Приток нефти и газа

Как мы уже видели (стр. 466-471: Органическое происхождение нефти и газа. А.Ф.), нефтяные углеводороды, а также нефть и газ практически содержатся почти во всех глинистых и карбонатных породах, лишенных коллекторских свойств. Ни один из видов пород не может быть исключен из разряда материнских, кроме эвапоритов и красноцветных отложений. Следовательно, любая антиклиналь или другая тектоническая структура должны самым тщательным образом изучаться, если окажется? что они почему-либо не содержат залежей нефти или газа в структурных ловушках, чтобы выявить на данном участке другие типы ловушек. Однако известны случаи, когда некоторые антиклинальные складки оказывались пустыми по всем абсолютно горизонтам, несмотря на наличие целого ряда разнообразных ловушек. Естественно возникает вопрос: почему?

Мы должны четко различать исходный материал (source material) и приток (supply) нефти и газа. Хотя исходный материал практически повсеместен, поступление нефти или газа в какую-либо отдельную ловушку может оказаться весьма незначительным. Можно предложить несколько возможных объяснений этого факта: 1) материнские породы могут содержать значительное количество олеофильных минералов, удерживающих нефть и газ и препятствующих извлечению их циркулирующими водами из пород; 2) олеофильные минералы содержатся в самих коллекторах, частицы нефти прилипают к этим минералам, и только газ может мигрировать дальше. На этом предположении основано одно из объяснений того, почему во мно­гих газоносных пластах нередко обнаруживаются лишь очень небольшие количества жидких углеводородов; 3) тектонические нарушения, фациальные изменения и другие особенности коллектора могли привести к тому, что мигрирующие нефть и газ проходили мимо данной ловушки; 4) ловушка могла образоваться слишком поздно, когда циркуляция вод уже значительно замедлилась или когда основной этап миграции углеводородов, растворенных в этих водах, закончился.

Заключение

Можно говорить о следующих основных факторах, определяющих воз­можность миграции нефти п газа и аккумуляции их в залежи.

1. В процессе диагенеза, а также при последующем катагенетпческом уплотнении осадков происходит выжимание воды из глинисто-карбонатных отложений в коллекторы; вместе с ней выжимаются и углеводороды в количестве порядка нескольких частей на миллион.

2. Расстояние, на которое мигрируют нефть и газ от области нефтегазообразования до ловушек, зависит от а) удаленности ловушки или экрана от области нефтегазообразования и б) наличия в коллекторах или на контакте коллекторов и покрышек олеофильных минералов. Последние задерживают нефть, позволяя газу мигрировать дальше.

3. Некоторые ловушки образуются рано благодаря различным стратиграфическим и литологическим изменениям, например изменениям фациального облика отложений, образования рифов, песчаных баров и русел песчаных и карбонатных линз и т.п., уже существовавшим во время диагенеза вмещающих отложений и обусловившим образование пористого пространства внутри этих отложений.

4. Частицы нефти и газа, мигрирующие вместе с водой, соединяются в более крупные скопления. Этот процесс происходит до тех пор, пока не образуется непрерывная фаза и не начнут действовать силы всплывания. Вначале эти силы приводят к тому что нефть и газ перемещаются к кровле коллектора, а затем способствуют всплыванию крупных масс нефти и газа по восстанию пласта в направлении понижения гидравлического потенциала.

5. Любой барьер на пути движения нефти и газа ‑ структурный, литологический [в том числе и стратиграфический], гидродинамический или их сочетание - должен привести к аккумуляции нефти и газа в залежь.

6. Гидродинамический градиент может способствовать как увеличению, так и уменьшению размеров залежи, в зависимости от воздействия этого градиента на капиллярное давление, т.е. от того, куда направлен водный поток ‑ по направлению всплывания углеводородов или против него.

