CC BY
295
УДК 553.98:550.4
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПОИСКОВОЙ ГЕОХИМИИ И ОБОБЩАЮЩАЯ СХЕМА МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
Ю.В. Коржов, В.И. Исаев*, А.А. Жильцова
Югорский государственный университет, г. Ханты-Мансийск *Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Приведен обзор традиционных и современных представлений о механизмах восходящей миграции углеводородов отзалежей нефти и газа. Рассмотрены классические и новейшие методы нефтепоисковой геохимии. Сделан вывод о методологических основах понимания процессов миграции углеводородных флюидов, обустойчивых приповерхностных геохимических индикаторах залежей. Предложена концептуальная схема восходящей миграции «абиогенных»углеводородов иуглеводородов из керо-гена осадочных пород. Схема предполагает функционирование в земной коре механизма постоянной флюидной и/или энергетической «подпитки» газовых и нефтяных месторождений, формирование фоновых геохимических полей рассеивания и аномальных значений геохимических параметров надпродуктивных отложений.
Ключевые слова:
Миграция углеводородов, методы нефтепоисковой геохимии, геохимические индикаторы залежей, концептуальная схема
восходящей миграции углеводородов.
Key words:
Migration of hydrocarbons, methods of petrosearch geochemistry, cending migration of hydrocarbons.
Введение
Развивающаяся приборная и методическая аналитическая база, а также выявление новых геохимических индикаторов нефтегазоносности [1-4] позволили геохимии утвердиться в последние годы в ряду геофизических, аэрокосмических и других «легких» методов в качестве недорогого, эффективного и перспективного способа повышения достоверности прогноза на нефть и газ. Но по-прежнему актуальным остается решение целого ряда проблем нефтепоисковой геохимии:
• достоверность связи аномальных концентраций веществ в приповерхностных горизонтах разреза с глубинным влиянием нефтяных залежей;
• возможность и механизм перемещения тяжелых нефтяных углеводородов (УВ) в земной коре и, в частности, их вертикального перемещения к земной поверхности с образованием приповерхностных фоновых и аномальных концентрационных полей;
• установление причин существенного различия состава УВ в глубинных и приповерхностных горизонтах разреза.
В настоящем обзоре приведены классические и новейшие представления о принципах миграции, механизме, роли физических и химических факторов, обеспечивающих условия миграции углеводородных флюидов (УВ-флюидов).
Особый интерес представляет выяснение вопросов о возможности и механизме вертикальной миграции в приповерхностные горизонты тяжелых нефтяных УВ состава С8-С40, и, в частности, ароматических. Их присутствие повсеместно обнаруживается в подпочвенных грунтах верхних этажей геохимического опробования, а в некоторых случаях их используют при геохимическом опробовании в качестве «прямых» указателей нефтяных залежей.
geochemical indicators of deposits, the conceptual schema of as-
Классические представления об образовании, миграции, аккумуляции и рассеивании УВ-флюидов и традиционные методы геохимических поисков
В России основоположником геохимических методов поиска и разведки месторождений нефти и газа является советский физик В.А. Соколов. Изобретение им прибора обнаружения микроколичеств радона и тория привело к развитию широкой программы наземной геохимической разведки нефти и газа в СССР. В.А. Соколов впервые (1929 г.) предложил провести газовую съемку для определения в подпочвенных отложениях микроконцентраций углеводородных газов и жидких УВ, мигрирующих из находящихся в более глубоких горизонтах залежей нефти и газа. В это же время изобретатель Г Лаубмейер зарегистрировал в Германии и США патент «Метод и прибор для обнаружения в недрах продуктивных отложений», в котором УВ почвенного газа рассматривались в качестве показателя залежи нефти и газа. Именно газовая съемка явилась тем геохимическим методом, который получил наиболее широкое развитие и известность.
Период с конца 40-х до начала 80-х гг. прошлого столетия характеризуется как этап становления основ современных концепций нафтидогенеза. Углубляются геохимические, геодинамические и флюидодинамические основания органических и неорганических гипотез происхождения, концентрирования и рассеивания жидких и газообразных УВ. Существенным достижением теории нафтидогене-за является обоснование процессов миграции углеводородов (И.О. Брод, 1930; С.Г. Неручев, 1940; В.А. Соколов, 1940), в результате которой возникают и рассеиваются скопления и залежи УВ.
