Неявное предположение классической кинетической теории созревания ОВ материнских пород (параллельные реакции и реакции второго порядка) состоит в том, что крекинг УВ осуществляется в замкнутой системе, т.е. в системе, в которой продукты генерации УВ подвергаются воздействию той же температурной истории, что и сам кероген. Для реальных материнских пород продукты генерации УВ могут мигрировать из материнской толщи в более мелкие горизонты и тогда оказываются под действием более низких температур. Как следствие, реакции вторичного крекинга в них менее эффективны, чем могли быть в замкнутых системах (Ungerer, 1993).
Целью моделей первичной эмиграции является оценка состава эмигрирующих УВ и количества УВ, остающихся в породе. Если оценить объём УВ, остающихся в породе, по пику S1 экспериментального пиролиза образца материнской породы в установке типа Rock-Eval, то есть по объёму УВ, выделившихся во время начального нагревания породы при температурах Т=250-300°С в течение первых 2 - 3-ёх минут эксперимента (см. главу 8), то количество эмигрировавших УВ можно оценить, вычитая из полного объёма генерированных УВ (оцененного численно или экспериментально) величину S1 (Ungerer, 1993).
Основные силы, действующие на УВ в материнской породе, это: 1) силы плавучести, направленные вверх (rw-rh)×gz, 2) капиллярные силы, сопротивляющиеся движению УВ и равные 2g×(1/ r1 - 1/ r2), где g константа натяжения поверхности, r1, r2 минимальный и максимальный радиусы пор, и 3) гидродинамические силы, движущие поровые воды (England, 1993). В реальных бассейнах потенциал движения поровых вод, Fw, является определяющим и для движения УВ. При этом плавучесть УВ-фазы будет существенным дополнительным фактором, определяющим скопление УВ в верхних участках путей вторичной миграции и зон аккумуляции УВ. В то же время вклад капиллярного давления будет заметным только в мелкопористых породах, в том числе, в породах нефтематеринских свит и покрышек, и пренебрежимым в породах с большим радиусом пор, таких как породы дренажных путей вторичной миграции и резервуаров. В последних случаях градиенты капиллярного давления будут значительными лишь на литологических границах и, в частности, разность капиллярных давлений грубозернистых фаций резервуара и мелких пор тонкозернистых пород покрышек способствуют функционированию ловушек (England et al.,1987; MacKenzie and Quigley, 1988). Нефть всегда будет искать породы, где капиллярное давление мало.
В силу сказанного выше, система уравнений, описывающих первичную миграцию УВ в слабо пористых материнских породах, выглядит заметно сложнее, чем система для вторичной миграции УВ в высокопористых породах дренажной системы бассейна. Система первичной миграции рассматривает уравнения переноса двух или трёх-фазовой жидкости с соответствующими модификациями уравнений Дарси для переноса водной, нефтяной и газовой фаз. Эти уравнения будут сильно нелинейными, так как капиллярное давление и относительные проницаемости для движения водной и нефтяной фаз меняются с нефтенасыщенностью, а динамические вязкости и плотности воды и УВ являются функциями температуры (см. ниже). Вода, нефть и рассолы переносятся в материнской породе как отдельные фазы, каждая со своим напором, связанным с напором воды bw (Toupin et al.,1997). Внутренняя проницаемость нефтематеринских пород и относительные проницаемости для движения воды и УВ в материнских породах являются наиболее неопределенными параметрами в упомянутой системе уравнений (Tissot and Ungerer, 1990). В них неясны также и значения плотности и динамической вязкости УВ (rh, mh). В зависимости от Р-Т условий в материнской породе могут существовать как две (вода и жидкие УВ), так и три (вода, жидкие и газовые УВ) фазы. Капиллярный эффект приводит к тому, что отдельные фракции УВ будут задерживаться в матрице пород, однако, учет этого явления крайне сложен. По всем этим причинам до сих пор не создана удовлетворительная модель первичной миграции УВ из материнских пород. В то же время все оценки указывают на почти полное (90%) выделение нефти из материнских пород. И в самом деле, объём УВ, остающихся в породе, не может превосходить её пористость и, так как в глинистых породах она очень низка, то при большом содержании ОВ в породе (большие значения Сорг) это означает высокую эффективность эмиграции УВ из слоя. При малых значениях Сорг эта эффективность меньше (Tissot and Ungerer, 1990). По изложенным выше причинам процесс первичной миграции в системах моделирования бассейнов рассматриваются по упрощенной схеме с привлечением понятия порога эмиграции УВ из материнских свит.