7. Под воздействием гидродинамического градиента давления залежь нефти в структурной ловушке смещается на ее периклиналь в направлении движения воды. Величина этого смещения изменяется от едва заметной до полного удаления нефти и газа из ловушки в зависимости от направления движения воды, величины градиента гидравлического потенциала и относительной плотности нефти и воды.

Цитированная литература

1. Galloway J., The Kettleman Hills Oil Fields, Bull. 118, Calif. Div. Mines, pp. 491-493, 1943.

2. Goebel L.A., Cairo Field, Union County, Arkansas, Bull. Am. Assoc. Petrol.

3. Geol., 34, pp. 1954-1980, 1950.

4. MсСоу A.W., On the Migration of Petroleum Through Sedimentary Rocks, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 2, pp. 168-171, 1918.

5. Clark F.R., Origin and Migration of Oil, in Problems of Petroleum Geology, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., pp. 309-335, 1934.

6. McCoy A.W., Keyte W.R., Present Interpretations of the Structural Theory for Oil and Gas Migration and Accumulation, ibid., pp. 253-307.

7. Riсh J.L., Function of Carrier Beds in Long-Distance Migration of Oil. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 15, pp. 911-924, 1931.

8. Levоrsen A.I., Studies in Paleogeology, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 17, pp. 1107-1132, 1933.

9. Munn M.J., The Anticlinal and Hydraulic Theories of Oil and Gas Accumulation, Econ. Geol., 4, № 6, pp. 509-529, 1909.

10. Riсh J.L., Moving Underground Water as a Primary Cause of the Migration and Accumulation of Oil and Gas, Econ. Geol., 16, № 6, pp. 347-371, 1921.

11. Mrazeс L., L'Industrie du petrole en Romaine, Les Gisements de petrole, Impri-meries Independantes, Bucharest, 82, p., 1910.

12. Da1у M.R., The Diastrophic Theory, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 56, pp. 733-753, 1917.

13. King F.H., Principles and Conditions of the Movements of Ground Water, 19th

14. Ann. Rept. U.S. Geol. Surv., Part II, pp. 59-294, 1899. 11. Monnett V. E., Possible Origin of Some of the Structures of the Mid-Continent Oil Field, Econ. Geol., 17, № 3, p. 200, 1922.

15. Lewis J.V., Fissility of Shale and Its Relations to Petroleum, Bull. Geol. Soc. Am., 35, pp. 557-590, 1924.

16. Cheney M.G., Geology of North-Central Texas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 24, pp. 65-118, 1940.

17. Dоdsоn С.R., Standing M. В., Pressure-Volume-Temperature and Solu­
bility Relations for Natural Gas-Water Mixtures, in Drilling and Production Practice,
Am. Petrol. Inst., pp. 173-178, 1944.

18. McKetta J.J., Jr., Katz D.L., Phase Relations of Hydrocarbon-Water Systems, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 170, pp. 34-41, 1947. Buckley S. E., Hocott С R., Taggart M. S., Jr., Distribution of Dissolved Hydrocarbons in Subsurface Waters, in Habitat of Oil, Lewis G. Weeks (ed.), Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., pp. 850-882, 1958.

19. Prod, of Crude Oil by Solution in High-Pressure Water, World Oil, pp. 136-140, 1948.

20. McCoy A.W., Notes on Principles of Oil Accumulation, Journ. Geol., 27, pp. 252- 262, 1919.

21. McCoy A.W., A Brief Outline of Some Oil Accumulation Problems, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 10, pp. 1015-1035, 1926. McCoy A.W., Keyte W.R., op. cit. p. 258.

22. Вeeсheг С.E., Parkhurst L.P., Effect of Dissolved Gas upon the Viscosity and Surface Tension of Crude Oils, Petrol. Dev. and Technol., Am. Inst. Min. Met. Engrs., pp. 51-69, 1926. Rich J.L., op. cit. (note 4), p. 914.

23. Weiriсh Т.Е., Shelf Principle of Oil Origin, Migration, and Accumulation, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 37, pp. 2027-2045, 1953.