Различают первичную и вторичную миграцию. Первичная миграция (эмиграция) представляет собой перемещение УВ-флюидов внутри нефтемате-
ринской толщи и выход из нее в пласты-коллекторы. Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа в пласте-коллекторе или группе гидравлически связанных пластов (внутрирезер-вурная миграция) или перемещение из одного пласта в другой (межрезервуарная миграция).
Наиболее сложные вопросы связаны с первичной миграцией углеводородов из материнских пород. Генерация, десорбция и эмиграция подвижных компонентов битумоида (микронефти) из материнских пород вызываются повышением температуры или действием растворителей: пластовых вод, углеводородных и неуглеводородных газов и легких УВ. Перемещение микронефти происходит при воздействии как внешних факторов (градиенты давления, температуры, петрофизических свойств пород), так и внутренних (дисперсность среды, градиенты концентраций веществ, сил поверхностного натяжения и др.).
Существует ряд свойств, процессов и факторов, создающих условия, влияющие на первично-миграционные процессы. В зависимости от действия этих факторов и процессов, различают механизмы первичной миграции УВ [5-8]:
• с водой в виде истинных растворов либо по принципу коллоидно-эмульсионного механизма. Эти механизмы теоретически и экспериментально обоснованы и возможны в определенных пластовых условиях;
• в виде газовой фазы. Газовые растворы, вследствие их низкой вязкости, высокой растворяющей способности по отношению к жидким УВ и большой подвижности в тончайших порах могут обеспечивать первичную миграцию из материнских пород. УВ, растворенные в газе, являются преобладающей формой перемещения в породах с очень мелкими порами. Эмиграция нефтяных УВ в виде газовых растворов доказана экспериментально;
• в собственно жидкой фазе. Сюда относится активная миграция в виде глобул, капель, струй, пленок на пузырьках газа и частицах породы. Нефть плохо смачивает большинство минералов, и только поверхности частиц с битуминозным покрытием образуют пути, благоприятные для ее движения. Поэтому движение потоков УВ может облегчаться наличием прожилок и трещин, заполненных керогеном.
Вторичная миграция обусловлена в основном
гравитационным и гидравлическим факторами. Гравитационный механизм вторичной миграции заключается в следующем. Попадая в коллектор, заполненный водой, капли нефти и пузырьки газа всплывают в ней к кровле пласта. Если пласт имеет наклонное положение, то всплывание происходит вверх по его восстанию. Движению флюидов в пласте препятствуют силы межфазового трения, молекулярное притяжение стенок пор в породе [9, 10].
Гидравлический фактор проявляется в виде гидродинамического напора в пласте. Этот напор
способствует преодолению капиллярных сил в сужениях поровых каналов. В водных системах на глубинах могут возникать зоны напоров, связанные с уровнями, на которых происходит дегидратация глинистых минералов и выделяются дополнительные объемы воды, или с очагами генерации УВ, которые также пополняют общий объем флюидов. В соответствие с дефлюидизацией происходит перераспределение давлений и начинается движение. Наряду с гидродинамическими перетоками, возникающее различие в минерализации вод вызывает гидрогеохимический переток, неоднородность поля температур - геотермический переток, процессы перестройки тектонических структур и динамического напряжения - геодинамиче-ский переток. Все эти процессы действуют на существующую структуру породы. В результате изменяется микротрещиноватость. Флюиды, насыщающие породы, получают мощный импульс движения, происходит активная миграция. В связи с периодичностью проявления вышеуказанных процессов, миграция в породах осадочных бассейнов носит пульсационный характер и протекает неравномерно в геологической истории [7, 9, 11].
По направлению движения различают вертикальную и латеральную миграцию. Латеральная миграция ограничивается ближайшими структурами, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти дальше, если ловушка не способна удержать всю нефть или газ.
По мнению Б.А. Соколова [12], именно восходящие флюидодинамические потоки является одной из важных форм миграции. Углеводородные растворы, поднимаясь по трещинам и порам вверх по разрезу, пересекают горизонты коллекторов, в которых температура и давление ниже соответствующих показателей очагов генерации. Происходит фазовая перестройка и выделение газообразных и жидких углеводородов в свободные фазы. На капиллярных экранах или барьерах происходит аккумуляция УВ в этих горизонтах.
