монтмориллонит преобразуется в иллит! При этом высвобождаются значительные объемы связанной воды.
И тут можно поразиться рационализму и логике процессов, которые происходят в природе. В тот самый момент, когда свободная вода, так необходимая для первичной миграции нефти отсутствует, в большом объеме появляется связанная вода, к тому же обладающая уникальными свойствами! Недаром академик В.И. Вернадский сравнил ее свойства с кислотами, способными растворять алюмосиликаты.
Давайте остановимся на этом вопросе подробнее. Сорбированная вода удерживается на поверхности минеральных зерен с разной степенью прочности. Наименее прочные связи существуют в межпакетной связанной воде. Ее толщина составляет несколько десятков микрометров, что приблизительно соответствует 40 молекулярным слоям. Затем, по прочности связей с минеральной поверхностью глинистых частиц, следует физически связанная вода, которая образует несколько мономолекулярных слоев и, наконец, химически связанная вода, толщиной, как правило, в один мономолекулярный слой (рис. 11.5).
Первичная миграция нефти и газа

Свойства физически и химически связанной воды изменяются по мере приближения к минеральной частице. Наиболее химически агрессивной является химически связанная вода. Такую воду иногда называют структурированной, так как молекулы воды приобретают строгую перпендикулярную ориентировку к минеральной поверхности. Это приводит к тому, что в структуре прочно связанной воды не сохраняются пустоты для внедрения ионов молекул другого вещества или газов в минеральную поверхность глинистых частиц. Плотность и вязкость химически связанной воды - максимальные, Температура замерзания намного ниже, чем свободной воды. Она становится чрезвычайно активной. Резко возрастает ее растворяющая способность по отношению к неполярным веществам. По этим признакам она приближается к свойствам спиртов. При ее десорбции приобретает способность растворять не только жидкие углеводороды, но и кварц, который невозможно растворить в стандартных условиях в свободной пластовой воде.
И здесь необходимо отметить, что в процессе первичной миграции нефти, определяющую роль играет физически связанная вода, так как химически связанная вода начинает выделяться в свободную фазу в очень жестких термобарических условиях при температурах 200-300 °С. Поэтому транспортирующая роль химически связанной воды незначительна, так как к моменту ее высвобождения генерационный потенциал нефтематеринской породы практически полностью исчерпан. Другое дело - физически связанная вода. Она тоже обладает близкими свойствами с химически связанной водой, однако эти уникальные свойства у нее проявляются при определенном соотношении радиусов капилляров и зоны действия поверхностных сил. Этот вывод был сделан В.Ф. Симоненко в результате изучения растворяющей способности связанной воды. Он провел серии опытов, в которых при последовательном увеличении давления отбирал пробы воды, выделившейся из образцов глин, и анализировал содержание в ней органического вещества. В результате обобщения полученных данных он обнаружил закономерное увеличение концентраций органического вещества, связанное с увеличением растворяющей способности связанной воды.
Это явление, как было установлено дальнейшими исследованиями, определяется соотношением радиусов капилляров породы и зоной действия поверхностных сил (рис. 11.6), (по В.Ф. Симоненко).
Первичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.6, а следует, что, если радиус влияния поверхностных сил меньше радиуса капилляра, то десорбированная вода имеет свойства обычной пластовой воды. Свои уникальные свойства десорбированная вода приобретает только в том случае, если радиус капилляра меньше действия поверхностных сил (см. рис. 11.6, б) и их действие распространяется на весь капилляр. Поэтому аномальными свойствами физически связанная вода обладает только внугри тончайших капилляров, имеющих поперечное сечение не более 1000-1500 ангстрем, то есть когда воздействие поверхностных сил охватывает все сечение поровых каналов.
Перемещаясь из тончайших капилляров в более крупные, или в зоны раскрытых трещин внутри материнской породы или в коллекторские пласты, физически связанная вода покидает зону влияния поверхностных сил и... превращается в обыкновенную воду.
