Условия, благоприятные для формирования залежей и месторождений неф-
ти и газа в осадочно-породных нефтегазоносных бассейнах и очагах генерации в
пределах нефтегазосборных площадей, закладываются в течение длительного
геологического времени. Они охватывают продолжительную стадию предвари-
тельного накопления "энергетического генерационного углеводородного потен-
циала", в соответствии с указанным выше законом Губкина-Брода составляю-
щую от 10 до 20 млн. лет. И более кратковременную стадию заполнения лову-
шек и формирования залежей − от первых сотен до 1 млн. лет и более.
Как отмечалось выше, главными факторами генерации нефти и газа и пер-
вичной миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород являеюся ли-
тологическое изменение осадков и катагенетическое преобразование в них ор-
ганического вещества. Эти процессы связаны с седиментационным и постседи-
ментационным (в основном гравитационным) уплотнением отложений, сопро-
вождающимся ростом пластового давления и температуры при сохранении вос-
становительных условий среды и росте внутренней потенциальной энергии
нефтегазоматеринских пород. Они протекают непрерывно вплоть до темпера-
тур, превышающих 200°С, и давлений − 100 кг/см2, т.е. условий образования
лишь сухого углеводородного газа. Генерация последнего по мере увеличения
температуры сопровождается прогрессивной углефикацией ОВ, содержащегося
в осадке, с накоплением, кроме углеводородного, также углекислого газа, спо-
собствующих переводу рассеянной микронефти (протонефть или "незрелая"
нефть − по Н.Б. Вассоевичу) в водный или водноэмульсионный и газоконден-
сатный растворы.
На всех стадиях генерации УВ идет непрерывный процесс накопления
внутренней энергии нефтегазоматеринской толщи во всех формах: физико-
химической, тепловойu1103., гравитационной и др. Физическая сторона этого процес-
са и сущность его развития могут быть представлены следующей обобщенной
схемой. В диагенезе начинается, а затем в эпигенезе продолжается уплотнение
осадка и катагенетическое преобразование находящегося в нем ОВ. Уплотне-
ние, вызванное повышением давления и перестройкой структуры вещества, ве-
дет к резкому сокращению площади поверхности частиц и, следовательно,
уменьшению их поверхностной энергии. Уменьшение последней облегчает от-
рыв частиц и молекул, составляющих углеводороды и их компоненты, от мате-
ринской субстанции.
При наличии в составе материнского вещества седиментационной воды
или водной пленки с углеводородами на его поверхности может произойти пе-
ремещение такой пленки либо на соседние частицы вещества с большей по-
верхностной энергией, либо в объем порового пространства, образуя там в слу-
чае наличия УВ свободную фазу (жидкую, газовую). На специфику такого про-
цесса существенное влияние будет оказывать гидрофильность или гидрофоб-
ность взаимодействующих веществ. Молекулы углеводородов, оторвавшиеся
от материнского вещества, оказываются в водной среде, составляя с ней истин-
ный молекулярный раствор, активно перемещаясь в жидкой фазе.
Процессы активной эмиграции нефти и газа из нефтегазоматеринских глин
и миграция ее в пласты-коллекторы начинаются при погружении осадков на
глубину более 1000 м, давлении 150−200 кг/см2 и пластовой температуре свыше
50°С (Тиссо Б., Вельте Д., 1981). В результате постепенного вытеснения седи-
ментационной воды из уплотняющегося осадка в коллектор под действием гра-
витационных сил и внутренней энергии органического вещества жидкие и газо-
образные углеводородные флюиды начинают перемещаться из центральных,
наиболее погруженных зон − очагов генерации седиментационного бассейна −
к его периферийным частям, т.е. в направлении снижения гидравлических на-
поров в пластах-коллекторах. Вместе с водой перемещаются и поступившие в
пласты нефть и газ, которые концентрируются, образуя локальные скопления в
ловушках.
Формирование углеводородных скоплений происходит, как будет показано
ниже, под действием гравитационно-теплового потенциала, обеспечивающего
постоянную миграцию нефти и газа в пластовых водах. При этом начальная фа-
за перемещения углеводородов, т.е. их эмиграция, выделена в самостоятельную
стадию, названную первичной миграцией, приводящей к уходу наиболее под-
вижных битумоидов (протонефти, "незрелой" нефти – по Н.Б. Вассоевичу) и
углеводородного газа из нефтегазоматеринской породы. В процессе вторичной
миграции УВ по законам механики происходит перемещение нефти и газа в
коллекторе по порам и трещинам.