В целом, традиционные представления об образовании и миграции нефтегазовых УВ сводятся преимущественно к хорошо разработанной органической концепции нафтидогенеза. Были предложены и детально исследованы условия и механизмы катагенетического образования УВ, движущие силы и механизмы их перемещения в пористых средах земных недр. Результатом явилось широкое признание осадочно-миграционной теории образования, миграции и аккумуляции углеводородов [13, 14]. Опираясь на эту теорию, были открыты десятки тысяч залежей углеводородного сырья.
За рубежом, в первые послевоенные десятилетия, геохимические методы применялись преимущественно для разбраковки выявленных сейсморазведкой локальных объектов перед постановкой на них глубокого бурения, что позволяло повысить эффективность работ в 2...3 раза. В США с 1942 по 1957 гг. из 98-и значительных месторождений неф-
ти и газа 25 были обнаружены с применением геохимических методов поисков. При применении геохимических методов в комплексе с сейсморазведкой были открыты также многие месторождения, связанные с ловушками неантиклинального типа. В последние десятилетия XX столетия, в связи с ростом стоимости сейсморазведочных работ, на многих территориях геохимические исследования начали проводить перед постановкой сейсморазведки. Статистическая оценка эффективности применения геохимических методов при поисках месторождений нефти и газа за рубежом показывает, что бурение в пределах выявленных геохимических аномалий в 79 % случаев дает приток нефти, а бурение в местах отсутствия аномалии углеводородов оказывается пустым в 87 % случаев [15].
В России геохимические методы прогноза неф-тегазоносности интенсивно применяются в 60-70-х гг. прошлого столетия. Именно в этот период были разработаны методы диагностики неф-те- и газопроизводящих отложений, методы оценки интенсивности нефте- и газообразования в них, методы установления генетических связей между битумоидами рассеянного органического вещества материнских толщ и дочерними нефтями. В эти годы вышло несколько крупных работ, посвященных геохимическим методам прогноза нефтегазоносно-сти. Среди них нельзя не отметить монографию А.Э. Конторовича [16].
Наряду с широким практическим применением геохимических методов, возникают дискуссии об их реальном значении. Истоки этих дискуссий - проблема «первичности» в концепциях органического и неорганического происхождения нефти и газа. Решающее доказательство органического происхождения нефти принесли данные, установившие тождество нефтяных и биогенных УВ на молекулярном уровне. Молекулы таких органических соединений получили название - биомаркеры, т. е. метки, указывающие на биогенное происхождение нефти [17, 18].
Несмотря на это, ряд исследователей, как в России, так и за рубежом продолжают отстаивать неорганическое происхождение нефти. Дискуссии затрагивают и вопросы миграции. Так сторонники неорганического синтеза считают, что рассеянная нефть, если бы таковая могла образоваться, не в состоянии мигрировать из-за отсутствия в природных условиях механизма, способствующего слиянию разрозненных капель нефти в непрерывную фазу. Продолжаются дискуссии и в вопросе формирования залежей нефти и газа. Одни исследователи считают, что образование залежей нефти и газа происходит в результате генерации жидких и газообразных УВ в осадочных толщах и последующей их миграцией в ловушки, в которых происходит их аккумуляция. Другие - связывают образование залежей с фазовыми переходами перемещающихся в горных породах и водных средах диффузно-рассеянных жидких и газообразных УВ. Процесс перехода УВ из диффузионно-рассеянно-
го состояния в жидкое или газообразное принимается за процесс рождения нефтяной или газовой залежи [19].
