К оглавлению журнала

УДК 553.98.33

МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СИСТЕМ

Чжан Иган, Чжао Лихуа (Центральная лаборатория нефтяной геологии МГиМР, КНР)

Миграция углеводородов

Процессы миграции нефти и газа определяются в основном такими факторами, как молекулярная диффузия, давление и температура. Разность (перепад) давлений вызывает миграцию нефти и газа в виде выжимаемого растворяющего водного потока или смешанофазовых пульсирующих флюидных перетоков. Разница температур обусловливает миграцию нефти и газа конвективным растворяющим водным течением. Однако во всех этих случаях массоперенос нефти и газа происходит в процессе молекулярной диффузии. Исследования последних лет китайских и зарубежных специалистов убедительно показали значимость воздействия поля температур на генерацию УВ. Однако аналогичная связь с полем флюидного давления остается до сегодняшнего дня крайне слабо изученной.

В нефтематеринской породе генерация нефти и газа зарождается при их низких концентрациях. У любого непредвзятого исследователя, работающего поданной проблеме, рано или поздно неизбежно возникнет вопрос: какой механизм (фактор) миграции приводит рассеянные (низкоконцентрированные) нефть и газ к обогащению? Ответ на этот вопрос представляется основополагающим для познания процесса аккумуляции нефти и газа и его движущих сил.

Результаты экспериментов и моделирования показали, что миграционная скорость природного газа в растворенном водном конвективном течении в несколько раз превышает аналогичную скорость диффундирующего газа. Изменения давления и температуры могут вызывать процессы деэмульсации и выделения из раствора нефти и газа; приводить последовательно к аккумуляции УВ вплоть до образования залежи (скопления) высокой продуктивности и рентабельности. Таким образом, можно вполне обоснованно допускать, что растворяющее водное конвективное течение представляется важной движущей силой процессов миграции нефти и особенно газа и аккумулирующего их обогащения.

Результаты модельных экспериментов обнаружили, что при резком сбросе давления рассеянная (низкоконцентрированная) нефть с отношением нефть/газ > 0,01, вовлеченная в смешанофазовый пульсирующий флюидный (нефтьгаз вода) переток, способна обогащаться в десятки раз. Так, в эксперименте при амплитуде сброса давления 15 МПа степень максимального обогащения доходила до 200 раз и более. По-видимому, и смешанофазовый пульсирующий флюидный переток, обусловленный резким перепадом (или перепадами) давления, можно отнести к одному из главных механизмов миграции и обогащения газа и особенно нефти.

Поле флюидного давления и миграция УВ

Поле флюидного давления в пористой среде породы можно подразделить на три области:

нормального давления;

недоуплотненной зоны области аномального давления;

ореола флюидов областей релаксации.

В биогенной газовой залежи неглубокого залегания (глубина первые сотни метров) глинистая порода-покрышка достаточно рыхлая, с высокой пористостью, ее запечатывающая способность определяется не капиллярным давлением пор, а в основном флюидным давлением вследствие дренажа воды в условиях уплотнения от перегрузки (при гидравлическом запечатывании).

В некоторых бассейнах известны недоуплотненные зоны в областях аномального давления на глубине ~ 0,7-3,0 км, образовавшиеся из-за частичного затруднения дренирования воды в процессе уплотнения. Подобная недоуплотненная зона области аномального давления в глинистой толще идентифицирует наличие границы раздела,от которой по восстанию и падению дренируется вода в песчаники ее обрамления и далее по ним в периферийные породы. Непосредственно в области избыточного давления присутствует граница раздела, характеризующаяся максимальной величиной избыточного давления, отражая развитие зоны гидравлического запечатывания под своим основанием,где могут аккумулироваться нефть и газ. Такая региональная зона запечатывания контролирует и пространственно отображает особенности распределения нефти и газа. Как пример рассмотрим месторождение Ляохэ в одноименной впадине Ляодунского залива. Здесь недоуплотненная зона области аномального давления находится в зоне генерации УВ. Возможно также, что эта область до своего попадания в условия аномального давления уже вмещала ранее поступившие с глубинных горизонтов нефть и газ. Но в обоих случаях развитие границы раздела аномального давления заставляет нефть и газ мигрировать от нее в любых направлениях в области пониженного давления. В качестве другого примера можно рассмотреть северную часть Ляоджунской депрессии (Ляодунский залив). Здесь накопление нефти и газа происходит в области нормального давления, расположенной между верхней поверхностью одной области аномального давления и нижней поверхностью другой такой же области [З].

