Об условиях и продолжительности первичной миграции углеводородов

В.И. МОСКВИН (СНИИГГиМС)

Знание закономерностей процесса формирования месторождений нефти и газа весьма существенно для повышения эффективности нефтегазопоисковых работ. Многие вопросы, касающиеся этого сложного процесса, еще далеки от решения [11]. Формирование скоплений УВ - явление не просто сложное, а комплексное, в его основе лежат различные природные факторы, для анализа которых должны использоваться модели, связанные между собой. В данной статье, опираясь на модель катагенетических преобразований ОВ в природных системах [12], рассматриваются некоторые частные условия, время и продолжительность эмиграции УВ в седиментационном бассейне.

Количество УВ в системе ОВ - порода - УВ, находящейся в стационарном состоянии по истечении времени стабилизации ОВ, определяется концентрацией последнего, термобарическими параметрами недр, составом среды и диффузионными свойствами [12]:

где k_i - константа скорости реакции преобразования; - стационарные концентрации ОВ и УВ; b - параметр, характеризующий интенсивность обмена системы со средой и равной (где - коэффициент диффузии УВ, - проницаемость породы для УВ); - концентрация УВ в смеси, поступающей в систему. В результате реакций преобразования ОВ, протекающих с неравномерной интенсивностью в различных породах на разных глубинах, седиментационный бассейн будет представлять собой набор слоев с неодинаковой концетрацией и составом УВ. По разрезу толщи профиль концентрации УВ будет скачкообразно меняться от слоя к слою в зависимости от насыщенности ОВ и состава пород - большее количество УВ будет в глинистых, меньшее - в песчаных и карбонатных слоях. Следует обратить внимание на не совсем привычный результат действия потока УВ на первой фазе [7] формирования залежей, стабилизирующего систему ОВ - горная порода - УВ. Этот поток совместно с реакциями преобразования ОВ приведет к накоплению УВ в плохопроницаемых (в частности в глинистых) толщах. Полный профиль будет иметь максимум на определенной глубине. Появление этого максимума (выделяемого под названием главной зоны нефтеобразования - ГЗН) обусловливается массовым образованием жидких УВ при достижении определенных термодинамических условий либо нарушением их тесной связи с глинистыми минералами и ОВ пород [7]. Заметим, что для каждого индивидуального УВ профиль концентраций также проходит через максимум. Это вызвано противоборством двух тенденций в процессе преобразования ОВ: роста множителя k/b и снижения концентрации ОВ. Очевидно, положение ГЗН определяется типом исходного ОВ, составом пород и геотермическим режимом бассейна.

Итак, в первую фазу развития седиментационного бассейна при установившемся стационарном режиме возникает довольно резкая дифференциация слоев по концентрации и составу УВ, как было показано [12]. УВ удерживаются в системе силами не только адсорбции, но и химического взаимодействия. Естественно, возникает вопрос: каким образом диффузно-рассеянные в глинах нефть и газ перешли в пористые породы и образовали в них залежи [6]. Возможность к массовой миграции УВ получают при нарушении по каким-либо причинам стационарного состояния.

Представим себе двухслойную толщу, в основании которой залегают глинистые породы с концентрацией ОВ , диффузионная проницаемость для i-го компонента D₁. В перекрывающем песчаном слое (соответственно ; D₂) имеются прослои глин, способных удерживать УВ в ловушках. При t = 0 толща дислоцируется и образуется крупноамплитудное поднятие, т.е. наступает вторая фаза формирования залежей [7]. В связи с регрессивными изменениями термобарических параметров в пределах поднятия площадью S в системе ОВ - горная порода - УВ прекратились или существенно замедлились химические реакции и создались условия, благоприятные для реализации градиентов концентрации, температур и давлений. Рассмотрим сначала концентрационную диффузию. Количество УВ, уходящих с единицы поверхности глин в песчаную толщу за единицу времени, будет прямо пропорционально разности концентраций УВ на поверхности глин (С₁) и в песчаной пачке (С₂), т.е.

где a - коэффициент массообмена. По закону сохранения массы это количество будет равно количеству УВ, подводимого к поверхности (z) посредством диффузии:

где D - коэффициент диффузии.