Современные представления о возможности
и механизме восходящей миграции УВ-флюидов
и новейшие геохимические методы поисков
В процессе развития новых технологий поиска и разведки нефтегазовых месторождений, эволюционировали и геохимические методы поисков, чему посвящены многие исследования Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, г. Новосибирск. Начиная с 1986 г., сотрудниками института проводится геохимическая газовая съемка с целью разработки и совершенствования методики определения перспектив нефтегазоносности поисковых площадей, уточнения контуров залежей и корректировки размещения поисково-разведочных скважин [20]. За период 1986-1994 гг. исследовано около 10 тыс. проб снега, выделено более 200 аномалий различной протяженности и контрастности. Пространственно аномалии образуют две группы: первая включает в себя аномалии, отражающие непосредственно залежь, вторая соответствует зоне водонефтяного контакта. Как правило, на нефтегазоносных территориях присутствуют обе группы аномалий, образование которых связывают с фильтрационнодиффузионным массопереносом углеводородных газов и низкомолекулярных жидких углеводородов из залежи в перекрывающие их осадочные породы.
Согласно современной теории геохимических поисков, залежь нефти и газа - это локальная область концентрированного скопления жидких и газовых углеводородов, сопутствующих им кислых газов и химических элементов. В пределах распространения залежи отмечаются изменения свойств нефтей и минералогических особенностей пород-коллекторов [21]. Не менее существенные изменения можно заметить в слоях, граничащих с продуктивными толщами.
Миграция УВ из залежей нефти и газа в значительной мере определяется геологическими условиями. Большой перепад давления от залежей вверх по разрезу обуславливает возможность протекания процессов фильтрации (микрофильтрации), а разница концентраций вызывает процессы самопроизвольного молекулярного перемещения углеводородов - диффузию.
Миграция УВ посредством фильтрации является важным процессом образования углеводородных аномалий в покрывающих залежь отложениях. При этом, возможно, что наличие глинистых пород не является препятствием для указанного процесса. Допускается, что миграция происходит путем прорыва УВ через породы-покрышки при струйной миграции и имеет местами пульсирующий характер. Повышенная тектоническая активность того или иного участка усиливает этот процесс.
Диффузия - молекулярное перемещение вещества. Повышенной диффузионной способностью характеризуются газообразные компоненты. Жид-
кие и даже твердые УВ в определенной мере также способны диффундировать в поровом пространстве, распределяясь в нем в соответствии с адсорбционной способностью. Диффузия является постоянно действующим процессом, связанным с миграцией УВ из залежей. Скорость данного процесса повышается с ростом температуры. Поэтому для зон с повышенным температурным градиентом диффузия углеводородов должна протекать более интенсивно. С ростом давления скорость диффузии уменьшается. Диффузионная проницаемость пород зависит от их литологического состава и физических свойств пород, природы диффундирующих компонентов, воздействия процессов сорбции, растворения. Как показывают модельные эксперименты, наибольшей подвижностью при перемещении через породу обладают насыщенные соединения и алкилароматические, у которых ароматические центры в большей степени экранированы алкильными заместителями. Наименьшая подвижность характерна для нафтеноароматических и наиболее компланарных молекул [22]. Появление малейших признаков трещиноватости, примесей инородного материала приводит к значительному возрастанию диффузионной проницаемости [23].
Характер и интенсивность процесса вертикальной миграции УВ изменяются в течение геологической истории залежи. Миграция газовых и жидких УВ по зонам тектонических нарушений и повышенной трещиноватости пород происходит интенсивно в активную фазу тектонических процессов. В дальнейшем, вследствие уменьшения числа и размеров трещин и разрывов может происходить некоторое затухание процесса фильтрации УВ, но это ограничение не касается диффузии.
Важное значение имеет специфический состав мигрирующих УВ, которые содержатся в значительных концентрациях только в залежах нефти и газа и потому являются прямыми признаками нефтегазоносности. Метан относят к прямым показателям нефтегазоносности, но следует учитывать, что он образуется и некоторыми современными микроорганизмами, генерируется рассеянное органическое вещество на ранних этапах литогенеза. Газообразные углеводороды С2-С4 характерны только для залежей. Они практически не образуются бактериями, их генерация органическим веществом в зоне геохимического опробования незначительна. Поэтому при анализе полей концентраций этан, пропан и бутан являются ведущими показателями. Углеводороды С5-С8 и более тяжелые типичны только для нефти, но их миграционные способности ограничены в связи с большим молекулярным весом. Традиционно считалось, что они могут быть встречены только в районах с интенсивными процессами вертикальной миграции -фильтрации по зонам тектонических нарушений [6].
Однако новейшие примеры геохимических поисков по тяжелым УВ не укладываются в эту концепцию.
