Нефть и газ известны человечеству с доисторических времен. Археологическими раскопками установлено, что на берегу Евфрата нефть добывалась за 6-4 тыс. лет до н. э. Использовалась она для различных целей, в том числе и в качестве лекарства. Древние египтяне применяли асфальт (окисленную нефть) при бальзамировании. Добывали они его, по сообщению древнегреческого историка и географа Страбона (63 г. до н. э. — 23-34 гг. н. э.), преимущественно у берегов Мертвого моря. Нефть являлась составной частью зажигательного средства, вошедшего в историю под названием «греческого огня». У народов, населявших южные берега Каспийского моря, нефть издавна применялась для освещения жилищ. Об этом свидетельствует древнеримский историк Плутарх, описавший походы Александра Македонского. В средние века нефть использовалась для освещения улиц в ряде городов Ближнего Востока и Южной Италии. В начале ХIХ века в России, а затем в Америке из нефти, путем ее возгонки, было получено осветительное масло, названное керосином. Впервые керосиновая лампа осветила операционный стол в львовском госпитале.
До середины ХIХ в. нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Зарождение нефтегазовой промышленности началось в конце 60-х годов ХХ века с началом бурения нефтяных скважин. Нефть и природный газ сейчас лежат в основе мирового топливно-энергетического баланса. Продукты переработки нефти широко используются во всех отраслях промышленности, сельского хозяйства, на транспорте и в быту.
Основоположник отечественной нефтяной геологии академик И. М. Губкин в 1932 г. писал: «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, мы будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи,… и получим… надежные указания, в каких местах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку».
Цель настоящей курсовой работы — на основе научных данных, представленных в литературе, рассмотреть основные концепции происхождения нефти и газа, дать общее описание миграции углеводородов в земной коре, видов миграции, факторов, ее обуславливающих. В работе особое внимание уделено первичной миграции и одному из важнейших вопросов данной проблемы — выяснению механизма концентрации микронефти.
Данная курсовая работа состоит из введения, двух глав, заключения, списка использованной литературы.
Происхождение нефти и газа, их состав
... к бурному развитию нефтедобывающей промышленности. 1. Происхождение нефти и газа 1.1 Современный взгляд Вопросы об исходном ... выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается ... формирования нефти - морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась ...
ГЛАВА 1. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ. ФОРМИРОВАНИЕ И СКОПЛЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
миграция нефть земной углеводород
1.1 Понятие и виды миграции нефти и газа
Под миграцией нефти и газа понимают перемещение их в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность. Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, а также возможно перемещение углеводородов из одного пласта (толщи) в другой. Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию.
Внутрипластовая миграция осуществляется в основном по порам и трещинам внутри пласта, межпластовая миграция — по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффузия).
Внутрирезервуарная и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление — вдоль напластования, и вертикальное — нормальное к напластованию. Отсюда различают боковую и вертикальную миграцию.
По характеру движения и в зависимости от физического состояния углеводородов различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора).
По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцирующих) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.
1.2 Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов
Современное представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих углеводородов заключается в следующем. Образовавшиеся в стадии диагенеза нефтяные углеводородов («юная» нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении.
С погружением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению.
Движение углеводородов может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газового раствора доказана экспериментально. Реальным фактором первичной миграции газа и газового раствора является диффузия.
Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, т.е. перемещаются вертикально вверх.
Миграция флюидов по пластам-коллекторам в больших масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1-2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках.
Природные источники углеводородов
... -neft-i-gaz/ Природными источниками углеводородов являются горючие ископаемые - нефть и газ, уголь и торф. Залежи сырой нефти и газа возникли 100-200 миллионов лет назад ... созревания и происхождения, миграции и биоразложения, приведших к образованию конкретных месторождений газа и нефти. [pic] Рисунок 1 Геохимические процессы, приводящие к образованию ископаемых углеводородов. § ...
Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти.
Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии — это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция).
В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы.
Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий.
В штохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обуславливающее диффузию газа.
По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).
Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей. Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. На земном шаре известно примерно 35000 месторождений.
1.3 Основные концепции происхождения нефти и газа
В объяснении происхождения нефти и газа уже более ста лет противоборствуют две основные концепции. Представители одной из них — органики — считают, что нефть и природный газ образовались в осадочном чехле земной коры в результате глубокого преобразования остатков животных и растительных организмов, населявших древние моря и озера. Их оппоненты — неорганики — утверждают, что нефть и газ образовались в мантии Земли в результате синтеза углерода и водорода в условиях высокой температуры и давления.
1.3.1 Концепции неорганического происхождения нефти
Наиболее последовательной концепцией неорганического происхождения нефти является минеральная — карбидная — гипотеза, предложенная великим русским ученым Д. И. Менделеевым (1837).
Согласно его представлениям, нефть возникает в результате взаимодействия паров воды и карбидов металлов ядра Земли. Образующиеся при этом газообразные продукты, в том числе и углеводороды, поднимаются по трещинам вверх в осадочные породы, конденсируются и образуют скопления нефти. Д. И. Менделеев обосновал это и геологическими данными, указав на линейность расположения нефтяных месторождений, приуроченность их к предгорным районам, связь с вулканами и др.
