Первичная миграция нефти
А.Н. СНАРСКИЙ
Представление об образовании основного количества жидких и газообразных углеводородов нефтяного ряда из органических веществ, захороненных в рассеянном виде в осадочных породах, вызывает общеизвестные критические замечания.
Наиболее активные противники теории нефтематеринских свит, не видя возможности объяснения механизма выжимания нефти из нефтематеринских пород, стали на ложный путь полного отрицания органического происхождения нефти.
В задачу настоящей статьи не входит обзор существующих представлений о накоплении исходной органики, путях ее превращения в нефть и газ, обзор представлений о миграции и критический анализ идей, теорий и гипотез. Надо подчеркнуть, что вопрос о миграции нефти из нефтематеринских свит является одним из наиболее слабых мест теории происхождения нефти.
В настоящей работе автор пытается доказать возможность миграции дисперсно-рассеянной нефти из нефтематеринских свит в пористые и проницаемые пласты.
В ранее опубликованной статье автором [12] приведены расчеты, доказывающие, что при погружении нефтематеринской свиты с глубины 100 м до 3100 м, полное приращение внутрипорового давления за счет горного давления и за счет повышения температуры будет не менее 750 am, т.е. в 2,5 раза выше гидростатического и ~1,1 раза выше горного давления, что приведет к гидроразрыву породы.
Следовательно, увеличения внутрипорового давления за счет упругих деформаций породы, упругости нефти и воды, а также за счет увеличения температуры, вполне достаточно для разрыва породы, расслоения существующих трещин и создания путей первичной миграции.
В приводимых расчетах не было учтено уменьшение объема пор, обусловленного уплотнением породы. Если учесть уменьшение пористости с глубиной, то прирост давления будет значительно большим.
Приведенные расчеты в свете экспериментальных работ по вытеснению нефти из глин давлением мало убедительны.
Так, экспериментальные исследования В.Я. Ломтадзе показали, что при сжатии глин, содержащих примерно равное количество нефти и воды до 5000 кг/см2, в глинах оставалось почти 50% первоначального количества нефти. Исследования В.Я. Ломтадзе позволяют сделать вывод, что даже при давлении 5000 кг/см2 нефтематеринские породы должны содержать значительное количество нефти, а так как породы, относимые к нефтематеринским, не содержат нефти, по составу аналогичной нефти нефтяных месторождений, и тем более не содержат в столь больших количествах, то как будто нарушается вся теория нефтематеринских свит.
Приведенная схема миграции имеет еще и другой недостаток, что требует допущения сообщения почти всех крошечных капелек нефти и пузырьков газа через систему трещин, но такое допущение явно неприемлемо. Разрыв породы и расслоение трещин при конкретных физических условиях может произойти только при определенном объеме капелек нефти. Таким образом, прежде чем произойдет разрыв породы и раскрытие существующих трещин, необходимо объяснить причину, обусловливающую концентрацию дисперсно-рассеянных капелек нефти и пузырьков газа. Без этого описанная схема миграции и приведенные расчеты по меньшей мере не убедительны.
Основные нефтематеринские породы - глинистые, причем глинам в процессе нефтеобразования часто отводят роль катализаторов. Если каталитические свойства глин в нефтеобразовании могут быть в той или иной степени подвергнуты сомнению, то остается доказанным, что некоторые минералы, входящие в состав глин, являются прекрасными адсорбентами. Для того, чтобы дисперсно-рассеянные капельки нефти могли перемещаться по глинистой породе, необходимо их оторвать от минералов, с которыми они связаны силами адсорбции.
Большое количество нефти, оставшейся не выжатой в опытах В.Я. Ломтадзе и других опытах, в первую очередь обусловлено тем, что в условиях лабораторных экспериментов выжимали только ту нефть, которая не была связана с породой силами адсорбции.
В естественных условиях свойства адсорбции в геологическом времени не остаются постоянными. При изучении глинистых материалов юрских, нижнемеловых и майкопских отложений Предкавказья установлено, что гидрослюдизация монтмориллонитов находится в прямой зависимости от интенсивности изменения органического вещества, заключенного в породе. Следовательно, органическое вещество, сорбированное монтмориллонитом, в процессе постепенной гидрослюдизации будет, в конце концов, связано с гидрослюдизированным монтмориллонитом или с гидрослюдой. Адсорбционные свойства монтмориллонита частично или полностью заменяются адсорбционными свойствами гидрослюды. Известно, что адсорбционная способность зависит от ряда факторов, в том числе от поверхности адсорбции. Электронномикроскопические исследования монтмориллонита и гидрослюдизированного монтмориллонита показали, что поверхность его адсорбции значительно больше. Емкость поглощения катионов у монтмориллонита составляет 80-150 мг-экв, а у гидрослюд 10-40 мг-экв на 100 г.
Таким образом, гидрослюдизация монтмориллонита сопровождается уменьшением адсорбционной способности нефтематеринских пород.