Это геохимические исследования в центральной части Западно-Сибирской плиты [4, 24]. При исследованиях решались задачи прогнозирования залежей УВ как на территории, где поисковое и разведочно-эксплуатационное бурение не проводилось, так и на территории, где активно ведется поисковое и разведочное бурение, добыча углеводородного сырья. Новейший характер данных исследований заключается в том, что решение поставленных задач было выполнено на основе анализа аномалий тяжелых С10-С14 ароматических УВ, а не как обычно - по аномалиям углеводородных и неуглеводородных газов, или по составу тяжелых алкановых УВ. Проведенные исследования показали наличие «кольцевых» зон аномалий концентраций тяжелых УВ, соответствующих в латеральном плане положению водонефтяного контакта нефтяных залежей.
Стоит отметить, что определенным методическим аналогом приведенных выше примеров поисков по ароматическим УВ является запатентованная методика отбора проб и прогнозные построения, выполняемые компаниями W.L. Gore & Asso-ciftid Inc. и W.L. Gore & Associftid GmbH (2006 г.).
Краткий анализ состояния проблемы проявления миграции УВ-флюидов из залежи в приповерхностные горизонты разреза позволяет сделать следующие выводы:
• восходящие потоки мигрирующих УВ являются важнейшей формой переноса их в надпродук-тивные отложения;
• в районах активного развития разрывной тектоники преобладает фильтрационный массопере-нос УВ, в платформенных (плитных) условиях - диффузия УВ;
• пространственно приповерхностные аномалии концентраций УВ образуют две группы: первая - отражает апикальную часть залежи, вторая - соответствует зоне водонефтяного контакта;
• новейшие исследования показывают, что тяжелые ароматические УВ образуют устойчивые аномальные зоны концентраций в приповерхностных отложениях, связанные с продуктивными ловушками нефти и газа;
• важна принимаемая концепция генезиса УВ нефтеносных отложений и залежей нефти и газа, как источников аномалий концентраций УВ в приповерхностных горизонтах разреза, т. к. формирование аномальных геохимических полей - это геологический процесс, в котором генерация, миграция, аккумуляция и диссипация УВ неразрывны.
Обобщающая схема восходящей миграции УВ-флюидов
Приведенная ниже качественная схема восходящей миграции УВ-флюидов построена на основе критического интегрирования классических и современных представлений о сквозной вертикальной миграции УВ, исходя из наличия глубинного
источника их образования. Предполагается, что часть газообразных УВ образуется абиогенным путем в результате дегазации мантии Земли, другая часть газообразных УВ образуется из органического вещества осадочных пород, затянутых в зоны субдукции плит, в условия высокотемпературного пиролиза. Но большая часть газообразных и жидких УВ образуется в осадочных бассейнах, в результате постепенной термической деструкции ке-рогена в условиях катагенеза пород. Такая позиция диктуется логикой протекания высокотемпературных реакций пиролиза органических веществ при температурах выше 400.500 °С и реакций термолиза керогена при более низких температурах в среде суб- и сверхкритических флюидов [10, 11, 25, 26 и др.].
В тезисной форме концепция схемы миграции УВ-флюидов представляется следующим образом.
Начало восходящего пути УВ-флюидов (температуры выше 200 °С)
1. Движение УВ формируется и контролируется системой глубинных разломов, уходящих корнями в мантию [19, 27].
2. Глубинные потоки имеют природу гидротермальных флюидных систем. Это могут быть водные термальные растворы УВ, газово-водные системы или газовые перегретые мантийные потоки веществ [11].
3. Основой глубинных потоков УВ являются углеводородные газы - преимущественно метан и, в значительно подчиненном положении, его ближайшие гомологи С2-С4 [6, 7, 20].
