О связи первичной миграции с уплотнением пород
(Под первичной миграцией понимается миграция дисперсно рассеянных углеводородов в субкапиллярных порах нефтематеринских пород на пути к пропласткам и пластам пористых, проницаемых пород, служащих природными резервуарами для воды нефти и газа.)
А.Н. Снарский
Глины, являющиеся, по-видимому, основными нефтематеринскими породами, обладают свойством значительно изменять объем под действием гравитационного и тектонического давления. Породы, способные в результате диагенетического изменения сжиматься, проходят через несколько стадий уплотнения, что может привести к уменьшению их пористости до 10-12%.
В процессе уплотнения из породы в первую очередь удаляется вода. Углеводороды, составляющие нефть, остаются до тех пор, пока соотношение воды и углеводородов достигнет значения, при котором вместе с водой начнут выжиматься и нефтяные углеводороды. На последнем этапе в субкапиллярных порах породы останется связанная вода и некоторое количество рассеянных капелек и пленок нефти, а также пузырьков газа, причем капельки из мелких пор вытесняются в относительно более крупные [1].
При сжатии породы (вследствие ее упругости) и при отсутствии выжимания из пор воды и нефтяных углеводородов, жидкие и газообразные вещества перемещаются и образуются более крупные поры, занятые нефтью, водой и газом.
В процессе уплотнения объем различных пород изменяется по-разному, что обусловлено рядом причин, в частности размером частиц, слагающих породу. Так, объем песчаных пород изменяется меньше, чем объем глин.
При уплотнении глин содержимое пор, выжимаясь, будет поступать в породы, обладающие большей проницаемостью и меньшим внутрипоровым давлением. Внутрипоровое давление в глинистых породах выше, чем пластовое давление в песках (там оно чаще всего равно гидростатическому) и близко к горному давлению и даже превышает его. В тех случаях, когда внутрипоровое давление больше предела упругости породы, должны образоваться трещины.
Практика искусственного расслоения пород (гидравлического разрыва пластов) показывает, что давление, при котором происходит расслоение, превышает гидростатический напор в 1,4- 2,4 раза.
Непроницаемые при определенных условиях породы становятся проницаемыми за счет разрыва и раскрытия трещин, которые могут служить путями перемещения нефтяных углеводородов из нефтематеринских пород в проницаемые пласты.
Учитывая различную фазовую проницаемость для воды и нефти, на ранних этапах уплотнения породы должна выжиматься в основном вода. В дальнейшем при соответствующих соотношениях воды и нефти, содержащихся в микропорах, выжимаются вода и углеводороды. На последней же стадии уплотнения из нефтематеринской породы должна выжиматься в основном нефть.
Миграцию нефти из нефтематеринской породы необходимо рассматривать как прерывистый процесс, что обусловливается необходимостью повышения внутрипорового давления до величины, при которой может произойти разрыв породы, раскрытие трещин и возникновение микротрещин, соединяющих места скопления капелек нефти и воды с пористыми и проницаемыми породами, обладающими меньшими давлениями.
В конечной стадии в нефтематеринской породе останутся невытесненными преимущественно только те органические образования, которые вследствие механических свойств, обусловленных молекулярным строением и физической обстановкой, не способны к миграции.
Основной причиной первичной миграции, по-видимому, является повышение внутрипорового давления до величин, при которых могут образоваться пути миграции [2].
Нефтематеринскую свиту с нефтью, газом и водой можно рассматривать как пласт или свиту, ограниченную со всех сторон и гидравлически не связанную с окружающими породами.
Задачу увеличения давления в закрытом пласте в зависимости от увеличения горного давления можно рассматривать в области упругих деформаций, воспользовавшись следующей формулой, предложенной Э.Б. Чекалюком (Задача увеличения давления жидкости в изолированном (замкнутом) пласте в зависимости от увеличения горного давления в области упругих деформаций (в области применимости закона Гука) рассмотрена Э.Б. Чекалюком в связи с неточностью расчетов, произведенных мной ранее [3].):
где DРжг и DРг - приращение пла стового и горного давлений; bж, bп и bм - коэффициенты объемной упругости воды, скелета пласта и минерала; m - пористость пласта.