Внутриореольное растворяющее водное конвекционное течение обеспечивает аккумуляцию нефти и газа и формирование их залежей на участках, характеризующихся относительно пониженными коэффициентами локального внутриореольного давления. Все это свойственно залежам газа верхнего триаса на западе Сычуаньского НГБ. В результате роста давления и генерации УВ во флюидном ореоле, а может быть, вследствие воздействия тектонических напряжений интегрально растет внутриореольное флюидное давление и, как только оно переходит критический порог, происходит частичное или полное разрушение ореола, сопровождающееся резким сбросом давления или неоднократными последовательно затухающими сбросами давления. Это порождает смешанофазовые пульсирующие флюидные (нефть газ вода) перетоки, формирующие залежи УВ за первичным контуром флюидного ореола. Так были образованы юрские вторичные залежи газа на западе Сычуаньского НГБ.

Основы и принципы построения классификации нефтяных систем

В настоящее время понятие о "нефтяной системе" прочно вошло в обиход среди геологов-нефтяников. Это понятие впервые предложил Дау в 1972 г. для обозначения системы, состоящей из нефтематери некой породы и коллектора. Ассоциацию в виде нефтепроизводящей породы коллекторов покрышки, определяющую условия формирования и распределения залежей нефти и газа, выдвинул А.Перродон(1980). С точки зрения Л.Магуна (1991) нефтяная системапоследовательность от нефтематеринской породы до ловушки включительно. К 1992 г. А.Перродон[5] пересмотрел свои представления, посчитав, что седиментационный и тектонический факторы должны играть главенствующую роль, и потому свою новую классификацию нефтяных систем построил на основе понятия "тектоническая обстановка", связывая генерацию и формирование нефтяной системы с особенностями развития обстановок континентального рифта, различных орогенов, платформ и др. В 1996 г. появилась классификация нефтяных систем бинарного типа [1], увязывающая нефтегазовые фазы и тектонические стили. Она позволила охарактеризовать возможность проявления и эволюцию как нефтеносных, так и газоносных систем в зависимости от стилей деформаций в структурах рифта, депрессиях, зонах сжатия или раздвига и др.*

Однако авторам представляется, что акцентирование на взаимозависимости классификаций нефтяных систем и геотектонической (геодинамической) искажает глубокий смысл самого понятия "нефтяная система" и, следовательно, не способствует развитию собственно содержания этого понятия.

Дж.Демейсон и Б.Хьюизинга [4] представили понятие "нефтяная система" как некую совокупность подсистемы генерации УВ и подсистемы их миграции и захвата (улавливания), предполагая ее самодостаточность для построения классификации нефтяных систем. Но думается, что для современной классификации мало разделить миграцию на составляющие: вертикальную и боковую (латеральную), а захват на слабый или сильный. В классификацию прежде всего необходимо заложить новейшие физические представления о механизмах и граничных условиях проявления собственно миграции и аккумуляции УВ для дальнейшего углубления и развития понятия "нефтяная система".

Авторы статьи считают, что цель изучения и непосредственно классификации нефтяных систем состоит в том, чтобы максимально правдоподобно истолковать условия и особенности локализации залежей нефти и газа в бассейне и на этой основе предложить эффективный способ проведения геолого-разведочных и буровых работ на выбранном объекте. И потому классификация должна наиболее полным образом отображать следующие три взаимосвязи между: 1) нефтематеринским и продуктивным пластами; 2) миграцией и местом локализации УВ; 3) коллекторскими и запечатывающими особенностями и аккумуляцией УВ. Закономерности, положенные в основу классификации нефтяных систем, должны естественным образом контролировать аккумуляцию УВ вплоть до формирования залежей УВ и условия миграции и запечатывания.