4. Глубинное движение флюидов подчиняется и направляется действием изменчивых во времени и пространстве геофизических полей, главными из которых являются давление, температура и концентрационная неоднородность среды. В условиях неоднородной геологической среды геодинамическое сжатие пород и заполняющих их флюидов приводит к образованию подвижной самоорганизующейся флюидодинамической системы, в которой возникают высоко- и низкочастотные колебания [28]. Колебательные движения «прорывают» флюидные барьеры петрофизически разнородных пород. Для таких флюидных систем флюидоупоры теряют экранирующие свойства, а зоны разуплотнения и разломные зоны воспринимаются как «магистральные каналы» из областей сверхдавлений в зоны релаксаций. Геодинамический механизм перемещения флюидов характерен для зон, приуроченных к тектоническим разломам, зонам рифтогенеза и коллизии литосфер-ных плит, в том числе для глубокопогруженных палерифтовых зон осадочных бассейнов [12, 28].
5. Фазовая однородность и сверхкритические свойства придают флюидам исключительную подвижность и растворяющую способность
по отношению к рассеянным битумоидам вышележащих (либо окружающих) осадочных толщ [11, 26]. УВ пород, способные к растворению и миграции в составе сверхкритических флюидов, включаются в движение и переносятся в области более спокойных термодинамических условий. Основными наиболее эффективными формами массопереноса УВ на данной стадии, скорее всего, являются водные и газовые растворы, а механизм переноса - струйная импульсная фильтрация под действием градиентов сил.
Пора зрелости УВ-флюидов (температуры 200...90 °С)
6. Поднимаясь постепенно вверх по восстанию пластов и зонам разуплотнения пород, сверх-критические флюиды попадают в области более низких температур и давлений. Водные системы входят в субкритическое состояние раньше, газовые растворы - несколько позднее (и выше). Переход сопровождается выделением в свободную фазу жидких и газообразных УВ [29].
7. Последующее движение различных флюидных фаз (водных и газовых растворов УВ, свободных фаз жидких и газообразных УВ) происходит либо совместно в виде водных или газовых эмульсий, либо раздельно. Основными движущими силами, по-прежнему, остаются неравномерные по плотности поля давлений, а также гравитационное поле Земли. Температурные градиенты несколько ослабевают и играют меньшую роль в перемещении УВ, но способствуют образованию локальных термодинамических неоднородностей среды, таких, как зоны аномально высоких давлений [11].
8. Восходящее движение происходит как по восстанию пористых пластов, так и по сети разломов и межблочных разуплотнений пород. Формы массопереноса, в значительной степени, определяет петрофизическая неоднородность среды. В трещиноватых системах эффективным является перенос УВ в виде водных и газовых эмульсий. Движущими силами при этом являются силы всплывания. С уменьшением пористости преобладающим становится перемещение УВ в форме газов и газовых растворов. Диффузионное медленное рассеивание УВ за счет концентрационных градиентов веществ происходит всегда и во всем объеме осадочных пород. Большинство жидких УВ и битуминозных веществ задерживаются на капиллярных барьерах и образуют нефтяные и газоконденсатные месторождения. Газы перемещаются сквозь осадочный разрез, притормаживая в капиллярных ловушках и формируя фазовую неоднородность месторождений [30].
9. Движущиеся из глубин Земли перегретые флюиды усиливают активную генерацию газообразных и жидких УВ из керогена осадочных пород, и без того происходящую в осадочных породах
в зонах газо- и нефтегенерации с ростом температуры. Субкритические условия облегчают термолиз и переход УВ из полимерного (в составе керогена) в подвижное состояние [19, 26]. Вновь образующиеся УВ питают мигрирующие потоки веществ, обеспечивая их непрерывность.
Затухание потоков УВ-флюидов (температуры ниже 100.80 °С)
10. При отсутствии подходящих ловушек потоки УВ перемещаются выше по разрезу, постепенно затухая и рассеиваясь в толще пород, или по зонам разломов достигают поверхности Земли. В приповерхностных слоях формируются латеральные и вертикальные геохимические поля рассеивания веществ, относящиеся к категории фоновых приповерхностных геохимических полей.