Приращение пластового давления вследствие увеличения температуры, может быть определено по формуле:
где DРжт и DТ - приращения пластового давления и температуры; Сж и См - коэффициенты температурного расширения жидкости и минералов пласта.
При расчете изменения пластового давления при упругом сжатии пласта и повышении пластовой температуры за исходные данные примем: коэффициенты упругости:
пласта в целом bп = 2,5*10-5 ат-1,
минералов пласта bм = 0,25*10-5 ат-1,
воды bж = 4*10-5 ат-1
коэффициенты температурного расширения:
минерала кварца См=0,4*10-4 град-1,
воды Сж = 5*10-4 град-1,
пористость пласта 0,20;
объемный вес пород gп = 2,3;
геотермический градиент Г = 33 1/3 М/ °с.
Расчеты производятся для случая погружения нефтематеринской свиты с глубины 100 м до глубины 3100 м, как отвечающей мощности осадочного комплекса многих нефтегазоносных областей, связанных с предгорными прогибами и платформами. Можно принять, что при глубине 100 м давление жидкости в породе соответствует гидростатическому. Приращение горного давления при погружении свиты
DPг= (3100-100)*2,3/10 = 690 ат.
Таким образом, на основании формулы (1) приращение давления будет следующее:
Значит давление в жидкости повысится за счет горного давления до 500 ат.
Приращение температуры в принятом интервале глубин примем равной 90°. Это изменение температуры вызовет приращение давления жидкости, заключенной в породе в соответствии с формулой (2):
Полное приращение давления жидкости на глубине 3000 м за счет горного давления и повышения температуры будет не меньше, чем 780 ат, то есть в 2,5 раза выше гидростатического и в 1,1 раза больше горного давления, что, несомненно, ведет к гидроразрыву горной породы.
Таким образом, увеличение внутрипорового давления за счет упругих деформаций породы и упругости нефти и воды, а также за счет увеличения температуры, вполне достаточно для разрыва породы и расслоения трещин, а следовательно, и для создания путей для миграции.
В данном расчете не учитывалось уменьшение объема пор с глубиной, обусловленное уплотнением породы, иначе описанный выше эффект роста давления по мере погружения пород был бы еще больше.
Выводы
1. В результате уплотнения нефтематеринских пород, упругих деформаций породы и упругости нефти и воды, а также за счет увеличения температуры и тектонических усилий, внутрипоровое давление увеличивается и становится значительно выше горного давления. Это давление приводит к разрыву породы и раскрытию трещин. По образующимся путям перемещаются диффузно-рассеянные капельки нефти и газа в пористые и проницаемые пласты, имеющие давление, равное гидростатическому.
2. Так как увеличение внутрипорового давления в нефтематеринской свите связано не только с глубиной залегания, но и с тектоникой, необходимо допустить связь первичной миграции с орогеническими фазами. Эта связь менее ясна для платформ и более четка для складчатых областей.
3. Учитывая исключительно высокое значение внутрипорового давления и нарастание давления со временем, необходимо допустить наличие нескольких фаз миграции.
ЛИТЕРАТУРА
1. Cнарский А.Н. Некоторые вопросы миграции нефти и формирования ее залежей. Сб. «Проблема миграции нефти и формирования нефтяных и газовых скоплений» (материалы Львовской дискуссии 8-12 мая 1957 г.), стр. 63, Гостоптехиздат, 1959.
2. Снарский А.Н. Вопросы аномалийных пластовых давлений. Там же, стр. 387.
3. Чекалюк Э.Б. Увеличение давления жидкости в закрытом пласте в зависимости от увеличения горного давления. Фонды УкрНИГРИ, 1959.