К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.061.33

©В.И. Иванников, 1995

ВОЗМОЖНЫЙ МЕХАНИЗМ МИГРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ НЕФТИ И ГАЗА В ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ И ЛОВУШКАХ

В.И. Иванников (АО "Бюро новых технологий")

Проблема механизма вторичной миграции нефти и газа в породах-коллекторах (проводниках) и аккумуляции их в ловушках одна из основных в нефтяной геологии. Окончательное разрешение этого вопроса не достигнуто, прежде всего, вследствие трудностей моделирования самого процесса в адекватных условиях и, главное, отсутствия новых идей, проливающих свет на механизм переноса дисперсных углеводородов в пористой среде.

В настоящее время общепринята точка зрения о том, что вторичная миграция, т.е. движение нефти и газа по пласту-проводнику и породам-коллекторам, а также последующее образование залежей контролируются тремя силовыми факторами. Это плавучесть нефти и газа в водонасыщенных пористых породах, капиллярное давление и гидродинамический напор флюидов. При этом дальность вторичной миграции оценивается от десятков до сотен километров и более, а скорость перемещения – в 25 мм/год.

Стратифицированное по плотности положение флюидов в продуктивных структурах (сверху газ, в середине нефть, внизу вода), безусловно, обязывает признать фактор гравитационной сегрегации углеводородов. Вместе с тем существование наклонных контактов между флюидами, а также смещение и иногда разделение нефти и газа в антиклинальных структурах указывают на явное влияние гидродинамики водного потока.

Противоборствующим силовым фактором, который оказывает сопротивление движению нефтяных капель и пузырьков газа в поровом пространстве пород-коллекторов, является капиллярное давление, действующее при протекании глобулы нефти через поровое сужение, смоченное водой (рис. 1). Условие равновесия между плавучестью и капиллярным давлением имеет вид

где g - напряжение на границе раздела нефть - вода;

rt и rp - радиусы породных сужений и пор;

z0 - высота нефтяной капли;

g - ускорение свободного падения; рw и p0 ~ плотность воды и нефти.

При совместном действии плавучести и гидродинамического напора равновесие принимает вид

где m - гидродинамический градиент.

В природных условиях соотношение этих сил, полученное расчетным путем (где еще можно произвольно варьировать величинами) и экспериментально, оказывается недостаточным для осуществления движения дисперсной фазы углеводородов, особенно нефти.

Результаты экспериментальных данных позволяют сделать два вывода. Первый – в лабораторных условиях капельки нефти и пузырьки газа не всплывают в насыщенных водой песчаниках с характерной для нефтяных и газовых залежей размерностью зерен. Второй – в лабораторных условиях капельки нефти и пузырьки газа нельзя заставить пройти через насыщенные водой песчаники с крупностью зерен и проницаемостью, типичными для природных резервуаров, под действием гидравлических потоков, имеющих скорости и градиенты давления, как в нефтяных месторождениях.

Исходя из изложенного возникает необходимость привлечения еще одной реальной силы, способной осуществлять перенос капельной нефти в пористых пластах с проницаемостью 0,1-0,5 мкм2, где эффективный диаметр зерен (для песчаных коллекторов) составляет в среднем 0,1-0,2 мм. В качестве этой силы рассмотрим новый вариант диффузионно-осмотического массопереноса. Анализ процесса начнем с описания утрированной плоской модели матрицы пласта-коллектора (рис. 2). Общий гидравлический поток в объеме пласта-коллектора (проводника) определяет поле сил, направляющих диффузию воднорастворенных компонентов и движение нефти и газа, т.е. является вектором движения в условиях латеральной миграции.

Глобулы нефти и пузырьки газа, занимая реальный физический объем в ячейках порового пространства коллекторов, вытесняют эквивалентный объем жидкости (воды), в котором присутствуют растворенные электролиты (соли). Последние находятся в ионной форме и распределяются в объеме ячейки неравномерно из-за наличия электрических и молекулярных сил на границе раздела фаз (между минеральным скелетом породы и поровым раствором), причем катионы концентрируются в поверхностном слое, образуя двойной электрический слой, состоящий из адсорбированных и диффузионно рассеянных катионов. Соответственно внутри ячейки (в центральной части) преобладает некоторый избыток отрицательно заряженных ионов (анионов), тогда как в целом имеет место общий баланс зарядов, обеспечивающий электронейтральность порового раствора в статических условиях.

При внедрении в ячейку 1 капли нефти (или пузырька газа) в соседнюю ячейку 2 вытесняется вода, содержащая преимущественно анионы (см. рис. 2). В результате в ячейке 2 возрастает общий заряд (концентрация) анионов. Вследствие этого возникает временное разделение зарядов электролита, которое приводит к движению пленочной воды и переносу ею капли нефти (или пузырька газа) из ячейки 1 в ячейку 2. Далее подобный процесс продолжается в направлении понижения градиента давления.

