В предыдущем разделе главы был рассмотрен процесс первичной миграции, при котором УВ выделяются из тонкозернистых материнских пород в более проницаемые “несущие” (carrier beds) слои. Первичная миграция заканчивается, когда нефть или газ, мигрирующие из пород источника, достигают соседней проницаемой подушки. Расстояние первичной миграции обычно не превосходит 100 м. Вторичная миграция - это движение УВ (нефти или газа) через высокопроницаемые слои (носители) от материнских пород к резервуару. Расстояния вторичной миграции достигают 100 км (England et al.,1987). Само же количество мигрировавших УВ можно грубо оценить, вычитая из полного рассчитанного количества УВ, генерированного породами, количество свободных УВ, оставшихся в породе, которое, в свою очередь, можно оценить по величине пика S1 при экспериментальном пиролизе образца материнской породы (Espitalie et al., 1988).
Вторичная миграция УВ от материнских пород к ловушкам является довольно быстрым процессом в геологическом масштабе времени. Её скорость ограничена лишь скоростью генерации УВ в материнских породах. И в самом деле, время, необходимое для мигрирации нефти от материнских пород к резервуару, резко отличается от аналогичного времени для грунтовых вод. Основная причина этого - большая плавучесть и малое поверхностное натяжение нефти. Например, в бассейне Лос Анжелес вода мигрирует с глубины бассейна в крылья за срок более чем 1 млн. лет, в то время как нефть проходит то же расстояние за 100 000 лет (Bethke, 1993). По оценкам, объём нефти, составляющий от 2 до 5% полного объёма порового пространства “несущих” пород, теряется на пути к ловушке (England, 1993).
В настоящее время принято считать, что определяющим механизмом миграции УВ является двухфазовое течение, когда нефть и газ являются фазами, отделёнными от воды. В самом деле, как отмечалось выше, миграция нефти в водном растворе не достаточна, чтобы сформировать месторождение УВ, в силу низкой растворимости большинства компонент нефти в воде. К тому же, механизм растворения фракций нефти в воде привёл бы к обогащению УВ в формирующихся месторождениях наиболее растворимыми составляющими, типа ароматических УВ, тогда как на практике наблюдается обратное явление. Диффузия УВ в материнских породах (за исключением газа) также не могла бы объяснить количество жидких УВ в ловушках (Tissot and Ungerer, 1990). В то же время процессы диффузии лёгких УВ (метан, пропан) на очень коротких расстояниях могут давать вклад в первичную миграцию УВ.
Как известно, основными силами, влияющими на движение жидких УВ на путях их миграции, являются: 1) силы плавучести, направленные вверх (rw-rh)×gz, 2) капиллярные силы, вызывающие сопротивление движению УВ в поровом пространстве 2g×(1/ r1 - 1/ r2), где g константа натяжения поверхности, r1, r2 минимальный и максимальный радиусы пор, и 3) гидродинамические силы, определяющие движение грунтовых вод. Если жидкость стационарна, то имеет место гидростатическое равновесие и течения воды нет, а гидродинамические силы отсутствуют. Когда же есть течение жидкости, то гидродинамические силы будут создавать невертикальные воздействия на поток, формируя соответствующие течения воды и УВ (England, 1993). В реальных бассейнах потенциал движения поровых вод, Fw, является определяющим и для движения вторичной миграции УВ.
Интенсивность миграции УВ в генерирующем и дренажном объёмах бассейна (т. е. потоки первичной и вторичной миграции УВ) оцениваются на основе анализа движения воды и жидких УВ в поровом пространстве осадочного бассейна. Сила Fp, движущая поток жидких УВ в пористой среде, включает, как отмечалось, компоненты пьезометрического давления, эффект плавучести УВ-компонент в водной среде и градиент капиллярного давления (England et al.,1987):
Fp = - Ñ Fp = - Ñ [P - rp×g×z + (2×g / r)×] (9-4)
Поток пластовых вод, Fw, определяется градиентом соответствующего потенциала Fw:
Fw = - Ñ Fw = - Ñ [P - rw×g×z] (9-5)
где Ñ - вектор градиента, rp, rw - плотности УВ и воды, g - ускорение силы тяжести, Р – поровое давление (в единицах Па; 1Па=10-5 бар=1.4×10-4 psi=0.98×10-5 атм) и z–глубина (в м).
Из (9-4), (9-5) следует, что помимо сил плавучести и перепада капиллярного давления, движущий потенциал потока жидких УВ существенно определяется потенциалом движения пластовых вод (9-5):
Fp = Fw + (rw - rp)×g×z + (2×g/r)× (9-6)
При этом Fw может обуславливаться как перепадом глубин анализируемого слоя, так и различными механизмами генерации аномальных давлений в нем. 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, Pс=2×g/r, где g-константа капиллярного натяжения (g » 0.03 Н/м) и r-радиус пор, будет заметным только в мелкопористых породах, в том числе, в породах материнских свит (на путях первичной миграции) и в породах покрышек, но он малосущественен в породах с большим радиусом пор, таких как породы дренажных путей вторичной миграции и резервуаров. В последних градиенты капиллярного давления будут значительными лишь на литологических границах и, в частности, именно разность капиллярных давлений грубозернистых фаций резервуара и мелких пор тонкозернистых пород покрышек способствуют функционированию ловушек (England et al.,1987; MacKenzie and Quigley, 1988).