Гипотеза неорганического происхождения нефти и газа в настоящее время развивается в работах В. Б. Порфирьева, Н. А. Кудрявцева, И. В. Гринберга, Э. Б. Чекалюка, Г. Н. Доленко, П. Н. Кропоткина, А. И. Кравцова, Л. Н. Еланского, Л. Н. Капченко, Н. С. Бескровного, Г. В. Рудакова и др.
В 1950 г. профессор Н. А. Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах — в мантии Земли — в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы — СН, СН2 и СН3. Вследствие перепада давления они перемещаются по веществу мантии в зоны глубинных разломов и вдоль этих разломов поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. По мере понижения температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом. В результате образуются более сложные нефтяные углеводороды. Дальнейшее движение углеводородных газов и нефти приводит их или на поверхность Земли, или в ловушки, возникающие в проницаемых осадочных породах, а иногда и в кристаллических на границе с первыми. Передвижение углеводородов происходит по заполненным водой трещинам и вызывается огромным перепадом давления на пути миграции и в местах образования нефти в осадочной толще, а также разностью плотности воды и нефти.
Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие ...
... нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и ... химическому составу и происхождению нефть близка к природным горючим газам и озокериту. Эти ... добыча газа растет в некоторых развивающихся странах. Алжир, Малайзия, Индонезия, ОАЭ продают сжиженный природный газ в страны Европы и Японию. Угольная промышленность. Уголь ...
Имеется и космическая гипотеза неорганического происхождения нефти и газа, базирующаяся на крупных достижениях науки в области планетарной космогонии. Исследования спектров небесных тел показали, что в атмосфере Юпитера и других больших планет, а также в газовых оболочках комет встречаются соединения углерода и водорода. Во всех без исключения метеоритах выявлены простейшие органические соединения, путем экстрагирования извлечены битумы, в которых обнаружены углеводороды алифатического и ароматического происхождения, аминокислоты и глюкоза. Опираясь на эти данные, русский геолог В. Д. Соколов выдвинул гипотезу, согласно которой углеводороды образовались на ранних высокотемпературных стадиях существования Земли, на этапе ее «горячего развития» путем синтеза углерода и водорода. В 1957 г. академик АН УССР В. Б. Порфирьев предложил обновленный вариант космической гипотезы. По его представлениям, углеводороды, существовавшие в первозданном веществе Земли, при ее остывании и формировании как планеты, поглощались остывающей магмой и позднее, поднимаясь по трещинам, внедрялись в осадочные породы.
Все гипотезы неорганического происхождения нефти и газа базируются на следующих основных положениях.
Синтез углеводородов возможен неорганическим путем (например, синтез Фишера-Тропша).
Однако это не соответствует условиям, которые существовали на Земле. Термодинамический анализ параметров магматического расплава, внедряющегося в осадочную оболочку, свидетельствует о том, что возникновение и существование более сложных углеводородов, чем метан, невозможно.
Температура образования углеводородов нефти, рассчитанная из соотношения содержания ряда изомеров углеводородов в предположении, что нефть представляет собой равновесную систему углеводородов, очень высока (свыше 600 о С).
Нефть или ее признаки присутствуют в изверженных и метаморфических породах, в продуктах деятельности современных вулканов, в трубках взрыва и в космических телах.
Действительно, известно около 30 промышленных или полупромышленных залежей нефти, приуроченных к изверженным и метаморфическим породам; кроме того, имеется упоминание более чем о 200 случаях минералогических включений углеводородов в изверженных или метаморфических породах.
Скопления нефти и газа приурочены к зонам разломов в земной коре.
Гипотеза биогенного происхождения нефти и газа не объясняет:
Происхождение нефти и газа (2)
... материал для образования нефти органическое вещество, их ещё можно назвать органогенными. Данный вид теорий и будет рассмотрен в настоящей работе. Проблема происхождения нефти имеет не ... виде выходов нефти, газов и т.д.». Работа посвящена одной из сложнейших проблем современной геологии - флюидодинамике осадочных бассейнов (ОБ), происхождению нефти и формированию месторождений углеводородов (УВ), ...
- а) существования огромных концентраций нефти в гигантских месторождениях, а также уникальных скоплений битумов (Атабаска, Мелекесская впадина, Оленекское поднятие);
- б) причин отрыва рассеянных углеводородов от материнской толщи и их дальней миграции.
Критике концепции неорганического происхождения нефти и газа посвящено значительное количество работ. Возможность неорганического происхождения нефти и газа показана лишь лабораторными экспериментами, подтверждающими возможность синтезирования углеводородов в условиях высоких температур и давлений. Однако в опытах нельзя точно моделировать весь сложный неразрывный процесс образования углеводородов, условия их миграции и скопления.
Что касается остальных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти (нефтепроявления в кристаллических породах, высокая температура образования нефти, связь месторождений нефти с разломами и др.), то они или находят объяснение с позиции органического происхождения нефти, или же сами по себе недостаточно убедительны (определение температуры образования нефти по ее составу, связь месторождений с разломами).