Это явление имеет четкое объяснение. Поверхностные силы не давали сорбированным молекулам ассоциироваться в тетраэдрические структуры, которые имеет обыкновенная вода. Эти необыкновенные свойства физически связанной воды, которую В.Ф. Симоненко назвал «временно модифицированной», как вы понимаете, возможно изучать только косвенными методами. Для этого были разработаны различные методики проверки этого явления. Так, например, академик В.И. Спицын выяснил, что сконденсированная вода в тонких кварцевых капиллярах растворяет кремния почти в четыре раза больше, чем чистая дистиллированная вода. Близкие по результатам данные были получены и А.М. Блохом, и В.Ф, Симоненко.
По данным В.Н. Кононова и В.А. Ильина слабо связанная межпакетная вода начинает удаляться из глинистой породы уже при 20 °C и этот процесс, по данным В.Ф. Симоненко, продолжается до температуры 50-60 °C, то есть на протяжении всего протокатагенеза. Поэтому слабо связанная межпакетная вода участвует в первичной миграции углеводородов только для транспортировки образующихся газов, так как основная масса жидких углеводородов, то есть собственно микронефти, образуется на стадии мезокатагенеза, когда начинается интенсивный процесс дегидратации монтмориллонита и десорбции физически связанной воды. Этот процесс может происходить на разных глубинах и зависит от реальных геологических условий. Так, например, по данным Дж. Ханта дегидратация физически связанной воды происходит при температуре 80-120 °C. По данным Хелинга в районах с очень высоким геотермическим градиентом (7-10 °С/100 м) дегидратация происходит при температуре от 50-60 °С, что соответствует температурному интервалу начала процесса нефтеобразования. Дегидратация глинистых материалов зависит также от химических параметров глинистых минералов, так как при этом процессе, как мы уже говорили, происходит замещение натрия калием в межслоевых промежутках, а этот процесс зависит также от давления, поскольку монтмориллонит при низких давлениях более устойчив,
Перри и Хауэр, изучившие превращение монтмориллонита в иллит в глинах плейстоцен-эоценового возраста побережья Мексиканского залива, установили, что в глинах в скважине, пробуренной вблизи города Галвенстона (штат Техас), где геотермический градиент составляет 3,1 °С/100 м, процессы дегидратации происходят в два этапа на глубинах около 2100 и 3000 м, а в скважине, расположенной на шельфе Луизианы, где геотермический градиент равен 2,3 °С/100 м, дегидратация монтмориллонита наблюдается в широком интервале глубин от 2700 до 5500 м.
На рис. 11.4 (кривая Б,К. Прошлякова) видно, что деградация глинистых материалов происходила на глубине около 2440 м (изгиб на кривой). Поэтому процесс преобразования монтмориллонита в иллит начинается в разных регионах на различных глубинах в зависимости от их геологического строения и истории геологического развития.
Очень важный вопрос о реальных объемах воды, которые могут образоваться в результате дегидратации глинистых минералов. Эти вопросы представляют большой интерес, так как эти воды распресняют минерализованные воды, еще находящиеся в породе (а в пресных водах углеводороды растворяются лучше, чем в минерализованных), а также способствуют возникновению в глинистой толще аномально высоких поровых давлений.
Так, например, Дж. Берет подсчитал, что два прочно связанных водных слоя в пределах элементарной структурной ячейки размером 0,9 нм имеют плотность 1,15 г/см3, по данным других исследователей плотность может быть еще выше - 1,4-1,5 г/см3. Естественно, при уменьшении плотности воды до величины, близкой к единице, объем воды резко увеличивается, что приводит к резкому возрастанию внутрипорового давления, разуплотнению породы и, соответственно, облегчению первичной миграции. Причем пористость глин в результате этого процесса может возрастать по данным разных авторов от 5 до 15 % и более. Так, например, по данным Дж. Ханта в районе Мексиканского залива на глубинах 3800-4500 м наблюдается рост пористости кайнозойских глин на 5-6 %.