Естественно, что перемещение капли нефти (или пузырька газа) из одной ячейки в другую происходит спутно с выносом электролита, поскольку с его помощью реализуется перенос. Отсюда следует резкое снижение концентрации электролита в ячейке, где была капля нефти до процесса миграции. Поэтому вслед перемещению нефтяной капли идет диффузия растворенных компонентов.

Таким образом, на фронте миграции капельной нефти должна наблюдаться повышенная соленость, а в тылу – пониженная. Следует оценить значение данного явления как наиболее весомого аргумента, доказывающего достоверность диффузионно-осмотического механизма переноса углеводородов в пластовом резервуаре. Это позволяет объяснить происхождение высокоминерализованных вод, подстилающих нефтяные и газовые залежи. Примечательным, в частности, является тот факт, что до сих пор совершенно непонятна была причина аномальной концентрации хлора, количество которого в пластовых водах в 3-8 раз больше, чем в морской воде. Вообще, соленость коллекторных вод служит признаком наличия скопления нефти, хотя есть и исключения из этого правила. Многие известные геологи считают, что если соленость воды меньше 1000 мг/л, то нефть маловероятна, если концентрация составляет от 1000 до 2000 мг/л, то нефть вероятна, если свыше 2000 мг/л, то нефть весьма вероятна.

Осмос как силовой фактор, по меньшей мере, на порядок превосходит вместе взятые силы гидродинамического напора и гравитационного всплывания, которым отводится основная роль движущих сил в процессе миграции нефти и газа.

Описанный механизм самодвижения глобул нефти и пузырьков газа способен в течение длительного (геологического) времени обеспечивать их сбор с обширных площадей и концентрацию в локальных структурах, благоприятных для аккумуляции углеводородов. Затем в ловушках продолжается процесс сегрегации, т.е. разделения газа, нефти и воды, так как здесь превалирующую роль начинает играть эффект всплывания.

Другим аргументом достоверности диффузионно-осмотического переноса углеводородов может служить факт отсутствия следов миграции нефти, что многократно подчеркивалось в фундаментальных работах по этому вопросу. Кроме того, как в случае внутрирезервуарной миграции, так и внерезервуарной особенно не удается подметить закономерных изменений состава нефти. Все это свидетельствует о том, что глобулы нефти находятся в постоянном контакте с окружающей поровой водой и двигаются вместе с нею.

Ловушка антиклинального типа представляет собой аккумулятор (место сбора) нефти и газа, поскольку ее формирование связано с тектоническим поднятием и образованием трещинной емкости (рис. 3,а). Именно здесь в трещинах происходит слияние дисперсной нефти в более крупные тела, дальнейшее движение которых в пористой среде уже практически невозможно по стерическим причинам и из-за высоких значений капиллярного давления. Там же, где слияние капельной нефти не происходит в силу отсутствия открытых трещин в сводовой части структуры, скопление размывается, разносится водным потоком.

Аналогичным путем идет аккумуляция нефти и газа в ловушках, которые можно определить как тупиковые. Это структуры сброса (см. рис. 3,б) и прорыва (см. рис. 3,в,г). Они характеризуются отсутствием циркуляции артезианских вод в зоне залежи и трещиноватостью коллекторов на контактных участках продуктивного пласта или трещиноватостью самого тела прорыва.

Особый класс ловушек – структуры выклинивания, клиноформы, стратиграфически и литологически экранированные, а также изолированные и шнурковые структуры. Можно предполагать отсутствие в них трещинного (или кавернозного) резервуара, хотя исключить его по условиям генезиса залежи полностью нельзя. Здесь аккумуляция идет, как правило, по пути миграции нефти и газа из мелких пор в более крупные.

Рис.1. ПРОТЕКАНИЕ ГЛОБУЛЫ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ПОРОВОЕ СУЖЕНИЕ В ПОРОДАХ, СМОЧЕННЫХ ВОДОЙ (по схеме Б. Тиссо, Д. Вельте)

Рис.2. МОДЕЛЬ МАТРИЦЫ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА И СХЕМА ПЕРЕНОСА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФАЗЫ

1 - минеральный скелет породы; 2 - катионы; 3 - анионы; 4 - глобула нефти; 5 - пузырек газа; 6 - направление: а - диффузии растворенных в воде солей, б - переноса углеводородной фазы, в - общего процесса переноса углеводородной фазы

Рис.3. ТИПЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЛОВУШЕК

а - антиклинальная структура; б - структура сброса (взброса); в, г - структуры прорыва соляного штока (б) и рифового выступа (г)