Неорганическая теория не объясняет ряда важных закономерностей в размещении месторождений нефти и газа, в частности вертикальной зональности образования углеводородов различного состава и фазового состояния их скоплений, связи времени образования ловушки с ее нефтегазоносностью и т. п.
Хотя в настоящее время проблема нефтегазообразования остается открытой, большинство ученых поддерживает гипотезу органического происхождения нефти.
1.3.2 Концепции органического происхождения нефти
Идея об образовании нефти из органического вещества (углей) под воздействием тепла Земли впервые, еще в 1763 г., была высказана М. В. Ломоносовым в его знаменитом труде «О слоях земных». С этой работы М. В. Ломоносова начинает фактически свое развитие концепция органического происхождения нефти. Она набирала силы и совершенствовалась в острой борьбе как с неорганиками, так и с теми, кто принял в целом эту концепцию, но не находил удовлетворительного ответа на ряд вопросов изучаемой проблемы. Например: условия преобразования исходного органического вещества, время и механизм миграции углеводородов, процессы их накопления и преобразования, понятие «первичная нефть» и др.
Современные представления об органическом происхождении нефти сформулированы в работах : А. А. Бакирова, И. О. Брода, Н. Б. Вассоевича, В. В. Вебер, М. Ф. Двали, А. Ф. Добрянского, Н. А. Еременко, М. К. Калинко, А. Э. Конторовича, М. Ф. Мирчинка, К. Ф. Родионовой, С. С. Неручева, В. А. Соколова, В. А. Успенского, А. А. Трофимука и др.
С позиций органической концепции происхождение нефти и газа в настоящее время представляется следующим образом. Исходным продуктом для образования нефти является органическое вещество во всем его многообразии. Наиболее обоснованным явилось представление немецкого исследователя Г. Потонье о смешанном растительно-животном происхождении исходного материала для нефти.
В стадии седиментогенеза осадков, названной В.А. Соколовым биохимической, происходит деструкция остатков растений и животных под действием собственных ферментов отмершего организма (автолиз) и микроорганизмов. Процессы биохимического преобразования органического вещества происходят в самых верхних слоях осадка на глубине нескольких метров от морского дна, и уже на этом этапе органическое вещество в илах преобразуется так сильно, что по составу и физико-химическим свойствам абсолютно не похоже на то исходное вещество, которое выпадало в осадок. По мере накопления и погружения осадков морского дна идет процесс уплотнения и превращения их в осадочную породу, т.е. диагенез. Молодая осадочная порода при погружении попадает в зону катагенеза, где преобладают химические процессы, характеризующиеся преобразованием органического вещества под влиянием температуры и давления. Под воздействием высокой температуры начинается разложение более сложных соединений органического вещества на менее сложные, в том числе и углеводороды. С увеличением глубины погружения осадочных пород в разлагающемся органическом веществе растет содержание газообразных углеводородов и рассеянной нефти (микронефти — по Н. Б. Вассоевичу).
Нефть и газ. Их происхождение. Бурение и добыча нефти и газа
... взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, пластмасс, все возрастающего числа различных химикатов. Многие нефтеперерабатывающие предприятия производят не только индивидуальные углеводороды, но и многие химические производные этих углеводородов. Природный газ называется ...
Считается, что после достижения температуры 600оС на глубине 2,0-2,5 км разложение органического вещества ускоряется, а в глубоких зонах земной коры, где температура составляет примерно 150-2000оС, начинается деструкция нефти. В результате образуются сначала газоконденсат, а затем метан. Таким образом, возникло представление о вертикальной зональности образования нефти и газа. Так, до глубины 1,5 км выделяется зона преимущественного газообразования, в интервале от 1,5-2,5 км до 6 км предполагается образование из органического вещества максимального количества жидких углеводородов микронефти. Здесь господствует температура от 60 до 1600 оС. Эта зона названа Н. Б. Вассоевичем главной зоной нефтеобразования. А на больших глубинах, где температура более 150-2000 о С, генерируется, в основном, метан. Эта зона С. Г. Неручевым, А. М. Акрамходжаевым и другими советскими учеными выделена в качестве главной зоны газообразования (рис. 1).
Одним из важнейших вопросов является выяснение механизма концентрации микронефти в различных по масштабам скоплениях углеводородов. Согласно органической концепции, глинистые и известковые илы считаются нефтематеринскими породами. По мере их погружения и уплотнения рассеянная микронефть вместе с газообразными углеводородами и водой начинает выжиматься из илов в залегающие выше пористые породы (песчаники).
Этот процесс получил название первичной миграции. Свойства настоящей нефти микронефть приобретает уже в пористой среде.
В моменты последующих тектонических перестроек под влиянием гравитационных и других сил микронефть начинает медленное перемещение вверх вдоль пластов.
Так начинается вторичная миграция нефти и газа (рис.2).
По мнению И. М. Губкина, этот момент нужно считать уже началом образования самого нефтяного месторождения.
Формирование залежей нефти и газа является сложным процессом, включающим в себя три основных составляющих: генерация углеводородов нефтематеринскими отложениями, миграция их в зоны более низкого давления и ловушки, аккумуляция в скопления нефти и газа.