Таким образом, полная дегидратация монтмориллонита, содержащегося в глинистой толще, является одной из причин возникновения аномально высоких поровых давлений. Количество же выделившийся воды в результате дегидратации глин в каждом регионе различно. Так, например, В.Н, Холодов, изучивший особенности преобразования глинистых минералов в толще майкопских глин Пердкавказья, сделал вывод о том, что объем воды, образовавшийся в результате дегидратации глин, примерно равен объему воды в Каспийском море (что близко к объему всех майкопских глин). Другие исследователи, изучая глинистые толщи других регионов, оценивают объем воды, образующийся в результате дегидратации глинистых минералов значительно скромнее, приблизительно в 15 % от объема исследуемой глинистой толщи.
Первичная миграция нефти и газа

Известно, что в обычных условиях нефтяные углеводороды плохо растворяются в пресной воде, и еще хуже - в минерализованной. Однако с ростом температуры растворимость углеводородов в воде увеличивается.
На рис. 11.7 показаны некоторые процессы, связанные с изменением пористости глин при их уплотнении, а также графики растворимости некоторых углеводородов в зависимости от температур.
Наиболее интересные данные о растворимости углеводородов в воде приведены в работе Л. Прайса (рис. 11.8).
Заслугой автора является то, что он изучил растворимость не отдельных смесей углеводородов, а типичных нефтей и их наиболее тяжелых, а, следовательно, и трудно растворимых фракций (отбензиненные нефти).
Эти исследования наглядно показали, что даже в обыкновенной воде нефти растворяются, особенно при повышении температуры. Так, например, растворимость отбензиненных нефтей растет уже при температуре 25 °С. И это при том, что отбензиненные нефти эквивалентны тяжелым нефтям с плотностью 0,9 г/см3.
Безусловно, если бы опыты можно было бы провести не с обыкновенной водой, а с физически связанной, растворимость нефтей, безусловно, была бы намного выше.
Первичная миграция нефти и газа

Таким образом, на поздних стадиях протокатагенеза и в мезокатагенезе в нефтегазоматеринских отложениях процесс образования микронефти и переход ее в поровое пространство нефтематеринской глинистой толщи сопровождается десорбцией физически связанной воды, которая под влиянием поверхностных сил, охватывающих всю площадь капилляра, приобретает аномально высокую растворяющую способность. Поэтому микронефть, образовавшаяся в нефтематеринской толще, а также некоторые микроэлементы и твердые минеральные компоненты в глинистой породе растворяются в этой агрессивной воде и образуют в поровом пространстве сложный раствор. Под действием растущего геостатического давления поровое пространство в породе уменьшается. Одновременно внутри пор, при переходе жидких и газообразных компонентов микронефти из сорбированного состояния в свободное, их объем значительно увеличивается. Высвобождающаяся вода также имеет значительно больший объем, чем сорбированная. Увеличению объема способствует также повышение температуры.
В этом случае одновременно происходят два противоборствующих процесса. С одной стороны, растущее горное давление стремится уменьшить объем пор. С другой стороны, этому препятствует увеличение объема высвободившейся десорбированной воды и углеводородных флюидов. Учитывая, что жидкости почти не сжимаются, флюиды, заключенные в порах, частично или полностью воспринимают геостатическую нагрузку, что создает огромное внутрипоровое давление близкое к геостатическому. В то же время в ближайших пластах-коллекторах давление близко к гидростатическому.
Соответственно флюиды, заключенные в поровом пространстве глинистых отложений стремятся переместиться в область пониженных давлений. Естественно, такое напряженное, состояние может существовать до тех пор, пока разница в давлениях в поровом пространстве глин и давления в коллекторе не достигнет критической величины прочности вмещающей породы. Когда это произойдет, порода начнет разрушаться, то есть произойдет... флюидоразрыв. Эффект флюидоразрыва естественно приведет к образованию микротрещин на границе глин и коллектора и туда немедленно с огромной силой устремится образовавшийся сложный раствор, содержащий растворенную микронефть, микроэлементы и минеральные компоненты. Давление в порах понизится и микротрещины закроются.