Схема классификации нефтяных систем

Предлагаемая схема классификации строится на основе двух характеристических составляющих нефтяных систем. Первая составляющая классификации отражает геологические особенности пространственного перехода от нефтематеринской породы последовательно до коллектора-аккумулятора. Вторая составляющая идентифицирует физические условия миграции УВ вплоть до места их накопления. Рассмотрим каждую составляющую классификации.

Первая составляющая отражает три вида геологически возможных пространственных переходов:

1. Интрапереход определяется следующими условиями для нефтематеринской породы и коллектора: пространственной близостью (общий разрез, соседние толщи и др.), благоприятными вещественными матрицами, фациальной контрастностью, возрастным сходством и др. Миграция УВ минимальна и пространственно ограничена.

2. Экстрапереход миграция нефти и газа происходит из одного разреза в другой, смежный с ним, где и формируется залежь. Такие разрезы (толщи) могут быть недостаточно контрастны по большей части совокупности геологических признаков.

3. Ультрапереход последовательная миграция нефти и газа через серию разрезов (или толщ), отличающихся возрастом, фациальной принадлежностью и др. Иногда миграция УВ при ультрапереходе совершается из некоторой совокупности генерирующих разрезов (толщ) через серию промежуточных до общей аккумулирующей толщи (разреза), где и происходит формирование залежи. Например, залежи газа в отложениях карбона на востоке Сычуаньского НГБ образовались в ходе накопления газовых мигрантов из нефтегазоматеринских толщ силура и янсиньской свиты перми. Таким образом, здесь индентифицируется нефтяная система ультраперехода.

Вторая составляющая. В ее основе лежат новейшие представления о физической природе миграционного массопереноса УВ от объекта генерации до залежи. Относительное разнообразие процессов миграции и граничных условий ее протекания предопределяет необходимость раскластеризации этой составляющей на 4 класса и 12 типов.

А. Внутриореольные нефтяные системы

А-1. Внутриореольная нефтяная система области аномального давления

Нефтяная система, относимая к этому типу, полностью локализуется всей своей триадой (нефтепроизводящая толща, коллектор, покрышка) в объеме развития флюидного ореола, где миграция УВ осуществляется в виде растворяющего водного конвекционного течения в аккумулирующие коллекторы, обладающие пониженным коэффициентом флюидного давления. Уже упоминавшиеся газовые залежи верхнего триаса запада Сычуаньского НГБ следует классифицировать как верхнетриасовую нефтяную систему интраперехода внутриореольного типа области аномального давления.

А-2. Нефтяная система внутриореольного верха области разрежения

Нефтяная система, как и в типе А-1, размещается внутри флюидного ореола, однако барический режим прямо противоположен, т.е. система находится в условиях разреженного давления. В этом случае газовая фаза выделяется из пластовой воды и аккумулируется в верхах флюидного ореола. Таким образом происходило накопление газа в пластах-коллекторах позднеюрско-раннемелового возраста рифта Ши-Уна юге НГБ Сунляо.

А-3. Нефтяная система несогласия внутриореольного верха

Формирование кровли и подошвы флюидного ореола во многом обязано диагенетическому преобразованию минералов карбонатной группы перемещению в растворенных формах и последующему осаждению в пористой среде породы. Циркулирующая водная система растворяет карбонаты в наибольшей степени из самых верхних уровней своего воздействия на породы, достигая при этом максимального обогащения, чтобы затем при нисходящей транспортировке высадить их в виде минеральных новообразований на своих нижних уровнях. В конечном счете на верхних этажах циркулирующей водной системы возникают хорошо проработанные высокопористые проницаемые породы, а на нижних относительно плотные с характерной цементацией пор. Если же перемещение всей циркулирующей системы ограничено по вертикали, то появление несогласия границы качественно различающихся породнеизбежно. Несогласие отображает главный канал циркулирующей водной конвекции. Породы ореола над несогласием обладают высокой пористостью и несут признаки миграции нефти и газа растворяющим водным конвекционным течением. В большинстве карбонатных толщ проявляются системы такого интраперехода. Например, ордовикские нефть и газ Таримского НГБ аккумулировали и формировали залежи УВ над несогласиями в верхах ордовикской системы.