1.3.3 Флюидодинамическая и геодинамическая модели нефтегазообразования
Все возрастающее потребление нефти и газа является стимулом развития теоретической нефтегазовой геологии. К важным научным достижениям ХХ века следует отнести учение о нефтегазоносности осадочных бассейнов (И. О. Брод) и развитие осадочно-миграционной концепции нефте- и газообразования, ядром которой является представление о главной фазе нефтеобразования (Н. Б. Вассоевич).
Нефть, природный и попутный нефтяной газ и каменный уголь
... нефти образуются непредельные углеводороды, которые находят широкое применение в промышленном органическом синтезе Природный и попутный нефтяной газы Природный газ. В состав природного газа входит в основном метан (около 93%). Кроме метана природный газ содержит еще и ... 110000 т нефти. Известны трагические случаи слива мазута и нефти в реки, в которых происходит нерест ценных пород рыб. Серьезную ...
В последние годы в общей теории нефтегазоносности появились флюидодинамическая и геодинамическая модели.
В основу флюидодинамической концепции нефтегазообразования (Б. А. Соколов, В. Е. Хаин, Б. М. Валяев, Ю. И. Пиковский и др.) положено представление о единстве триады, включающей понятия: очаг генерации углеводородов, пути миграции, зоны аккумуляции, объединяемые в автономную нефтегазовую флюидодинамическую систему.
Геодинамическая модель нефтегазообразования (В. А. Клешев, А. А. Шеин, В. П. Гаврилов и др.) построена на концепции «тектоники плит», или так называемой новой глобальной тектоники (В. Морган, З. Ле Пишон, Б. Айзекс и др.).
Предполагается, что нефть образуется из органического вещества осадков океанического дна в зонах субдукций (при подвигании и надвигании океанической коры на континентальную на месте глубоководных желобов) при погружении на глубину с температурой порядка 100-4000С. Нефть мигрирует вверх через надвинутую континентальную плиту и концентрируется, образуя большие скопления в осадочных породах (Х. Хедберг, О. Г. Сорохтин и др.).
Отсюда следует и новый механизм обогащения углеводородов в краевых и предгорных прогибах, выжимавшихся из зон поддвига плит и мигрировавших затем по напластованиям осадочного чехла прогибов в сторону самих платформ. Этот механизм оказывается очень мощным. В таких зонах в результате тектоно-сейсмической деятельности выделяется более 95% всей механической энергии Земли.
С этой точки зрения интересны работы якутских ученых по выявлению роли природных тектоно-сейсмических факторов в реализации процессов образования и накопления углеводородов. Лабораторные эксперименты по моделированию воздействия этих факторов на осадочную толщу, содержащую органическое вещество, показали, что процесс преобразования органического вещества сопровождается генерацией широкой гаммы углеводородов. Достоверность разработанных моделей, которые учитывают роль механической энергии в геохимических процессах, доказана в работах автора по изучению органического вещества современных осадков регионов с активной тектоно-сейсмической деятельностью.
Химико-битуминологическое изучение органического вещества донных осадков озера Байкал, расположенного в пределах Байкальской рифтовой зоны, показало, что оно достигло высокой степени преобразования, соответствующей буро-угольной стадии. Исследование органического вещества современных осадков Охотского моря, расположенного в активной зоне сочленения Азиатского континента и дна Тихого океана, позволило выявить высокую степень битуминизации и высокое содержание углеводородов, сопоставимое с их количеством в органическом веществе пород, залегающих на глубине нескольких километров на континентах. Другим примером современных осадков с глубоким преобразованным без участия термальных факторов органическим веществом являются осадки Черного моря, а также Японского моря в районе глубоководного желоба Нанкай. Оба района находятся в зонах повышенной сейсмичности.
Результаты исследований позволяют сделать вывод о том, что тектоно-сейсмические процессы оказывают существенное, а в некоторых случаях и определяющее влияние на генерацию углеводородов органическим веществом. Они играют роль движущих сил в перераспределении и аккумуляции углеводородов. Основные области их образования связаны с приграничными зонами литосферных плит, в пределах которых выделяется большая часть механической энергии Земли.
Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа
... с пластовыми залежами. Пол бассейном пластовых вод понимается скопление вод, приуроченное преимущественно к осадочным породам, заполняющим ... нередко развиты порово-пластовые воды. Залежи нефти и газа ассоциируются с бассейнами пластовых вол, поэтому ... вод из одних частей в другие. В результате процесса уплотнения образуется избыточное количество жидкости Q изб . Приращение давления происходит ...
Анализ распределения нефтегазоносных бассейнов мира показал, что приблизительно 80% мировых залежей нефти и газа действительно тяготеют к современным, особенно к существовавшим в прошлые геологические периоды фанерозоя зонам поддвига плит. Сюда относятся и уникальные углеводородные бассейны Персидского залива, Венесуэлы, Среднего Запада США, Канады, Аляски, Индонезии, классические месторождения Аппалачей, Предуральского прогиба, Кавказа, Карпат и других регионов мира. Открытие крупных месторождений нефти и газа в поднадвиговых зонах горных сооружений Северной Америки — яркий пример удачного прогноза существования в конкретном месте полезных ископаемых, данного с позиций теоретического представления тектоники литосферных плит.