Пусть длина горстообразного поднятия в несколько раз больше ширины, тогда поток УВ можно принять одномерным. Рассчитаем массу УВ эмигрировавших из глинистой толщи в песчаную за время t. Имеется дифференциальное уравнение диффузии вещества при нестационарном состоянии потока (причем D не зависит от концентрации)

Начальные условия:

Граничные условия:

Здесь c - доля ОВ, израсходованного на образование УВ при катагенетических превращениях. Поскольку количество рассеянных в осадочной оболочке УВ во много раз превышает их массу в залежах, то условие (4в) выполняется, иными словами, ОВ можно рассматривать как неистощимое [3]. Очевидно, относительный коэффициент массообмена также велик, , тогда решение уравнения (4) при указанных начальных и граничных условиях будет иметь вид:

Масса УВ, эмигрировав с площади dS на границе раздела за время dt, равна

Дифференцируя (5) по z, получим

Количество УВ, эмигрировавших с поверхности глин площадью S за время от нуля до t, будет равно

Остается добавить, что влияние адсорбции учитывается соответствующим изменением начальных концентраций и и принципиальных изменений в расчеты не вносит. Условие (4в) позволяет делать расчет по формуле (8) для больших промежутков времени.

Приведем результаты конкретных расчетов. А.Э. Конторович установил своеобразный количественный критерий для Западно-Сибирской плиты, согласно которому “при масштабах эмиграции нефти менее 200 тыс. т/км² и газа менее 300 млн. м³/км² в пределах региональных нефтегазоносных комплексов и мегакомплексов аккумуляции их в залежи не происходит” [10, с. 185]. Подставим в формулу (8) следующие среднестатистические значения: С_орг в глинах 2,2%, в песчаниках 0,2 %, c для средней стадии катагенеза 0,3 [2,5], причем примем c=0,2 для метана, 0,1 для жидких УВ; С_г = 75%; r=2,4 т/м³. К сожалению, сведения о коэффициентах диффузии газов и жидкости для глубинных условий чрезвычайно скудны и отрывочны, воспользуемся данными П.Л. Антонова [1]: D метана в глинах 3,5x10^-6 см²/с, октана 4x10^-8 см²/с Тогда при независимой диффузии с 1 км² поверхности глинистой толщи эмигрирует в песчаную за 20 тыс. лет 352,5x10³ т метана, а за 5 млн. лет - 201x10³ т жидких УВ. Как видно, дифференциация легких и тяжелых УВ в процессе эмиграции из нефтегазопроизводящих толщ обусловливается их различной диффузионной проницаемостью.

Практически отсутствуют данные о термодиффузии УВ в природных системах. Исходя из общих соображений, можно отметить что этот процесс в рассматриваемых условиях будет ускорять концентрационную диффузию. В связи со сравнительно небольшими величинами геотермических градиентов эффект термодиффузии нами не учитывался.

Еще нет данных для учета и специфического для углеводородсодержащих толщ процесса бародиффузии, связанного не с гравитационным полем, а с различием концентрации УВ в породах. Теоретически зависимость между концентрацией УВ и эффективным давлением, равным разности между литостатическим и пластовым, можно получить из соотношения (1). Эта зависимость для какого-либо отдельного УВ будет иметь вид:

где DV - объемный эффект реакции образования УВ, - коэффициент пропорциональности на графике зависимости фазовой проницаемости пород от эффективного давления. Согласно приведенному соотношению (9), чем больше концентрация УВ в системе, тем меньше эффективное давление (но больше пластовое). Вполне вероятно, что образование своеобразных бароловушек, т.е. зон с пониженными эффективными давлениями (зон разуплотнения) в породах с высоким содержанием ОВ, находящихся среди плохопроницаемых пород с малым его количеством, например в баженовской свите Западной Сибири, обусловливается указанным бароэффектом.

В слоях пород с различной концентрацией ОВ существует перепад давлений, выравнивающийся в процессе эмиграции УВ. Этот перепад также ускоряет диффузионный поток УВ. Таким образом, приведенная оценка массы УВ, выделяемой глинистой толщей только за счет концентрационной диффузии, является предельной оценкой самого медленного механизма эмиграции. При учете других факторов диффузии и при любых механизмах эмиграции время формирования скоплений УВ сократится.