Рассчитано, что этот процесс может неоднократно повторяться, если глинистая толща имеет мощность более 40-50 м. В этом случае эмиграция поровых растворов с содержащимися в нем углеводородами будет происходить только из периферических частей нефтематеринских пород. После закрытия микротрещин, в центральной части нефтематеринских отложений опять будет увеличиваться внутрипоровое давление и снова до достижения критических значений. Поэтому циклы эмиграции углеводородов из нефтематеринских отложений в коллектор будут повторяться, вовлекая все новые и новые толщины нефтематеринского пласта.
По данным C.Г. Неручева и Б.С. Короткова толщины, из которых последовательно может эмигрировать микронефть, составляют 15-20 м, а для газа они могут быть еще больше. Следует отметить, что, несмотря на то что количество связанной воды в материнской породе по мере ее погружения естественно уменьшается, масштабы эмиграции микронефти не снижаются из-за того, что в результате уменьшения радиуса капилляров агрессивные свойства образующейся связанной воды увеличиваются, и она может в еще больших количествах растворять углеводороды. Схема первичной миграции углеводородов в водорастворенном состоянии приводится на рис. 11.9.
Первичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.9 следует, что поровый раствор после перехода в раскрытые трещины начинает дифференцироваться и ранее растворенные в нем компоненты обособляются в свободную фазу. Это происходит по двум основным причинам. Первая причина заключается в том, что в микротрещинах периферийных частей материнской толщи и примыкающем к ней коллекторе происходит резкое падение давления. Растворяющая способность воды резко уменьшается и содержащиеся в ней компоненты выпадают в обособленную фазу. Вторая причина заключается в том, что в связи с удалением от сферы влияния поверхностных сил десорбированная вода теряет свои агрессивные свойства и приобретает свойства обычной воды и поэтому в свободную фазу переходят все компоненты, которые трудно растворимы в обычной воде. Твердые компоненты выпадают в осадок, образуя на контакте материнская порода-коллектор, явления перекристаллизации и вторичного минералообразования. В этом же месте могут выпасть из раствора наиболее тяжелые смолисто-асфальтеновые компоненты, образуя битумно-минеральные ассоциации, обнаружение которых указывает на происходившие в геологическом прошлом процессы совместной эмиграции микронефти и минеральных компонентов в водорастворенном состоянии. Следы этих процессов зафиксированы бурением во многих нефтегазоносных территориях.
Как же происходит первичная миграция нефти и газа в виде эмульсий, коллоидов и мицеллярных растворов в свободном состоянии, а также за счет диффузии?
Впервые возможность первичной миграции нефти в виде водонефтяных эмульсий и взвесях высказал М.Дж. Муни еще в начале прошлого века. Эта идея была развита И.М. Губкиным, а затем А.А. Трофимуком А.Э. Конторовичем, B.C. Вышемирским и многими другими учеными. Однако, прежде чем перейти к рассмотрению этого вопроса по-существу, давайте сначала рассмотрим, как изменяется диаметр пор в нефтематеринских породах в зависимости от пористости глин и сопоставим эти данные с реальными параметрами различных углеводородных молекул и их соединений. Для этого рассмотрим результаты исследований, проведенных известным геохимиком Д. Вельте (рис. 11.10).
Первичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.10 следует, что наименьшим эффективным диаметром обладает метан, а также молекулы метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов несложного строения. Их диаметр обычно меньше 2 нм. Значительно большими размерами обладают сложные циклические структуры и, в особенности, асфальтены. Диаметр их молекул составляет 5-10 нм. Высокомолекулярные асфальтеноподобные структуры, содержащие значительные концентрации гетероэлементов (N, S, О), имеют значительно большие размеры.
Таким образом, для того чтобы миграция могла осуществляться в свободном состоянии, необходимо, чтобы диаметр порового пространства был больше, чем диаметр той или иной молекулы. Давайте рассмотрим очень важный для нас вопрос, на каких приблизительно глубинах сохраняется диаметр порового пространства, для того чтобы могла осуществиться первичная миграция углеводородов в свободном состоянии.
Мы с вами уже рассмотрели, как меняется пористость нефтематеринских отложений по мере их погружения на различные глубины, однако не говорили о том, что с увеличением глубины поры не только обломочных пород, но и глинистых становятся все меньшими в диаметре. На это указывают многочисленные работы разных авторов.