В наступившем столетии, по всей вероятности, будет создана общая теория нефтегазообразования, объединяющая существующие сегодня органический, неорганический и космический подходы к данной проблеме. Это даст возможность более эффективно и рентабельно осваивать углеводородные ресурсы недр Земли.
ГЛАВА 2 ПЕРВИЧНАЯ МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА
2.1 Миграция в нефтегазопроизводящих породах. Микронефть
В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Ловушка — часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м3. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1м 3 коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы.
Как уже говорилось ранее различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную, вторичную и третичную миграцию.
Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией. Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа или природных битумов.Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией.
Первичная миграция углеводородов (УВ) представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного органического вещества (ОВ) и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов — субвертикальное, в область меньших пластовых давлений.
По геологии нефти и природных газов
... Сорбция газов (может происходить и в атмосфере, и в гидросфере, и в литосфере; возрастает с увеличением молекулярной массы газа; связанная вода в ГП уменьшает ее сорбционные способности; окклюдированные газы – в виде пузырьков газа в кристаллическом веществе пород; ...
Микронефть — это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных углеводородов УВ и 10-30 % смол и асфальтенов. Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза — в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ.
Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже — кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 єС генерируют нефть. При этом минимальная концентрация ОВ, способная обеспечить промышленную нефтеносность принимается равной 0,4-0,5 % для глинистых пород и 0,1-0,2 % для карбонатных пород.
Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ).
Повышенные концентрации, достигающие 8 %, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20 % характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ.
Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также — уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления.
Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость. Например, при насыщении нефти углекислым газом на 20 % её вязкость снижается в 5-6 раз.
При быстром погружении ОПБ происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВПоД).
Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВПоД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. Ряд исследователей считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
Кроме того, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов.
На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.
В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты:
1) эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий;
2) эмиграция в свободном состоянии;
3) эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе);
4) эмиграция в диффузионной форме;
5) эмиграция за счёт геодинамических явлений;
6) стадийная эмиграция в зависимости от изменения
Однако преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.
Впервые данные стадии и формы первичной миграции были выделены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981).
Затем рядом исследователей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ эмигрирующих в разных формах.
2.2 Механизмы и формы стадий эмиграции
Первая, или элизионная, стадия эмиграции происходит в протокатагенезе при погружении глинистых пород в платформенных условиях на глубину около 2 км, которой соответствует температура 60 єС. Возрастающая литостатическая нагрузка ведёт к механическому сокращению порового пространства нефтепроизводящих пород с 60 до 10-15 % и отжиманию седиментационной и новообразованной воды с растворёнными в ней УВ в прилегающие породы-коллекторы. При пористости более 60 % седиментационная вода возвращается обратно в водный бассейн. Процесс уплотнения глин сопровождается выделением большей части связанной воды, до 75 % сорбированного слоя. Превращение сорбированной воды в свободную сдерживает уплотнение глинистых частиц и к концу элизионной стадии в толще породы за счёт повышенного порового давления формируются дренажные системы.
По расчётам, выполненным для этапа погружения ОПБ, на первой стадии эмиграции из глинистых нефтепроизводящих пород выделяется 95,7 % воды. При этом 2,25 м3 глины с пористостью 60 % в результате уплотнения превращаются в 1 м3 с пористость 10 % и теряют 1,34 м3 воды, входящей в первоначальный объём.
Генерация жидких УВ на уровне протокатагенеза составляет несколько сотен граммов на 1 м3 породы. При этом их растворимость в поровой воде низкая, всего 40 см3/м3, поэтому большая часть образующихся УВ сорбируется ОВ и минеральной частью породы. В связи с этим объём эмиграции микронефти из нефтепроизводящих пород на первой стадии является незначительным, не более 5 % от её количества в породах и протекает она в основном в водорастворенном состоянии. Из-за низкой концентрации микронефти в породе объёмы её эмиграции в свободном состоянии несущественны. Этому препятствуют также и фазовые проницаемости. Все газовые УВ, присутствующие в породе мигрируют в водорастоврённом состоянии. Коэффициент эмиграции на первой стадии составляет 0,02-0,05. и может достигать 0,2-0,3.
Вторая стадия эмиграции, или стадия интенсивной эмиграции микронефти происходит при прохождении нефтегазопроизводящими породами главной зоны нефтеобразования при температуре 70-160 єС. Осуществляется она преимущественно в свободной струйной форме. На этом уровне погружения происходит десорбирование микронефти от минеральной части породы и РОВ, которая образовалась как на стадии протокатагенеза, так и в ГЗН. Пористость глинистых пород здесь снижается с 10-15 до 4-5 %, а объём генерации нефти и газа резко возрастает. Объём связанной воды, переходящей в свободную, также резко снижается, хотя появляется вода за счёт дегидратации некоторых минералов и химического разложения (катагенеза) РОВ. Выход органогенной воды из ОВ сапропелевого типа по данным Ю.И. Корчагиной (1976) составляет 2-3 % в расчёте на ОВ или 12-17 % от суммы продуктов катагенеза ОВ. Наибольшее количество воды выделяется при дегидратации глинистых минералов группы монтмориллонита (цеолитная вода).