Гидрослюда, обладающая относительно малой адсорбционной способностью, возникает в результате гидратации слюд, обусловленной уплотнением осадочных пород.
Следовательно, можно утверждать, что в результате ряда изменений, происходящих в минералах нефтематеринской породы, вызванных изменением физического состояния при погружении пород, происходит уменьшение адсорбционной способности минералов, что можно видеть на примере пород, содержащих монтмориллонит. В свою очередь это явление приводит к тому, что микроскопически рассеянные жидкие и газообразные углеводороды получают способность перемещаться по нефтематеринской свите, сливаться в более крупные капли и, в конечном счете, мигрировать из нефтематеринской свиты в пористые и проницаемые породы.
Вероятно, именно этому явлению обязано скопление нефти и битумов в пустотах раковин в виде пленки вокруг раковин и другие локальные скопления углеводородов нефтяного ряда, до сих пор не имевшие приемлемого объяснения.
Таким образом, схема первичной миграции нефти может быть представлена в следующем виде.
1. Глины, к которым принадлежат, по-видимому, основные нефтематеринские свиты, по природе пористости имеют условия для значительного изменения объема под действием гравитационного и тектонического давления, что приводит к уменьшению пористости и удалению из пор большей части воды, нефти и газа.
В конечном счете из породы будут выжаты все флюиды, кроме дисперсно-рассеянных капелек нефти и воды и пузырьков газа, а также углеводородов, представленных молекулами-гигантами, не способными к миграции вследствие их физических свойств.
2. При изменении адсорбционных свойств породы, вызванных изменением физического состояния породы, при ее погружении на большие глубины, дисперсно-рассеянные капельки нефти и газа получают способность перемещаться по породе и образовывать более крупные скопления нефти и газа. Так, например, гидрослюдизация монтмориллонита, обусловленная уплотнением пород, сопровождается уменьшением адсорбционной способности.
3. Процесс консолидации дисперсно-рассеянных капелек нефти и пузырьков газа происходит одновременно с увеличением внутрипорового давления за счет упругих деформаций породы и упругости нефти, газа и воды, а также за счет увеличения температуры до величин, превышающих горное давление и вполне достаточных для разрыва породы и раскрытия существовавших трещин, которые и являются путями первичной миграции.
4. Миграцию нефти из нефтематеринской породы необходимо рассматривать как миграцию прерывистую, что обусловливается необходимостью консолидации пузырьков газа и нефти и накопления внутрипорового давления до величины, способной произвести разрыв породы и раскрытие существовавших трещин, соединяющих места скопления капелек нефти, воды и пузырьков газа с пористыми и проницаемыми породами, имеющими давление, равное гидростатическому.
5. Сообщением в настоящей статье не исчерпываются все вопросы, связанные с первичной миграцией нефти. Возможны и другие пути миграции и в частности, по схемам, предложенным И.О. Бродом, М.А. Капелюшниковым и другими авторами.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О., Еременко Н.А. Гостоптехиздат, 1957.
2. Вакулова М.Ф. и др. Методическое руководство по петрографо-минералогическому изучению глин. Госгеолтехиздат, 1957.
3. Грим Р.Г. Минералогия глин. Изд. ИЛ, 1956.
4. 3хус И.Д. О некоторых особенностях изменения глинистых минералов в связи с нефтеобразованием. БМОИП, отд. геолог., т. XXXV (4), I960.
5. Капелюшников М.А., Жузе Т.П., Закс С.Л. Физическое состояние нефти, газа и воды в условиях нефтяного пласта. Изв. АН СССР, отд. техн. наук, № 11, 1952,
6. Снарский А.Н. Некоторые вопросы формирования залежей нефти и и газа, Сб. трудов Львовского политехнического института, 1951.
7. Снарский А.Н. Происхождение нефти и ее залежей. Материалы дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти, Киев, 1955.
8. Снарский А.Н. Пути миграции нефти и газа. Научные записки Львовского политехнического института, 1955.
9. Снарский А.Н. Некоторые вопросы миграции нефти и формирования ее залежей. Проблема миграции нефти и формирования нефтяных и газовых скоплений. Гостоптехиздат, 1959.
10. Снарский А.Н. Вопросы аномалийных пластовых давлений. Гостоптехиздат, 1959.
11. Снарский А.Н. О связи первичной миграции с уплотнением пород. Геология нефти и газа, 1961, № 7.
12. Соколов В.А. Миграция нефти и газа. Изд. АН СССР, 1956.
13. Страхов Н.М. Опыт сопоставления современного осадконакопления с осадочным процессом в водоемах геологического прошлого. Сб. «Образование осадков в современных водоемах». Изд. АН СССР, 1954.
14. Фрост А.В. Роль глин при образовании нефти в земной коре. Ученые зап. Мос. унив-та, № 86, 1, 1946.
15. Чекалюк Э.Б. Увеличение давления жидкости в закрытом пласте в зависимости от увеличения горного давления. Фонды УкрНИГРИ, 1959.