В заключение рассмотрим вопрос о масштабах нефтегазовыделения и связанного с ним нефтегазонакопления. Общее количество УВ выделившихся из нефтегазопроизводящей толщи помимо степени преобразования, типа и концентрации OB зависит от площади, на которой произошло регрессивное нарушение стационарного состояния. Основными причинами нарушений могут быть:

1. региональные и локальные подъемы слоев осадочной оболочки;
2. региональные и локальные изменения плотностей тепловых потоков в седиментационных бассейнах;
3. изменение диффузионных характеристик толщ (в общем случае уплотнение - разуплотнение).

Лишь иногда приходится иметь дело с каждой из названных причин в чистом виде. Обычно подъемы территорий и изменение плотностей тепловых потоков сопутствуют друг другу, а изменение термобарических параметров недр, в свою очередь, влечет за собой изменение среды и диффузионных характеристик толщ. Масштабы же нефтегазовыделения из толщ определяются размахом проявления причин регрессивного нарушения стационарных состояний. Фактический материал подтверждает этот вывод.

И.И. Нестеров и др. [4] отмечают, что время формирования крупных и гигантских залежей газа совпадает с эпохами региональных подъемов территорий. С региональными неогеновыми и раннекайнозойскими движениями связано формирование нефтяных месторождений Среднего Приобья [5]. С локальными восходящими движениями, например, в Енисей-Хатангском региональном прогибе [10] или в Южно-Эмбенском нефтегазоносном районе [8], связаны относительно небольшие скопления газа и нефти. Следует обратить внимание на один интересный факт. Отражением восходящих движений являются размывы отложений, поэтому с изложенных позиций вполне закономерно, что в большинстве случаев нефтеносные купола в той или иной мере осложнены стратиграфическими несогласиями, в то же время ненарушенные купола часто не содержат нефти в промышленных количествах [8].

Таким образом, учитывая сравнительно непродолжительный период эмиграции УВ в количествах, достаточных для образования залежи, при геологических реконструкциях следует особое внимание уделять выяснению причин регрессивного нарушения стационарных состояний, времени и масштабов их проявления.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Антонов Л.Л. Результаты исследований диффузионной проницаемости осадочных пород для углеводородных газов. - Труды ВНИИЯГГ, 1970, вып. 8, с. 51-86.
2. Вассоевич Н.Б., Козлов А.Л., Лопатин Н.В. Образование газов на разных этапах литогенеза. - Вестник МГУ. Сер. геол.,1979, № 1, с. 36-43.
3. Высоцкий И.В. Скорость и продолжительность формирования залежей нефти. - В кн.: Время формирования залежей нефти и газа. М., 1976, с. 283-290.
4. Время формирования месторождений газа на севере Западной Сибири /И.И. Нестеров, Н.X. Кулахметов, А.В. Рыльков и др. - В кн. Время формирования залежей нефти и газа. М., 1976, с. 30-35.
5. Геология нефти и газа в Западной Сибири / Э.А. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.
6. Губкин И.М., Избранные сочинения. Т. III, М., изд-во АН СССР, 1953.
7. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М., Недра, 1968.
8. Калинин Н.А. О продолжительности процесса образования и миграции нефти. - Геология нефти и газа, 1957, № 7 , с. 61-63.
9. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М., Недра, 1976.
10. Луговцов А.Д., Москвин В.И. Об особенностях тектонического развития Енисей-Хатангского регионального прогиба в связи с размещением зон нефтегазонакопления. - В кн.: Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири. - Труды СНИИГГиМС, 1979, вып. 273, с. 59-64.
11. Максимов С.П., Строганов В.П., Такаев Ю. Г. Состояние изученности проблемы “Время формирования залежей нефти и газа”. - В кн.: Время формирования залежей нефти и газа. М., 1976, с. 5-17.
12. Москвин В.И. Катагенез органического вещества. - Геология нефти и газа, 1981, № 3 , с. 47-51.

Поступила 11/II 1981 г.