Минералы этой группы могут поглощать воду межпакетным пространством, вплоть до разрыва связей меду пакетами. При этом они имеют большую площадь активной поверхности — 800 м 2/г. При десорбировании воды монтмориллонитовые глины в процессе гидрослюдизации превращаются в иллитовые глины, активная поверхность которых становиться почти на порядок ниже. Однако подавляющая часть монтмориллонитов образуется в корах выветривания, поэтому в нефтепроизводящих породах они присутствуют не всегда.
Таким образом, в ГЗН происходит резкое снижение выделения объёмов свободной воды. По сравнению с предыдущей стадией здесь выделяется всего 4,3 % воды. Однако её роль в процессах эмиграции микронефти ещё сохраняется, поскольку за счёт роста температуры в системе: порода, нерастворимое РОВ, вода, микронефть и газы, происходит термальное увеличение объёма воды, а также других летучих продуктов катагенеза ОВ: микронефти и газов (СО2, СН4, СnНm, NН3, Н2S).
Кроме того, появление органогенной воды одновременно с продуктами катагенеза облегчает их отрыв от исходной материнской матрицы керогена и внутри пор происходит повышение относительной концентрации микронефти. Флюиды (микронефть, газ и вода) при повышении температуры увеличиваются в объеме значительно больше, чем вмещающие их породы. Все это в условиях затрудненного оттока флюидов ведет к образованию АВПоД, которое и служит источником энергии эмиграционных процессов. Связь зон АВПоД с нефтепроизводящими породами давно была отмечена исследователями.
При достижении нефтегазопроизводящими породами критического уровня АВПоД, когда оно примерно на 10-15 МПа выше, чем в соседних породах-коллекторах, происходит флюидоразрыв — образование сети трещин. По этим трещинам нефть впрыскивается в выше и нижезалегающие водонасыщенные коллекторы, которые обычно характеризуются гидростатическими пластовыми давлениями. Этот процесс протекает периодически. Следы таких флюидоразрывов — густая сеть искривленных микротрещин с примазками битумоидов или прожилки нефти толщиной около микрона фиксируются при изучении петрографических шлифов с помощью люминесцентного микроскопа (С.Г. Неручев, 1987; А. Перродон 1991).
Таким образом, эмиграция УВ протекает в ГЗН периодически в виде жидкой фазы, то есть в струйной форме и может иметь взрывной инъекционный характер.
Инъекционный механизм эмиграции флюидов из глинистых нефтепроизводящих пород в коллекторы был предположен А.Н. Снарским (1962) и применительно к эмиграции нефти развит С.Г. Неручевым и др. (1981), а применительно к эмиграции газа — К. Бека и И.В. Высоцким (1976).
Возможность струйного характера эмиграции нефти за счёт увеличения поровых давлений и разности их потенциалов в ГЗН в результате увеличения объёма флюидов признаёт большинство исследователей. При этом многие авторы подчёркивают роль увеличения фазовой проницаемости нефти относительно воды в процессе уплотнения глин, особенно на завершающейся фазе нефтеобразования, когда основная часть воды вытеснена в коллектор, а также роль тектонической напряжённости пород.
Наиболее интенсивная эмиграция нефтяных УВ наблюдается в нижней части ГЗН на градации катагенеза МК2 при температуре до 170 °С. С.Г. Неручев, 2003; А. Перродон, 1991).
И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, В.И. Высоцкий (1991) также связывают наиболее интенсивную эмиграцию жидких УВ с нижней частью ГЗН. По их расчётам в ГЗН удаляется 50 % жидких УВ от их содержания в нефтепроизводящих породах. Таким образом, вторая стадия является основной для эмиграции жидких УВ. Коэффициент эмиграции здесь возрастает до 0,52 и эмиграция происходит в основном в свободном состоянии. Эмиграция микронефти в водорастворённом состоянии составляет лишь 2,6 % от объёма эмигрирующей микронефти в свободном состоянии.
На ряду с микронефтью в ГЗН образуется большое количество газа, до м3 на 1м3 породы. Основная его часть, составляющая 75,7 % от объема генерации, находится в свободном состоянии и почти полностью уходит из нефтегазопроизводящей толщи. В растворе жидких УВ находится 12,0 % газа и в растворе поровых вод нефтепроизводящих толщ — 12,3 %.
Третья стадия эмиграции, или стадия эмиграции первичных газоконденсатов и сухих газов, происходит в НГБ с толщиной осадочных пород в платформенных условиях более 5 км. Связана она с главной зоной газообразования (ГЗГ), которая лежит в пределах градаций катагенеза МК3-АК2. Объём порового пространства здесь практически не уменьшается и стабилизируется на уровне 4-5 %, при этом практически прекращается выделение дегидратационной воды. Для ГЗГ характерна высокая температура, от 160-170 до 250-260 єС и интенсивная генерация метана, более 4 м3/м3, при снижении темпа образования жидких УВ, вплоть до полного прекращения их генерации. Таким образом, метан становится здесь основным компонентом в составе образующихся летучих веществ. В этих условиях микронефть обладает высокой растворимостью в газе, более 500см3/м3.