С учётом (9-4) – (9-6) общая форма уравнения движения для трёхфазной среды в несущих (на путях вторичной миграции) и материнских (на путях первичной миграции) породах принимает вид (Bethke, 1989):
¶ (S×j×r) / ¶t = å13 ¶/¶xi [(rh К krh / mh) (¶P’/¶xi)] + ¶/¶z [(rh kh krh / mh) (rhg)] + Ah (9-7)
где Ah - локальная скорость генерации УВ, P’ = P +Pc, где Р - давление воды и Pc - капиллярное давление, К – тензор проницаемости. При оценках потоков УВ и воды в уравнениях Дарси (4-17), также как и в выражении (9-7), вместе с К будут входят krh - относительные проницаемости среды для перемещения УВ фаз в i-ом направлении. Эти проницаемости относится к числу наиболее резко меняющихся и трудно определимых параметров осадочных пород бассейнов. Для нефти значение krh растет от нуля при малых насыщениях S до 1, когда нефть насыщает большую часть порового пространства. Известно, что непроницаемые и отчасти практически непроницаемые породы характеризуются частым проявлением гидролитического растрескивания, возникающего в ответ на генерацию в порах аномально высоких давлений. Существенным элементом в уравнении (9-7) является также то, что проницаемость пород для течений вдоль простирания слоев, К x заметно больше, чем проницаемость Кz для вертикальных потоков вкрест простиранию слоев (см. раздел 4.2). Так, для песчаных пород К x / Кz = 2.5, а для глинистых сланцев К x / Кz = 10 (Bethke, 1985; 1989; England et al.,1987). Соотношение латерального и вертикального потоков жидкости в объёме определяется отношением проницаемостей пород латерального канала и менее проницаемых пород стенок канала. Оценки для типичных нефтегазоносных бассейнов показывают, что в случаях, когда латеральная проницаемость пород дренажных путей вторичной миграции превосходит 0.001 Дарси, вертикальный массоперенос становится пренебрежимым по сравнению с латеральным (England et al.,1987; Forbes et al.,1991; 1992; Person, Garven, 1992). Такая ситуация является типичной для дренажных путей вторичной миграции УВ, и она полностью противоположна ситуации, наблюдаемой при первичной миграции УВ в материнских толщах (см. предыдущий раздел).
В целом уравнение (9-7) характеризуется выраженной нелинейностью, так как капиллярное давление и относительная проницаемость меняются с насыщением S. Динамические вязкости и плотности воды и УВ в этом уравнении являются функциями температуры (Doligez et al.,1986):
mw = a / [b (T-c) Ö(d+(T-c)2) -e] (9-8)
mh = a EXP(-b / T) (9-9)
Здесь a, b, c, d, e - константы. Динамическая вязкость воды, mw , как функция температуры может быть выражена как (Person and Garven, 1992; Deming et al.,1990):
mw = 0.000024×10 [248.37 / (T+133.15)] (9-10)
Плотность воды меняется с температурой по закону;
rw = r0 [ 1. - 0.000317 (T-T0) - 0.00000256 (T-T0)2] для 10°C £ T £ 300°C (9-11)
где T0 = 10°C и T в °C или, согласно (Deming et al.,1990):
rw = 1000×EXP [ b (P - 0.1) - a (T - 25°C) ] kg/m3 (9-12)
где b = 4.3 10-10 Pa-1 - сжимаемость воды и a = 5 10-4 °К-1 - коэффициент термического расширения воды. Плотность нефти в зависимости от порового давления P (Mpa) можно выразить как;
roil = [4.1642 exp(-2 p2)] - (7.8944 p) + 781.64 (9-13)
Зависимости плотности углеводородов (r) и их динамической вязкости (m) УВ от температуры более сложные и в расчетах при описании их, как правило, пользуются экспериментальными данными.
Из уравнений (9-7) – (9-13) видно, что интерпретация решений уравнения переноса для распределения давления УВ фаз в породах несущего и материнского слоёв будет затруднена, в основном в силу слабой определённости петрофизических параметров среды, таких как проницаемость, вязкость и плотности воды и УВ составляющих, которые могут значительно (на порядки величин) меняться по величине и тем самым заметно влиять на характер полученных решений. Поэтому количественные оценки процессов миграции в рамках моделей миграции в масштабе бассейна, как правило, грубы, так как, во-первых, процессы уплотнения пород и вторичной миграции УВ всё ещё плохо изучены физически и, во вторых, в силу плохого знания распределения проницаемости пород в реальных бассейнах. Довольно часто более простые методы, приближённые оценки скоростей потока УВ фаз в среде, доступные разумному контролю, оказываются предпочтительнее, чем решение сложной системы уравнений с массой слабо контролируемых исходных параметров. Такой приближённый подход к оценке интенсивности первичной миграции был рассмотрен выше на примере определения времени достижения порога первичной эмиграции УВ из материнских пород. Ниже будет рассмотрен ещё один упрощённый подход к анализу миграции, включающий приближённый интегральный метод оценки интенсивностей первичной и вторичной миграции, а также хронологии заполнения ловушек жидких УВ.