На основе этих данных, а также на результатах измерений и экстраполяции, проведенных во Французском институте нефти, Б. Тиссо и Д. Вельте построили кривую зависимости кажущегося диаметра пор в глинистых отложениях от глубины погружения. Этот график приведен нами на рис. 11.11.
Первичная миграция нефти и газа

Из рисунка 11.11 следует, что на глубине около 2000 м средний кажущийся диаметр пор в глинах составляет порядка 50-100 А и уменьшается с увеличением глубины погружения. Таким образом, уже на глубине 2000 м и более, кажущийся диаметр пор составляет менее 50 А.
Поэтому такие молекулы микронефти, как асфальтены с эффективным диаметром 50 E и более способны мигрировать в свободном состоянии из нефтематеринской толщи на глубинах, где диаметр пор в нефтематеринских отложениях позволяет им передвигаться в свободном состоянии.
Аналогичный вывод можно сделать и в отношении первичной миграции микронефти в виде водонефтяных эмульсий, в коллоидных и мицеллярных растворах. Такие растворы способны растворять углеводороды, которые присоединяются к мицеллам. Способностью к образованию мицелл обладают также металлоорганические соединения.
Размер коллоидных частиц в зависимости от сложности соединений, входящих в их состав, может составлять приблизительно от 10 до 10 000 Е. Полярные органические молекулы, имеющие гидрофобную и гидрофильную части, образуют агрегаты правильной структуры, то есть мицеллы. Одна мицелла может состоять из 100 и более молекул, причем гидрофобные части молекул (СООН, NH, жирные и нафтеновые кислоты, смолы и др.) обращены внутрь мицеллы, а гидрофильные (углеводородные цепочки) - наружу. Возможность образования мицелл в материнских породах обусловлена тем, что при трансформации глинистых минералов происходит катионный обмен ионов кремнезема (Si) на алюминий (Al) и алюминия (Al) на железо (Fe). Причем образование мицелл начинается только после того, как в образующихся растворах повышается содержание поверхностноактивных веществ: жирных, нафтеновых и гуминовых, а также карбоновых кислот. Это объясняется тем, что в пластовых водах, имеющих слабощелочную реакцию, эти кислоты переходят в нейтральные или кислые мыла. A, как известно, мыла в водном растворе снижают поверхностное натяжение на границе раздела вода — углеводороды что, соответственно, способствует повышению их растворимости и образованию микроэмульсий, которые обладают хорошей миграционной способностью. В связи с тем, что в процессе диссоциации карбоксильных групп мицеллы обладают отрицательным зарядом и, соответственно, окружены ионами противоположного знака, они могут прикрепляться к положительно заряженным центрам в кристаллической структуре минералов.
При движении неполярных жидкостей возникает естественный фильтрационный потенциал и связанное с ним электрическое поле, которое способствует перемещению флюидов, содержащих мицеллы. Как мы уже говорили, электрические поля в земной коре могут возникать и по другим причинам, в частности в результате сейсмической активности, геомагнитных явлений и т.д. Поэтому, как полагают М.И. Гербер, К. Бьерлик и многие другие ученые, возможность первичной миграции углеводородов из материнских пород в коллекторы в виде мицеллярных растворов вполне вероятна. Этому способствует и тот факт, что в некоторых районах в пластовых водах содержание жирных и нафтеновых кислот может достигать нескольких десятков и даже первых сотен миллиграммов в литре воды.
Однако, как мы уже говорили, ограничением первичной миграции углеводородов в виде коллоидных растворов, эмульсий и мицеллярных растворов является диаметр порового пространства материнских отложений. Тем не менее, на глубинах, не превышающих 2000 м, раскрытость поровых каналов еще позволяет мицеллам перемещаться по ним. Однако следует отметить, что мицеллярные коллоидные растворы при резкой смене характера окружающей среды, в частности, температуры, изменения концентрации раствора и т.д. подвержены коагуляции, то есть образованию хлопьев. Однако, по мнению некоторых исследователей, этот процесс возникает только на границе материнская порода-коллектор.
