Наиболее полно классификация этих процессов разработана Бродом (1951) по:
1. Форме (характеру движения нефти и газа) — А — молекулярная(диффузия,движение в растворенном состоянии вместе с водой), Б — свободная миграция(фазовая).
2. масштабы движения — А — локальная(контролируемая отдельными структурами и различными осложнениями – разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами), Б — региональная(контролируемая соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления).
3. Путям движения — А — внерезервуарная, Б — внутрирезервуарная.
По физ. природе миграционные процессы подразделяются В. А. Соколовым (1956) на: 1) фильтрацию нефти и газа в проницаемых г. п. при наличии перепада давления; 2) всплывание нефти и газа в воде, содер. в г. п.; 3) миграцию нефти и газа, обусловленную движением подземных вод; 4) отжатое нефти и газа при уплотнении или деформации г. п.;5)перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил; 6) прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; 7) диффузию нефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций.
По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на: 1) первичную, т. е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные п.-коллекторы; 2) пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам; 3) вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности.
Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), в. ч. перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.
50.
С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти вопрос о времени формирования залежей может решаться на геологической основе с использованием геохимических и физических параметров нефти. К числу таких данных относятся: возраст вмещающих пород, время формирования ловушек, вступления вмещающих толщ в ГЗН и др. При этом необходимо отметить, что образование залежи не является кратковременным процессом, а происходит в течение длительного геологического времени (миллионы лет).
Залежь не может быть древнее толщ, в которых она залегает. При вступлении осадочных толщ в ГЗН начинается массовая миграция углеводородов из нефтематеринских толщ. Этот временной интервал является наиболее благоприятным для образования скоплений нефти и газа. Залежь не может быть древнее ловушки, в которой она залегает. Для определения возраста залежи используется также давление насыщения. Газ не может выделиться в свободную фазу до тех пор, пока давление насыщения не будет равно пластовому. Залежь нефти не могла образоваться при давлении ниже упругости растворенных в ней газов. Следовательно, для залежей нефти давление насыщения может служить критерием глубины и времени их первоначального формирования. Расчеты, в основу которых были положены такие исходные данные, показали, что залежи Самарского Поволжья и Заволжья, залегающие в девонских отложениях, сформировались в каменноугольное время, либо в ранней перми т.е. 250-300млн.лет назад.
О МЕХАНИЗМЕ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Разрушение залежей происходит лишь при определенных условиях и зависит от многих параметров. Основными факторами, влияющими на интенсивность разрушения залежей углеводородов, считаем:
1. Скорость движения воды (v, м/год).
2. Величина дефицита упругости растворенных газов (Р, доли единицы).
3. Площадь водоплавающей части залежи S, м2
4. Окисление углеводородов в результате бактериологической деятельности (К, м3/год).
или
1. Раскрытие ловушки. Такой процесс может происходить при увеличении регионального наклона пластов-резервуаров, при нарушении их тектоническими разломами. При возрастании регионального наклона слоев малоамплитудные куполовидные складки могут раскрыться, частично или полностью преобразовываясь в структурные носы и выступы. При этом создается условия для перетока нефти и газа в вышележащие ловушки или в близповерхностные условия. Нефть теряет часть растворенного газа, а в близповерхностных условиях превращается в "мертвую нефть" или в залежи битумов и асфальтов.
2. Влияние состава законтурных вод. Сульфатные воды действуют разрушающе на углеводородные соединения.
3. Влияние гидродинамики подземных вод. Залежь может разрушаться и при изменении гидравлического режима, обусловленного возрастанием скорости движения подземных вод. Поток воды при увеличении скорости движения увлекает с собой углеводородные соединения из законтурных частей залежи и тем самым частично или полностью разрушает залежь.
4. Ухудшение качества покрышки. Перекристаллизация глинистых минералов, превращение глин в твердую породу сопровождается сокращением объема породы и образованием микротрещин. Эти процессы приводят к ухудшению со временем экранирующих свойств покрышек, фильтрации нефти и газа через покрышки и в конечном итоге - к частичному или полному разрушению залежей.
5. Эффект диффузии углеводородных молекул через покрышки. Чем древнее возраст залежи, тем интенсивнее влияние диффузионного фактора на залежь, при длительном существовании которой, (десятки миллионов лет) в результате диффузии из нее удаляется газ газовых шапок или растворенный газ.
6. Влияние температуры и давления. При снижении температуры и давления понижается растворимость газов в нефтях. Газ при этом выделяется в свободную фазу, поэтому нефть становится густой, вязкой, тяжелой. При повышении температуры и давления повышается взаимная растворимость нефтей и газов. Происходит преобразование нефтегазовых залежей в газоконденсатные. В зоне температур около 1000°С органическое вещество и углеводороды, находящиеся в породах, сгорают с образованием минеральных веществ.
Продолжительность периода Т разрушения основных запасов Q водоплавающих залежей (или части запасов, располагающихся между внутренним и внешним контурами) может быть ориентировочно определена из следующей предлагаемой нами приближенной формулы, связывающей перечисленные выше параметры:
,
где продолжительность периода разрушения залежи Т исчисляется в тысячи лет, разрушающиеся запасы газа Q имеют размерность в кубических метрах, ню – интенсивность разрушения.