Эмиграция продуктов катагенеза протекает на этой стадии, также как и на предыдущей стадии, в струйной форме, или в виде дискретных прорывов газоконденсатных растворов и сухих газов, с образованием быстро закрывающихся трещин. Следы движения УВ и других подвижных веществ по этим трещинам хорошо фиксируются в шлифах под люминесцентным микроскопом.
Основной движущей силой эмиграции газа является АВПоД, которое образуется за счёт непрерывной генерации газа. Расчеты В.А. Соколова (1965), показали, что при превращении 20 кг ОВ, заключенного в 1м3 глины, 1 кг ОВ полностью превращается в газ и за счёт этого внутрипоровое давление может достигнуть 100 МПа.
Высококипящие нефтяные УВ с частью смол и асфальтенов, не удалившиеся из производящих пород в ГЗН, а также низкокипящие нефтяные УВ, образовавшиеся в верхней части ГЗГ на градациях катагенеза МК3-4 выносится из них уже в виде газоконденсатных растворов. По расчётам в ГЗГ в свободном состоянии находится 88 % газа от объёма его генерации, а все жидкие УВ находятся в растворенном состоянии: 85 % в газе и 15 % в воде. Все жидкие УВ, растворённые в воде и 10 % водорастворённых газов остаются в порах нефтегазопроизводящей породы. Коэффициент эмиграции газа на этой стадии равен 0,8.
Литолого-битуминологическими исследованиями установлено, что количество и состав ХБ зависят от типа исходного ОВ и фациального генезиса осадков. Было установлено, что при прочих равных условиях сапропелевая органика более богата ХБ, чем гумусовая.
Представим последовательность процессов, из которых складывается сущность осадочно-миграционной теории нефтегазообразования.
Любая осадочная порода на стадии седиментации (формирования осадка) содержит то или иное количество ОВ. От литофациального облика пород зависит количество и тип ОВ, захороненного в осадке, степень его аэробной преобразованности. Естественно, например, предположить, что условия захоронения липидных компонентов ОВ, являющихся основным источником жидких УВ, в застойных водоемах значительно благоприятнее, чем в русловых фациях или в условиях литорали.
В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза в результате микробиальной деятельности из ОВ выделяются газообразные продукты (С02, СН).
На этой стадии происходит упрощение структуры ряда соединений, входящих в состав липоидной составляющей ОВ. На этой стадии происходит интенсивное отжатие седиментационных вод, насыщающих осадок. Происходит сокращение объема порового пространства глинистых пород с 60 до 25 %, происходит уплотнение осадка, увеличение его плотности.
Следующая стадия преобразования осадка — катагенез, подразделяется на прото- (ПК), мезо -(MK1-.5) и апокатагенез (АКм).
Протокатагенез, соответствующий буроугольной стадии карбонизации гумусовых углей, характеризуется началом процессов новообразования и преобразования УВ путем слабого термолиза и (или) термокатализа (по Н.Б.Вассоевичу).
Эти процессы обусловливаются повышением температуры и давления в осадочной породе, испытывающей погружение. К завершению этой стадии катагенеза (соответствует буроугольной стадии карбонизации углей) в РОВ увеличивается содержание ХБ, т. е. возрастает битумоидный коэффициент (ХБ/Сорг).
Стадию мезокатагенеза (МК) принято подразделять на 5 этапов, соответствующих пяти маркам каменных углей — MK1 (Д-длиннопламенные), МК2 (Г-газовые), МК3 (Ж-жирные), МК4 (К-коксовые) и МК5 (ОС-отощенно-спекающиеся).
Со стадией мезокатагенеза связаны основные события, составляющие процесс нефтеобразования.
На этапах МК1 и МК2 наиболее интенсивно в результате термокатолиза и мягкого термолиза (по Н.Б. Вассоевичу) происходит новообразование жидких и газообразных УВ. С этими этапами связана главная фаза нефтеобразования (ГФН), или главная зона нефтеобразования (по А.Э.Конторовичу).
На рис. 3 и 4 приведены изменения коэффициента битуминозного и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового и гумито-сапропелитового типов пермских, верхнеюрских и меловых отложений Вилюйской синеклизы. Из сопоставления этих графиков видно, что при наличии общей тенденции в изменении рассматриваемых параметров с увеличением глубины залегания, в то же время присутствуют существенные различия. В РОВ гумито-сапропелитового типа изменения в составе РОВ фиксируются уже с конца стадии ПК и начала MK1 (1500-1800 м), тогда как в РОВ сапропелито-гумитового типа увеличение коэффициента, а фиксируется на глубинах 2200-2500 м. Для гумито-сапропелитов характерны более высокие значения коэффициентов р.
С нарастанием степени катагенетической преобразованности РОВ фиксируется снижение коэффициента битуминозности (Р).