По данным многолетних исследований Т.П. Жузе, мицеллярные растворы могли играть значительную роль в первичной миграции микронефти в Западной Сибири, где подземные воды обогащены поверхностно-активными веществами, в том числе карбоновыми кислотами.
Таким образом, с весьма существенными ограничениями можно говорить о возможности первичной миграции микронефти и в виде коллоидных растворов, эмульсий и мицеллярных растворов. А теперь давайте поговорим о возможности первичной миграции микронефти в обособленной жидкой фазе, то есть в свободном состоянии.
Этот вид первичной миграции микронефти всесторонне рассматривался многими известными учеными мира, в частности И.М. Губкиным, А.Н. Снарским, Дж. Хантом, Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Эрдманом, Мак-Олиффом и многими другими.
Ими было выяснено, что нефть плохо смачивает большинство минералов и только в том случае, если поверхности частиц имеют битуминозное покрытие, родственное по составу с нефтью, создаются благоприятные условия для ее передвижения. И такие условия в природе существуют. Так, например, в нефтематеринских породах имеются прожилки и трещины, заполненные керогеном. В некоторых нефтематеринских породах, обогащенных органическим веществом, таких как баженовская свита (Западная Сибирь) или формация Монтерей (Калифорния, США), содержащих органическое вещество в размере 10-20 % и более, такие включения керогена образуют непрерывную сеть. По данным некоторых исследователей (Мом-пер) органическое вещество в глинистых породах может быть не рассеяным в ее минеральной массе, а концентрируется вдоль напластования и трещин отдельности.
Под сканирующим микроскопом в плане оно представляет собой округлые и хлопьевидные скопления размером 100 мкм, а в поперечном разрезе - в виде тонких полосок, причем некоторые поверхности напластования практически полностью покрыты пленкой органического вещества.
При высоких концентрациях органического вещества в нефтематеринских отложениях, обогащенных липидными компонентами до 5 % и более, стенки поровых каналов смочены не водой, а микронефтью. В связи с этим, поверхностное натяжение, возникающее на границах двух сред (воды и нефти) полностью исчезает, и образующиеся углеводороды могут беспрепятственно передвигаться по трехмерной матрице керогена, как образно отметил автор этого явления Мак-Олифф «как керосин по фитилю в керосиновой лампе». Поэтому в научной литературе этот вид первичной миграции микронефти получил название «принцип фитиля». Однако этот вид первичной миграции возможен только в том случае, если органическое вещество в материнских породах содержится в достаточно высоких концентрациях, по данным разных авторов от 3 до 20 %, равномерном распределении его в толще нефтематеринской породы и отсутствием в системе воды.
Н.Р. Бриену с соавторами (1996) удалось с помощью сканирующего микроскопа зафиксировать процесс выхода капельки микронефти из обогащенных органическим веществом нефтематеринских пород формации Монтерей (рис. 11.12).
Первичная миграция нефти и газа

И последний способ первичной миграции микронефти - диффузия. Реальность этого процесса не вызывает сомнений.
В самом общем виде процесс диффузии можно охарактеризовать как стремление молекул любого вещества выровнять свою концентрацию. Поэтому диффузия всегда направлена от мест с наибольшей концентрацией вещества в сторону наименьшей концентрации. Масштабы этого процесса в природе огромны. Так, например, расчеты, проведенные Л.М. Зорькиным, показывают, что приблизительно 65-70 % газа, генерируемого органическим веществом пород, эмигрируют из материнских отложений путем диффузии. Исследования и расчеты, проведенные Ю.С. Шиловым и Ф.А. Макаренко, установили, что потери только метана из залежей за счет диффузии через Усть-Taзовскую толщу пород Западной Сибири за 1 млн лет на площади порядка 1000 м с глубины 3400 м составили приблизительно 700 млн м3.
Масштабы миграции жидких углеводородов за счет диффузии значительно скромнее. Однако и она играет определенную роль в процессах первичной миграции нефти, так как с одной стороны стремится выровнять концентрации углеводородов, образующихся непосредственно в нефтематеринских отложениях, а с другой стороны - выровнять высокие концентрации углеводородов, образующихся в нефтематеринских отложениях и, соответственно, низкие концентрации углеводородов в коллекторах, прилегающих к нефтематеринским отложениям.