Миграция нефти и газа путем всплывания и вертикальной диффузии проис-
ходит, главным образом, по крупным порам, микротрещинам и трещинам. Пере-
мещению нефти и газа под действием гравитационных сил препятствуют силы
трения и, прежде всего, межфазовое трение, вызываемое относительным пере-
мещением газа, нефти и воды по отношению друг к другу, вязкость, молекуляр-
ное притяжение между стенками породы и молекулами подвижного вещества.
Латеральная миграция УВ, как показали многочисленные исследования
дальности миграции углеводородов (С.П. Максимов, С.Г. Неручев, Т.А. Ботне-
ва, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.), ограничивается осевой зоной бли-
жайшей крупной впадины. Вертикальная миграция большей частью соразмерна
с мощностью нефтегазоносных свит. Однако в природе часто наблюдается со-
четание латеральной и вертикальной миграции, при которой углеводородные
флюиды выбирают энергетически более "доступный" для своего движения путь
(с меньшим пластовым давлением), не сочетаясь с его направлением.
Процесс миграции УВ на более или менее значительные расстояния, со-
гласно исследованиям Н.А. Еременко и Г.В. Чилингара (1996), сопровождается
разделением мигрирующей газонефтяной смеси. Дифференциация нефтей и га-
зов особенно отчетливо проявляется при формировании залежей в цепи лову-
шек, расположенных в пределах одного и того же геоструктурного элемента.
При пластовом давлении, превышающем давление насыщения нефти газом, а
такие условия преобладают в большинстве нефтегазоносных бассейнов, весь
газ растворяется в нефти и миграция происходит в одной фазе.
По мере миграции УВ в более поднятые структуры антиклинальной зоны и
уменьшения пластового давления до давления насыщения газ выделяется из
нефти в свободную фазу. Дальнейшая миграция происходит в двухфазном со-
стоянии. При высоких пластовых давлениях и преобладании в углеводородной
смеси газовой фазы более легкие фракции нефтей растворяются в газе и мигра-
ция может происходить в виде конденсатной смеси. При латеральной внутрире-
зервуарной миграции нефти и газа вверх по региональному подъему коллекто-
ров они насыщают ловушки вверх по восстанию. Их заполнение происходит по
принципу дифференциального улавливания жидких и газообразных углеводо-
родов, сформулированному В.П. Савченко (1954), В. Гассоу (1954), С.П. Мак-
симовым и др. (1954, 1964) и др.
Принципиальная схема формирования нефтегазовых месторождений на
основе дифференциального улавливания УВ, показанная на рис. 25, является
наиболее простой и наглядной, однако не охватывает всех возможных путей
образования углеводородных скоплений. Вместе с тем она многое может объяснить, не исключая при этом всего многообразия явлений и процессов.
При этом необходимо учитывать в каком состоянии протекала миграция: в однофазном
(газовом) или двухфазном (нефтегазовом) состоянии. Так, для впадин Урало-
Пайхойского предгорного прогиба А.Я. Кремс и др. считают, что миграция
нефти и газа на платформу протекала преимущественно в однофазном состоя-
нии. Большинство современных исследователей допускают также дальнюю ми-
грацию углеводородных флюидов в виде легкой нефти, насыщенной газом, ли-
бо в растворенном в газе состоянии.
Вдоль сводов валообразных поднятий и зон регионального литолого-
стратиграфического выклинивания коллекторов миграция углеводородов может
происходить в виде струйных потоков на значительные расстояния от указанных
областей нефтегазообразования с дифференциальным улавливанием нефти и га-
за в ловушках в соответствии с изложенной выше схемой. В каменноугольных и
более молодых ловушках с пластовым давлением выше давления насыщения –
газонефтяные и нефтегазовые (А.Я. Кремс и др., 1974). Наряду с широкой лате-
ральной миграцией углеводородов возможна и локальная вертикальная миграция
нефти и газа. На масштабы последней непосредственное влияние оказывает на-
личие и распределение в разрезе надежных флюидоупоров.