Процесс уплотнения в таких системах описывается слегка более сложным путём, чем в процедуре “backstripping”, чтобы быть в состоянии объяснить появление зон недоуплотнения при высоких давлениях. В этой схеме учитывается, что нагрузка осадков, Sg, уравновешивается эффективными напряжениями (скелета), s, и давлением жидкостей (воды, газа и нефти) в порах, P:
Sg = s + P (9-1)
Как отмечалось в главе 4, пористость является функцией эффективного напряжения в скелете пород:
j = j(s), где s = Sg - P (9-2)
Проницаемость может быть связана с пористостью j через различные полуэмпирические соотношения, одним из которых является закон Карнеги-Кармана (4-18). Вообще проницаемость пород относится к числу наиболее резко меняющихся и трудно определимых параметров. Известно, что по свойствам проницаемости породы делятся на высокопроницаемые с c > 1 Дарси (грубые песчаники, трещиноватые известняки; 1 Дарси = 10-12 м2), умеренно проницаемые с c от 0.001 до 1 Дарси (песчаники), плохо проницаемые с c от 0.001 до 10-6 Дарси (сцементированные песчаники), практически непроницаемые с c от 10-6 до 10-9 Дарси (мрамор, глинистые сланцы, гранит) и непроницаемые с c < 10-9 Дарси (уплотненные глинистые сланцы, плотные известняки, в которых затруднено измерение проницаемости; раздел 4.2; Ungerer et al., 1990). Непроницаемые и отчасти практически непроницаемые породы характеризуются частым проявлением гидролитического растрескивания, возникающего в ответ на генерацию в порах аномально высоких давлений. Так, в сжатых глинах проницаемость очень низка (к=10-19 - 10-22 м2) и это объясняет частое появление здесь аномальных давлений. При этих сверхдавлениях проницаемость породы k может значительно увеличиться за счёт микрорастрескивания (Doligez et al.,1986):
k = k (обычное) при P < f Sg и k=k [1 + F(P/Sg)] при P > f Sg , (9-3)
где параметр f определяет прочность породы на появление трещин (микро) растяжения (f = 0.75-0.90) и функция F --® ¥ при P --® Sg.
Микрорастрескивание считается основным механизмом первичной миграции нефти. В самом деле, миграция УВ как субстанции, растворенной в воде, отвергается по двум причинам (England, 1993). Первая из них состоит в том, что растворимость большинства компонент нефти в воде слишком низка, чтобы объяснить наблюдаемую массу УВ скоплений. Вторая причина касается состава растворимых в воде фракций и связана с тем, что растворение этих фракций нефти в воде обогащало бы формирующиеся месторождения УВ наиболее растворимыми составляющими, типа ароматических УВ, тогда как на практике наблюдается обратное. Диффузия УВ в материнских породах (за исключением газа) также не могла бы объяснить количество УВ в ловушках (Tissot and Ungerer, 1990). К тому же, непрерывность сети жидких УВ, необходимая для их диффузии, равно как и концепция влажного керогена до сих пор под вопросом. Поэтому большинство исследователей приходят к заключению, что УВ (газ или/и нефть) мигрируют в виде отдельных, несмешивающаяся с водой фаз в породах, насыщенных водой (England 1993).
В то же время имеются эксперименты по миграции С5 - С12 через образцы материнских пород и они показали (Hanebeck et al.,1993), что: 1) существенный перенос УВ имел место в материнских породах даже в отсутствие измеряемой проницаемости (k < 1 nD); 2) эффективность переноса керогенной сетки растет с ростом степени созревания; 3) диффузия через керогенную сеть материнских пород может объяснить перенос УВ лишь на короткие и промежуточные расстояния (до нескольких метров) в сторону трещин или микропор, предполагая в качестве основного механизма - течение фазы в материнской породе.
Рис. 1-9. Три последовательные стадии процесса первичной миграции и их положение на кривых относительных проницаемостей – схема (Ungerer, 1993).