11. С момента, когда УВ оказались захваченными капиллярными ловушками и сформировали залежи углеводородов, начинается относительно более спокойная эволюция УВ-флюидов. Но движение флюидов полностью не прекращается никогда, а лишь притормаживается барьерами ловушек. В тектонически активных районах периодически возникают условия для быстрого струйного переформирования залежей или даже полного их рассеивания. Углеводороды «уходят» из залежи оставляя после себя ас-фальтеновые следы былых водонефтяных и нефтегазовых контактов. Формы движения -водные или газовые растворы и свободнофазовое движение, переходящее, по мере истощения источника, в струйно-диффузионное и диффузионное рассеяние. В относительно тектонически спокойных районах, существенную роль играют более медленные формы мас-сопереноса, такие как диффузионное рассеяние и, возможно, осмотический поток, протекающие во всем объеме перекрытий пород. Газовые УВ более подвержены диффузионному рассеиванию через плохопроницаемые породы перекрытий, чем жидкие. Поэтому значительные газовые месторождения обязательно должны иметь, наряду с мощной перекрывающей коллектор покрышкой, соответствующий по производительности подпитывающий очаг, который бы по подводящим каналам восполнял потери УВ в результате диффузионного рассеяния. Диффузионные потоки слабы, но действуют всегда и во всем объеме перекрытий и уносят огромные массы веществ (до 100.200 тыс. т/км2за 1 млн л отмечено на месторождениях [31], при средних оценках общей дегазации Земли 500.1000 тыс. т/км2за1 млн л [32]).
12. Среди сил, активизирующих диффузионное рассеивание и слабые струйные перетоки УВ из/внутри ловушек, наряду с градиентами давления и температуры, значимость имеют концентрационный потенциал флюидов и сла-
бые электрокинетические поля, осмотическое и электрофоретическое давление [33].
13. При рассмотрении процессов, происходящих с УВ в надпродуктивных отложениях, следует обратиться к классической физико-химической модели залежи [6]. Согласно модели, залежь является локальным источником термобарического и физико-химического воздействия на окружающие породы. Мигрирующие из залежи УВ, окисляясь с образованием различных химических соединений, вызывают изменения вещественного состава и физических свойств надпродуктивных отложений. Так как УВ и продукты их окисления имеют значительную миграционную подвижность, такие изменения пород в области залежи прослеживаются до земной поверхности и проявляются в виде аномальных значений их физических и химических параметров.
Заключение
Важнейшие практические следствия предложенной схемы миграции углеводородов:
1. Месторождения нефти и газа тесно связаны с нефтематеринскими толщами осадочных бассейнов, а также с гидротермальными системами, особенно с участками рифтогенеза и суб-дукции литосферных плит.
2. Проявление современной вертикальной миграции флюидных систем отражается в геохимической зональности осадочного чехла и приповерхностных отложений, где устанавливаются углеводородные, физические и химические аномалии над месторождениями нефти и газа. Остается не выясненным ряд вопросов, имеющих теоретическое и практическое значение:
1. Возможно ли перемещение жидких углеводородов состава С8 и выше, составляющих «тело нефти», на значительные расстояния по вертикали, подобно углеводородным газам, в условиях многослойной системы горных пород?
2. Способны ли тяжелые нефтяные углеводороды к активной диффузии через капиллярные барьеры флюидоупоров, либо перемещение происходит в виде струйных течений и периодических флюидных прорывов?
3. Какие жидкие нефтяные углеводороды могут быть обнаружены в приповерхностных горизонтах разреза, как диффундирующие из нефтяной залежи?
Авторы настоящего обзора рассчитывают получить ответы на ряд перечисленных вопросов в процессе своих исследований в рамках реализации Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2011 гг. Важнейшим практическим результатом исследований будет уточнение набора геохимических индикаторов приповерхностных горизонтов, которые могут считаться надежными показателями наличия залежей нефти и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гордадзе Г.Н., Грунис Е.Б., Соколов А.В. идр. К вопросу поисков залежей нефти с применением прямых геохимических методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 4. - С. 54-58.
2. Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю., Облеков ГИ. и др. Геохимические методы при обнаружении и локализации залежей углеводородных газов (УВГ) в надпродуктивных отложениях газоконденсатных месторождений п-ва Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2005.- №11. - С. 17-22.
3. Якимов А.С. Комплексирование «легких» геофизических и геохимических методов на поздних стадиях освоения нефтегазоносных провинций // Нефтяное хозяйство. - 2006. -№ 4. - С. 96-100.
4. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическая оценка нефтегазоносности локальных ловушек // Геоинформатика. - 2009. - № 2. - С. 54-61.
5. Арье А.Г. Генерация и первичная миграция углеводородов в глинистых нефтегазоматеринских толщах // Геология нефти и газа. - 1996. - №7. - С. 4-11.