Выравнивание концентрации углеводородов в процессе диффузии можно охарактеризовать как процесс их перемещения из областей, где они обладают высокой потенциальной энергией в области, где их потенциальная энергия будет меньше. В конце концов, углеводороды стремятся занять положение, в котором их потенциальная энергия будет минимальной, то есть они в идеале будут окружены областями с более высокой потенциальной энергией, что и происходит в результате выравнивания концентраций мигрирующих веществ.
Кроме разницы в концентрации на диффузионные процессы влияет разность температур (термодиффузия) и разность давлений (бародиффузия). Одним из видов диффузии является так называемая поверхностная диффузия, под которой понимается перемещение молекул диффундирующего вещества по поверхности твердого тела в результате разницы в адсорбирующей способности различных участков. Учитывая, что перовое пространство глинистых пород в большинстве случаев заполнено водой, эта вода также оказывает значительное влияние на диффузионные процессы.
Давайте в общих чертах рассмотрим механизм диффузии под действием связанной воды. Как мы уже неоднократно говорили, молекулы растворенных в воде органических соединений окружены оболочками связанной воды. Это так называемые клатраты.
Для разрушения этих оболочек, равно как и для разрушения оболочек связанной воды на поверхности глинистых минералов необходима энергия. Этот достаточно сложный процесс наиболее популярно изложен в известной монографии Дж. Ханта, а его схема приведена без изменений на рис. 11.13.
Первичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.13 следует, что клатраты, образованные молекулами воды вокруг углеводородных комплексов, несовместимы со структурой воды, располагающейся у поверхности глинистых минералов (структуры, расположенные у заштрихованной области). Поэтому перемещение углеводородного комплекса с оболочкой из молекул воды в левую сторону невозможно, так как это может привести к разрушению структуры воды у поверхности глинистых минералов. В связи с этим, движение углеводородных комплексов возможно только вправо, т.е. из области с высокой потенциальной энергией в сторону области с низкой потенциальной энергией, где пора расширяется и где возможность нарушения структуры воды, связанной с поверхностью глинистых минералов во время передвижения углеводородных комплексов, будет минимальной. Это указывает на наличие градиента потенциальной энергии, направленного в правую сторону. Под воздействием этого градиента углеводородные комплексы, окруженные молекулами воды, будут всегда стремиться переместиться в сторону уменьшения потенциальной энергии. Причем для перемещения молекул в этом направлении не требуется перемещение свободной воды или уплотнения пород, так как движущей силой этого процесса будет механизм диффузии.
Таким образом, практически все первично миграционные процессы, о которых мы вам рассказали, играют ту или иную роль в перемещении микронефти из нефтематеринских пород в коллектор. Однако проявление каждого из них в отдельности или нескольких одновременно будет зависеть от состава микронефти, а также от строения, состава и физико-химических условий окружающей среды, которые в совокупности определяются конкретным геологическим строением и формируются в результате особенностей геологического развития конкретной территории.
Первичной миграции углеводородов способствуют и многочисленные природные факторы, обусловленные процессами тектогенеза. Перечислим некоторые из них. Прежде всего, это образование глубинных разломов, способствующих внедрению перегретых растворов в нефтематеринские породы из глубокозалегающих горизонтов земной коры и возникновению в материнских породах аномально высоких давлений. Короткопериодические подвижки, сопровождающиеся пластическими деформациями типа «растяжение-сжатие», микроразрывами сплошности пород, причем при теконодинамичееких напряжениях механическая энергия преобразуется в тепловую и электрическую, что приводит к возникновению термокаталитических реакций, разуплотнению нефтематеринских пород, а также прорыву углеводородов из нефтематеринской толщи в природные резервуары.
При тектонических процессах возникает «сейсмическое встряхивание», сейсмомагнитные, сейсмозлектрокинетические, а также вибросейсмичесие процессы, которые не только создают пути для первичной миграции углеводородов, но и способствуют отрыву микронефти от органического вещества.