Проблемы, связанные со строгим анализом процессов первичной миграции УВ в материнских породах стимулировали создание упрощённых моделей первичной эмиграции, основаных на понятии порога насыщения (Ungerer et al., 1988) или на кривых относительной проницаемости (нижний правый рисунок на рис. 1-9; Burnham and Braun, 1990). Генерация нефти и газа, продолжающаяся в процессе роста катагенеза органического вещества (ОВ) по мере погружения материнских пород в бассейне, приводит к повышению внутрипорового давления в этих породах. Когда насыщенность углеводородами в них достигает достаточной величины, полное давление, вызванное генерацией УВ и нагрузкой вышележащих отложений, может преодолеть барьер прочности пород (начало образования микротрещин в материнской породе) и капиллярных сил и углеводородная фаза в рассматриваемой области материнских пород становится непрерывной. Тогда начинается так называемая первичная миграция УВ из материнских пород. В общем виде эта ситуация иллюстрируется на рис. 1-9, 2-9 и в применении к конкретным материнским породам на рис. 3-9 и 6-4.
Рис. 2-9. Крекинг ОВ и первичная миграция УВ в рамках упрощенной модели эмиграции (Ungerer et al., 1988).
Рис. 1-9 демонстрирует различные стадии развития процесса первичной миграции УВ в материнской породе (Ungerer, 1993). Первая из стадий, называемая незрелой, характеризуется низкими скоростями генерации УВ и соответственно нефтенысыщением S(oil) близким к нулю. Поровое давление при этом близко к гидростатическому, а значит избыток давления, который определяется как разность порового и гидростатического давлений, также близок к нулю. Поры заполнены водой и только она эмигрирует из слоя на этой стадии эволюции материнской толщи (рис.1-9; 2-9). Следующая стадия связана с началом генерации жидких УВ и частичным заполнением ими пор. Насыщенность S(oil) растёт, но ещё не достаточна для начала эмиграции жидких УВ (правый верхний рисунок на рис. 1-9). Третья, зрелая стадия развития миграционных процессов характеризуется высоким уровнем зрелости ОВ свиты и значительными скоростями генерации жидких УВ. Нефтенасыщенность S(oil) (доля объёма пор, занятого нефтью) растёт и превышает 20% (левый нижний рисунок на рис. 1-9). Одновременно растёт поровое давление и с превышением порога прочности, характерного для низко проницаемых материнских глинистых сланцев, начинается эмиграция жидких УВ из пор материнского слоя (первичная миграция). Этот процесс сопровождается ростом относительной проницаемости жидких УВ и падением её для воды (правый нижний рисунок на рис. 1-9; Ungerer, 1993). Одновременно повышается эффективность эмиграции, измеряемая 
Рис. 3-9. История погружения тогурской свиты и реализации её потенциала генерации УВ.
(Ван-Еганская площадь, Приобский район Западно-Сибирского бассейна; см. текст)
А – реконструкция истории погружения, изменения температуры и степени зрелости осадочных пород бассейна; Б и В – распределения T(z) и %Ro(z) в современном разрезе; Г–история тектонического погружения бассейна; Д–реализация нефтегазогенерационного потенциала в истории погружения тогурской свиты бассейна возраста 194 млн. лет; Е-изменение Т и %Ro в истории погружения свиты; Ж-история эмиграции УВ из свиты (1- объём УВ в порах свиты, 2-объём эмигрировавших УВ, 3-порог эмиграции); З – изменение пористости и зрелости ОВ (%Ro) в истории погружения тогурской свиты.
отношением количества эмигрировавшего УВ к генерированному на данный момент времени (рис. 2-9). Избыточное давление, достигнув максимума, немного снижается после преодоления порога прочности пород, но остаётся достаточно высоким в силу низкой проницаемости материнских пород и продолжающейся генерации УВ. Зрелая стадия относится к основным этапам эмиграции. Следующая постзрелая стадия характеризуется некоторым снижением скорости генерации УВ (положение за максимумом кривой генерации УВ) и небольшим снижением нефтенасыщенности за счёт
продолжающейся эмиграции из слоя (Ungerer, 1993). Как и на предыдущей стадии, избыточное давление всё ещё остаётся высоким в силу низкой проницаемости материнских пород и продолжающейся генерации УВ.