6. Справочник по геохимии нефти и газа / под ред. С.Г. Неруче-ва. - СПб.: Недра, 1998. - 576 с.
7. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. - М.: ИЦ «Академия», 2004. -415 с.
8. Попов С.А., Исаев В.И. Моделирование процессов генерации и эмиграции углеводородов // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 316. - № 1. - С. 108-113.
9. Арье А.Г. Роль межфазовых взаимодействий в процессе вторичной миграции нефти и газа // Геология нефти и газа. -1996. - № 2. - С. 9-13.
10. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. - М.: Недра, 1986. - 228 с.
11. Дюнин В.И., Корзун А.В. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. - М.: Научный мир, 2005. - 524 с.
12. Соколов Б.А. Феноменальные особенности нефтегазовой геологии // Соросовский образовательный журнал. - 1998. -№ 9. - С. 66-72.
13. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР. Сер. геол. - 1967. - № 11. - C. 135-156.
14. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтега-зоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика. - 1967. -№ 2. - C. 16-29.
15. Schumacher D. Surface geochemical exploration for oil and gas: New life for an old technology // The leading Edge. - 2000. -№ 3. - P. 258-261.
16. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976. - 248 с.
17. Peters К., Moldowan J. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. - New Jersey: Prentice Hall, Englwood Cliffs, 1993. - 363 p.
18. Хаин В.И. Нефтегазоносность и тектоника // Геология нефти и газа. - 1998. - № 10. - С. 5-7.
19. Ларин В.И. Образование и интенсивность формирования залежей нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 3. - С. 54-59.
20. Вышемирский В.С., Даниленко С.В., Конторович А.Э. идр. Прямые геохимические методы поисков месторождений нефти и газа в условиях Западной Сибири // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири / под ред. А.Э. Конторовича и В.С. Суркова. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1996. - C. 108-110.
21. Шахновский И.М. Формирование залежей нефти и газа в нетрадиционных резервуарах // Геология нефти и газа. - 1997. -№9. - С. 38-41.
22. Коржов Ю.В., Головко А.К. Изменение состава моно- и биаре-нов при моделировании фильтрации нефти через породы // Геохимия. - 1994. - № 10. - С. 1503-1509.
23. Чжан Иган, Чжао Лихуа. Миграция углеводородов и классификация нефтяных систем // Геология нефти и газа. - 1998. -№3. - С. 36-41.
24. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Романова Т.И., Бочкарева Н.М. Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части Западно-Сибирской плиты // Геофизический журнал. - 2006. - Т. 28. - № 6. - С. 58-74.
25. Hunt J.M., Keith P.Ph., Kvenvolden A. Early developments in petroleum geochemistry // Organic Geochemistry. - 2002. - № 33. -P. 1025-1052.
26. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Валяева О.В., Савельев В.С. Продукты термотрансформации керогена горючего сланца в условиях проточного пиролиза в среде бензола // Геохимия. - 2005. - № 11. - С. 1238-1245.
27. Трофимов В.А. Глубинные сейсмические исследования МОГТ как инструмент оценки перспектив нефтегазоносности и поисков крупных скоплений углеводородов // Геология нефти и газа. - 2008. - № 4. - С. 55-63.
28. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Донгарян Л.Ш. идр. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры // Геология нефти и газа. - 2003. - № 1. - С. 2-8.
29. Тараненко Е.И., Герасимов Ю.А., Фарах С.Ф. Современные аспекты вертикальной зональности в нафтидогенеза // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 9. - С. 4-10.
30. Чжиизюнь Цзинь. Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая // Геология нефти и газа. - 2007. - № 1. - С.46-53.
31. Вышемирский В.С., Конторович А.Э. Оценка масштабов истощения нефтяных залежей во времени // Геология нефти и газа. - 1997. - № 8. - С. 4-8.
32. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация земли и генезис нефтегазовых месторождений // Геология нефти и газа. - 1997. -№ 9. - С. 30-37.
33. Иванников В.И. Газооосмотический массоперенос дисперснорассеянных углеводородов в породах-коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 6. - С. 60-62.
Поступила 09.09.2010г.