Б. Внеореольные нефтяные системы

Б-1. Нефтяная система над или под флюидным ореолом

Рост внутриореольного давления вызывает на периферии ореола импульсное разрушение, приводящее к появлению смешанофазовых пульсирующих перетоков воды, нефти и газа за пределы ореолавыше или ниже его поверхности, где в обрамляющих его породах и происходит накопление и образование залежей УВ. Например, ордовикские нефть и газ Таримского НГБ были перемещены выше в отложения карбона, триаса, юры, мела и палеогена и аккумулировали там залежи. Этот пример отражает проявление нефтяной системы надореольного ультраперехода.

Б-2. Нефтяная система внутриореольных структур (погребенного выступа и фундамента)

Эта система аналогична типу Б-1 с той лишь разницей, что в этом типе нефтяной системы миграция нефти и газа за контуры ореола имела латеральный или нисходящий вектор в породы погребенного выступа или фундамента, а сам флюидный ореол выполнял при этом роль запечатывающей покрышки. Тип Б-2 идентифицирован на месторождении Женьцю (Бохайский залив).

Б-3. Нефтяная система наложенных флюидных ореолов

В осадочных толщах некоторых бассейнов и депрессий отмечается проявление не одного флюидного ореола, а двух и даже более. В этом случае ореолы нередко размещаются друг над другом. Так, в западной депрессии Сычуаньского НГБ присутствуют как минимум три вертикально локализованных наложенных флюидных ореола. Миграция нефти и газа пульсирующими перетоками может осуществляться из подстилающего ореола в надстилающий и даже наоборот. Сброс давления в одном из ореолов может спровоцировать аналогичную реакцию в смежных ореолах и тогда миграция может быть последовательно ступенчатой, в сторону ореола с наиболее предпочтительным уровнем давления и фазовой составляющей флюида. В западной депрессии Сычуаньского НГБ нефть и газ из генерирующих пластов позднего триаса мигрировали по восстанию и в юрских отложениях таким образом формировались вторичные залежи газа, а на востоке НГБ те же мигранты, продуцированные карбонатными породами ясиньской свиты пермского возраста, формировали в подстилающих отложениях карбона залежи газа.

В. Нефтяные системы недоуплотненных зон области аномального давления

В-1. Нефтяная система подошвы недоуплотненной зоны области аномального давления

Как упоминалось, главная граница раздела в недоуплотненной зоне области аномального давления представляется экранирующим (запечатывающим) образованием регионального масштаба. Нефть и газ восходящего миграционного потока аккумулируются и формируют залежи непосредственно под таким образованием. В этом случае залежи оказываются пространственно локализованы в подошве области аномального давления, где также фрагментарно развиваются области нормального давления, вклиниваясь снизу вверх в подошвенный контур области аномального давления. Подобная схема размещения барообластей и залежей индентифицирована в разрезе западной депрессии на месторождении Ляохэ (Ляодунский залив). Возможен и такой вариант, когда сама недоуплотненная зона области аномального давления находится в фазе генерации УВ и тогда нефть и газ могут мигрировать с главной границы раздела по нисходящей, нередко при этом смещаясь по латерали, формируя залежи в подошве области аномального давления. По-видимому, таким образом была образована фуюйяндачинцзиньская нефтяная залежь площади Санчжао в НГБ Сунляо [2]. Недоуплотненные зоны области аномального давления в некоторых бассейнах выявлены на глубине 3 км; еще ниже обнаруживаются ореолы флюидного давления. Здесь проявляется надореольная нефтяная система подошвы недоуплотненной зоны области аномального давления.

В-2. Нефтяная система кровли недоуплотненной зоны области аномального давления

Эта система до некоторой степени аналогична типу В-1, но только миграция в отличие от таковой В-1 происходит с главной границы раздела по восходящей траектории к верхней границе (кровле) области аномального давления, где и локализуются УВ в объемах и количествах, пригодных для их добычи. Над областью аномального давления обнаруживается развитая область нормального давления. Эта нефтяная система характеризует месторождение северной части Ляочжунской впадины (Ляодунский залив) [З].