Рис.4-9. История эмиграции УВ: количество эмигрировавших УВ заметно превосходит пороговое значение (левый рис.) и сравнимо с ним (правый рис.).
Согласно рис. 6-4, 2-9 – 4-9 эмиграция УВ начинается после достижения определённого (порогового) объёма генерированных УВ в поровом пространстве этих пород. При этом УВ, остающиеся в породе, подвергаются действию реакций вторичного крекинга, а УВ, эмигрировавшие из материнского слоя в более низкотемпературные зоны, не подвергались вторичному крекингу. Такие модели эмиграции используют кинетические спектры керогенов (Приложение 1), чтобы объяснить изменение состава УВ от нефтей к жирным и потом к сухим газам и определить вклад этих процессов вместе с уменьшением пористости пород с глубиной в первичную миграцию УВ в материнских породах (рис. 4-9).
По мере роста степени созревания ОВ материнской породы содержание УВ, остающихся в материнской свите, называемое нефтенасыщенностью (Soil), растёт во время первой стадии миграции (т.е. до достижения порога эмиграции), и затем уменьшается после достижения порога, приближаясь со временем к постоянному значению (3-5% объёма порового пространства; рис. 2-9 – 4-9). ОВ тогурской свиты, история которой показана на рис. 3-9, представлено смесью 50% керогена типа II с исходным потенциалом 377 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-7) и 50% керогена типа III с исходным потенциалом 160 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-10), так что исходный потенциал свиты составлял около 270 мг УВ/г Сорг, а современный остаточный потенциал был близок к 150 мг УВ/г Сорг. Согласно расчётам, порог эмиграции в свите достигался в верхнем эоцене около 40 млн. лет назад, когда нефтенасыщенность, Soil составляла около 9 мг УВ/г породы (рис. 3-9ж). Уменьшение нефтенасыщенности после достижения порога миграции сопровождается ростом объёма УВ, эмигрировавших из слоя (рис. 3-9). Для тогурской свиты Ван-Еганского месторождения по оценкам этот объём составлял около 8 мг УВ/г породы, тогда как около 2 мг УВ/г породы оставалось в матрице породы (рис. 3-9). Рис. 3-9 иллюстрирует пример ситуации, когда количество эмигрировавших УВ сравнимо с пороговым значением генерации УВ, тогда как на левом рис. 4-9 показан случай, когда количество эмигрировавших УВ значительно превосходит пороговую генерацию.
Ещё один пример численной оценки времени достижения порога первичной эмиграции представлен на рис. 6-4 для Баженовской свиты Уренгойского месторождения Западно-Сибирского бассейна. В этом случае ОВ свиты представлено смесью 70% керогена типа II с исходным потенциалом 627 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-4) и 30% керогена типа III с исходным потенциалом 160 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-10), так что исходный потенциал свиты составлял около 490 мг УВ/г Сорг, а современный остаточный потенциал был всего лишь около 73 мг УВ/г Сорг и соответствовал уровню зрелости ОВ около 1.04% по Ro (Галушкин и др., 1999). Заметный рост порового давления (АВПД) совпадал здесь с началом интенсивной генерации жидких УВ. С приближением к порогу миграции около 100 млн. лет назад поровое давление достигает предела образования микротрещин растяжения, который по предположению равен около 0.85% литостатической нагрузки. Продолжающаяся генерация УВ сохраняет поровое давление на таком уровне в течение некоторого времени. Миграция УВ может приводить к релаксации аномального порового давления. Однако, при высоких скоростях генерации УВ и слабой проницаемости материнских и вмещающих пород эта релаксация может оказаться незначительной, как это имеет место в разрезе Уренгойского месторождения на рис. 6-4 и в разрезе скв. СГ-6 на соседней площади. В этих площадях продолжающаяся генерация поддерживала АВПД на уровне 1.6-1.7 от гидростатического давления до настоящего времени. Если же скорости гененрации УВ и изолирующие свойства пород были недостаточными, то поровое давление после достижения порога могло релаксировать до гидростатического, как это имеет место, например, на Геологической площади Западно-Сибирского бассейна.