Для РОВ сапропелито-гумитов это наблюдается на глубинах свыше 4000 м (рис.3), а для гумито-сапропелитов — на глубинах около 2500 м (рис. 4).
Такая динамика изменения ряда параметров РОВ рассматривается большинством исследователей как доказательство эмиграции наиболее мигрантноспособной углеводородной части РОВ из материнских пород в породы-коллекторы. Подобная динамика изменения количественных показателей ХБ, свидетельствующих о процессах новообразования УВ и их эмиграции из материнских пластов, установлена во многих нефтегазоносных бассейнах мира (рис.5).
Из сравнения этих графиков видна однонаправленность процесса. Различие же в глубинах залегания пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура, давление, геологическое время (длительность), литологический состав отложений, тип органического вещества, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия, геотермический режим.
Продолжающееся погружение материнской породы на большие глубины сопровождается повышением пластовых температур. Породы попадают в геотермические условия главной фазы газообразования (ГФГ) — температура от 150 до 200-250°С. Пространственно, это диапазон глубин от 3.5-5 км до 6-9 км, выделяемый в главную зону газообразования (ГЗГ).
В шкале углефикации эта фаза приурочена к этапам МК: от NQQ до АК. Этот этап преобразования РОВ характеризуется интенсивной генерацией газообразных УВ (главным образом, метана).
В этой зоне происходит глубокая термохимическая деструкция нерастворимой части РОВ.
Экспериментальными данными в ГФГ фиксируется преобладанием в газовой фазе метана. Количество метана в закрытых породах (в расчете на РОВ) возрастает в несколько раз. Генерация УВ — газов синхронно сопровождается почти полной эмиграцией их в породы-коллекторы. В пластовых водах пород-коллекторов В ГНЗ наблюдается максимальная концентрация водорастворенного метана с приближением упругости его паров к давлению насыщения, т. е. к условиям выделения газа в свободную фазу.
Следует заметить, что процесс генерации газообразных УВ более универсален, чем процесс генерации жидких УВ. Образование газов происходит на всех этапах постседиментационной истории преобразования осадка. На этапе протокатагенеза образуется СО2 и СН4. В метагенезе в балансе образующихся газов преобладают гомологи метана, образующиеся одновременно и с жидкими УВ. При довольно четко определяемых термобарических параметрах фаз генерации жидких и газообразных УВ, в осадочных бассейнах мира наблюдаются существенные различия в глубинном положении зон генерации УВ (рис. 6).
Глубинная зональность катагенеза РОВ в отложениях некоторых нефтегазоносных регионов мира, по данным Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручева. 1 — Поволжье (Волго-Уральская провинция); П- Припятская впадина; III- Днепрово-Донецкая впадина; IV -Вилюйская синеклиза; V — Предкавказье; VI — склон Скифской плиты на границе с Терско-Каспийским прогибом; VII — Мангьшшак; VIII — центральная часть Западно-Сибирской плиты; IX — Восточная Камчатка; X — Аляска; XI -Калифорния; XII — Азербайджан; ХШ — Прикаспийская впадина
Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручевым (1981) показано, что наиболее растянутая глубинная зональность (нижняя граница ПК до 3.1 км, МК) — до 4.2 км, МКг — 5 км и глубже) наблюдается в кайнозойских осадочных бассейнах, в синеклизах и впадинах, как молодых, так и древних платформ со значительной толщиной осадочного чехла (8-20 км), в районах проявления соляного тектогенеза. Сжатая глубинная зональность (ПК — до 1.5 км, МК( — до 2 км, МК2 — до 2.4-2.7 км) наблюдается на древних и эпипалеозойских платформах и в районах палеозойской и мезозойский складчатости.
Приведенные данные однозначно свидетельствуют об однонаправленности процессов протекающих в осадочно-породных бассейнах (ОПБ).
Различия же в глубинах залегания осадков и пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура (геотермический режим), давление, геологическое время (длительность того или иного процесса), литологический состав отложений, тип органического вещества, его количество, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия.
Между всеми этими факторами существуют причинно-следственные связи. Все эти причинно-следственные связи существуют в пределах единой системы — в осадочно-породном бассейне (ОПБ).
«Осадочно-породный бассейн» является по Н.В. Лопатину (1983) открытой динамической неравновесной самоорганизующееся системой. Эволюцию ОПБ можно рассматривать как последовательную смену различных условий организации этой системы. В любой системе может быть выделено множество подсистем, которые, в свою очередь, могут рассматриваться как системы.
В системе ОПБ можно выделить три подсистемы — минеральную, водную и углеводородную. Для каждой из этих подсистем характерна определенная совокупность процессов, происходящих в конкретных термобарических условиях. Так, например, в определенном объеме пород ОПБ могут происходить одновременно процессы: литификации осадочных пород, выражающиеся в изменении физических свойств пород, в структурно-вещественных преобразованиях этих пород; термокаталитического преобразования ОВ, приводящего к изменению в нем соотношения углеводородных и неуглеводородных компонентов; фазовые превращения углеводородных флюидов и процессы миграции воды и УВ.
