Petroleum geology explains how hydrocarbon fluids are generated, but there is a lack of understanding regarding how oil is expelled from source rocks and migrates to a reservoir. To clarify the process, the multi-layer Urengoy field in Western Siberia was investigated. Based on this example, we have identified an alternative mechanism of hydrocarbon field formation, in which oil and gas accumulations result from the phase separation of an upward hydrocarbon flow. There is evidence that the flow is generated by the gases released by secondary kerogen destruction. This study demonstrates that oil components are carried by the gas flow and that when the flow reaches a low-pressure zone, it condenses into a liquid with real oil properties. The transportation of oil components in the gas flow provides a natural explanation for the unresolved issues of petroleum geology concerning the migration process. The condensation mechanism can be considered as the main process of oil field formation.

В геологии нефти и газа, казалось бы, хорошо изучены все особенности образования месторождений [1, 2]. Однако до сих пор не решена проблема первичной

Представлены закономерности преобразования углеводородных флюидов в процессе восходящей миграции. Рассмотрен механизм возникновения газового потока при деструкции органического вещества, захвата им нефтяных углеводородов из материнских пород. Начальный состав потока соответствует газоконденсату с большим содержанием тяжелых фракций. При миграции наверх поток постепенно облегчается. Нефтяные компоненты отделяются от потока, образуя нефть. Далее она мигрируют как отдельная фаза и захватывается ловушками. Отмечается, что после всех трансформаций восходящего потока через земную поверхность выходит практически чистый метан. Ключевые слова: углеводородный поток, восходящая миграция, фазовые превращения, углеводородные залежи.

Аннотация. Рост порового давления с увеличением глубины плохо поддается теоретическому моделированию из-за трудностей расчета динамики выхода воды из пород и затруднений с расчетом давления, связанного с генерацией углеводородов при деструкции органического вещества. В работе представлена модель образования аномально высокого порового давления на этапе преобразования нефтяных углеводородов в газовые. Выполнены расчеты роста давления для характерных условий севера Западной Сибири. Расчеты показали, что давление трещинообразования, составляющее 0.8 от литостатического, зависит от принятых допущений модели и достигается на глубине от 6.15 до 6.8 км. Если принять во внимание также и другие факторы роста давления, прежде всего, неравновесное уплотнение пород, глубина трещинообразования смещается на 5.5-6 км. Это соответствует глубине обнаружения микрошвов гидроразрыва на 5.7 км в кернах сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7. Возникновение системы микротрещин обеспечивает транспортировку нефтяных углеводородов в составе восходящего газового потока, образование нефтяных месторождений на меньших глубинах.Ключевые слова: генерация углеводородных флюидов, аномально высокое поровое давление, глубина трещинообразования, микрошвы гидроразрыва, Западная Сибирь. Для цитирования: Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Расчет роста порового давления с глубиной из-за генерации углеводородных флюидов // Актуальные проблемы нефти и газа. 2019. Вып. 2(25). Введение Аномально высокое поровое давление в нефтегазоносных бассейнах является обычным явлением [1, 2]. Существует много объяснений увеличения давления выше гидростатического [3]. Основными причинами считается неравновесное уплотнение пород (см., например, [4]) и образование углеводородных флюидов из керогена [5-9]. На большой глубине из-за уменьшения проницаемости пород флюидный отток затруднен, вода не может быстро выйти из породы, из-за чего на поровые флюиды во все бóльшей степени передается нагрузка вышележащих пород. Генерация углеводородных флюидов при термическом преобразовании органического вещества вызывает рост порового давления в силу того, что углеводороды по отношению к керогену имеют меньшую плотность -увеличение объема флюидов приводит к быстрому росту давления в ограниченном поровом пространстве нефтематеринских пород.Abstract. The pore pressure increase with depth is hard to simulate due to the difficulties in accounting for a water escape from rocks and in calculating a pressure associated with hydrocarbon fluid generation. The paper presents a model of high reservoir pressure formation, considering the main factors affecting the pressure growth during oil component thermal conversion into the gas ones. Calculations were performed for the conditions of the north of Western Siberia. The results showed that the fracturing pressure, which is 0.8 of lithostatic, depends on the model assumptions and is reached at a depth of 6.15 km to 6.8 km. Accounting for other factors as well and, first of all, a nonequilibrium rock compaction, the fracturing depth shifts to 5.5-6 km. This corre...

Since the discovery of giant hydrocarbon fields in the north of Western Siberia, no unified concept regarding the mechanism and stages of their formation has been developed. This paper on the example of the Urengoy field demonstrates that the formation of HC accumulations from Jurassic to Cenomanian is related to hydrocarbon fluids, flowing upwards from the deep depth, and their subsequent transformation. In the sedimentation process, the gases of the secondary kerogen destruction form an upward fluid flow, which dissolves oil components from source rocks and carry them to shallower depths. The formation waters of the north Western Siberia are methane-saturated; so, due to changes in its solubility during the Neogene uplift, methane comes out into a free phase. The calculations were performed on the upward flow phase separation and oil and gas content changes in reservoirs with depth. The addition of 50 mole% of methane released from the water to the Neocomian reservoirs gives a good agreement on the C1-C4 components and the C5+ content in the formation gas. The calculations were based on the proposition that methane captures light fractions from oil rims, thus increasing oil density. At shallow depths, the hydrocarbons are biodegraded, which leads to formation of almost pure methane accumulations in the Cenomanian reservoirs. The main mechanism of the upward flow transformations, controlling the oil and gas accumulation, is phase transitions. The additional factors, like methane dissolution in water and its transition into a free phase, microbial converting of hydrocarbons assure consistency between the calculated formation fluid properties and the actual data in the entire sedimentary section.