В-3. Нефтяная система между недоуплотненными зонами области аномального давления

В некоторых бассейнах в области аномального давления возникают две недоуплотненные зоныверхняя и нижняя, причем иногда обе зоны могут практически соприкасаться друг с другом, в противном случае между ними размещается область нормального давления. Накопление мигрирующих УВ и образование залежей происходят на границе раздела недоуплотненных зон или в области нормального давления. Глинистые отложения, попавшие в верхнюю недоуплотненную зону, характеризуются развитием сланцеватости, а в песчаниках под влиянием нижней недоуплотненной зоны проявляется эффект цементации (закупоривания) порового пространства.

Г. Нефтяные системы области нормального давления

Г-1. Нефтяная система, запечатанная непроницаемым слоем

Захват мигрирующих нефти и газа может обеспечиваться критическим уровнем капиллярного давления породы, слагающей непроницаемый слой (пласт). Нефтяная система такого типа обычно представлена залежами нефти и газа под эвапоритовыми отложениями.

Г-2. Нефтяная система, запечатанная недоуплотненной глинистой породой

Запечатывание захваченных нефти и газа обусловливается поровым флюидным давлением недоуплотненной глинистой породы (при возможности гидравлического запечатывания). Как правило,такие нефтяные системы характерны для нефтегазовых залежей небольших глубин.

Г-3. Нефтяная система газа угольного пласта

Эта необычная нефтяная система, состоящая из триады: газопроводящая порода коллекторпокрышка, в которой газогенераторная порода и коллектор представлены угольным пластом. В этой нефтяной системе обычно миграции газа не бывает. **

Предложенная классификация нефтяных систем во многом отвечает уровню предварительной, так как исследования поля флюидного давления пока находятся на начальном этапе. Кроме того, в рамках этой классификации необходимо идентифицировать бассейны, месторождения и даже залежи различных нефтегазоносных бассейнов мира. Это позволило бы оценить степень применимости и универсальности классификации, выявить ее сильные и слабые стороны и, возможно, обнаружить новые неизвестные закономерности для нефтяных систем.

*Авторы статьи не знакомы с работами этого направления в 6. СССР и России.Прим. ред.

** Представления авторов базируются на выделении особых нефтематеринских свит и миграции углеводородов в растворенном в воде состоянии. Такие взгляды не разделяются многими учеными.Прим. ред.

 

Литература

1. Доу Лижун, Ли Чуань, Фан Сян. Диагенетические типы и особенности распределения континентальных нефтегазоносных систем Китая // Нефтяные разведка и разработка. — 1996. - Т. 23, № 1. - С. 1-6.

2. Там Баосян, Хоу Дэянь, Лин Цзине. Обсуждение происхождения УВ и модели их миграции фуюйянда-чинцзийского продуктивного пласта в районе Санчжао // Дацинские нефтяные геология и разработка. — 1995. — Т. 14, № 1. - С. 5-8.

3. Цзэн Цзиньчан. Недоуплотненная особенность и ее соотношение с нефтью и газом в северной части Ляочжунской депрессии Ляодунского залива // Китайские морские нефть и газ (геология). - 1995. - Т. 9, № 6. -С. 361-366.

4. Demaison G., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems // AAPG Bull. - 1991. - Vol. 75, № 10. -P. 1626-1643.

5. Perrodon A. Petroleum system: models and application // J.Petrol. Geol. - 1992. - Vol. 15, № 3. - P. 318-326.

Чжан Иган, Чжао Лихуа, 1998

 

 

ABSTRACT

Water-soluble convection flow and mixed-phase wave flow are an important mechanism of hydrocarbons migration and their enrichment. Fluid flow and unconsolidated zone of ult-rapressure contribute to migration of hydrocarbons and their enrichment. Classification of Oil Systems should pay attention to migration and sealing conditions. The article presents a classification division into four classes and twelve types.

 

 

Сайт создан в системе uCoz