Заметим, что величина порогового значения насыщения подбирается обычно эмпирически и точность её определения довольно ограниченна (Ungerer, 1993). Вельте и Юклер (Welte and Yukler, 1981) предложили использовать для её определения эффективный коэффициент эмиграции жидких УВ. Однако, этот подход оказался не очень плодотворным, так как эффективный коэффициент менялся в широких пределах (от 0. до 0.88) в зависимости от степени зрелости ОВ. Подход с пороговой насвщенностью оказался эффективнее (Espitalié et al., 1988). Мак Кензи и Квигли (MacKenzie and Quigley, 1988) рассматривали пороговую нефтенасыщенность как фиксированную часть порового объёма. Эспиталие и др. (Espitalié et al., 1988) также связывали начало первичной миграции с заполнением доли порового объёма жидкими УВ и предположили, что эта доля сравнима с величиной пика S1, определяемым в экспериментальном, открытом пиролизе образца материнской породы. Как отмечалось выше, этот пик с некоторыми ограничениями служит оценкой массы свободных УВ, содержащихся в материнской породе до её пиролиза (глава 8). Имея в виду большие неопределённости в определении порогового значения насыщенности Soil, можно заключить, что оценки времени и глубины начала первичной эмиграции жидких УВ в материнских породах остаются в значительной степени условными величинами и требуется большая теоретическая и экспериментальная работа, прежде чем будет предложен надёжный алгоритм их вычисления (Espitalie et al., 1988; MacKenzie and Quigley, 1988; Ungerer, 1990). Что же касается примеров определения времени достижения порога эмиграции жидких УВ на рис. 3-9, 4-9 и 6-4, то, следуя (Espitalie et al.,1988; Ungerer, 1990), в них предполагалось, что пороговая насыщенность соответствовала моменту, когда образующиеся жидкие УВ заполняли 20% объёма порового пространства пород.
В разделе 4.3, посвящённом механизмам формирования зон АВПД в бассейнах, отмечалось, что генерация газа, особенно при крекинге жидких УВ, может рассматриваться как вероятный механизм формирования АВПД на больших глубинах. Крекинг нефти будет стартовать при температурах: T=120-140°C и завершается при T»180°C. Один объём стандартной сырой нефти при крекинге дает 534.3 объёма газа (при стандартных Р-Т условиях) и небольшое (по объёму) количество графитового остатка. Расчеты показывают, что крекинг только 1% нефти способен повысить поровое давление до литостатического, т.е. превышающего предел гидрорастрескивания (Barker, 1990). И хотя остаются проблемы, связанные с неопределенностью влияния давления на реакции крекинга и особенно с оценками коэффициента диффузии газов через слабопроницаемые породы (Kroos and Leythauser, 1997), ряд примеров зон глубоких АВПД в юрских и триасовых резервуарах бассейна Северного моря и бассейнов Миссисипи и Алабама могут свидетельствовать о возможности такого механизма формирования зон АВПД (Barker, 1990). Тогда можно ожидать, что генерация газовой фракции при первичном крекинге газогенерирующих керогенов или вторичном крекинге нефти может вносить заметный вклад в достижения порога первичной миграции УВ, особенно при малых значениях пористости материнских пород.
Известно, что при проницаемости материнских пород c < 10-3 Дарси (1 Дарси=10-12 м2) течение УВ-фазы в материнских породах будет преимущественно вертикальным (England et al.,1987; MacKenzie and Quigley, 1988). Как только углеводороды (УВ) встречают более проницаемые пласты, силы гидростатического напора и плавучести формируют поток вторичной миграции УВ на их пути к ловушке. Выше говорилось о том, что анализ процессов первичной миграции более сложен, чем вторичной, в том числе в силу очень низкой проницаемости пород и высоких градиентов капиллярного давления. Такие градиенты в материнских породах создаются либо за счет расширения нефти, либо за счет погружения пород на глубины ниже 3 км. Иногда возникающие высокие давления в порах материнских пород могут преодолевать силы плавучести нефти, и тогда будет осуществляться миграция нефти вниз. Поэтому если проницаемые горизонты (песчанистые, например) облегают пласт нефтематеринских пород сверху и снизу, как это имеет место, например, для тогурской пачки на рис. 4-9, то и поток первичной миграции УВ в материнских породах будет направлен и вверх и вниз преимущественно по нормали к поверхности этого пласта.