Миграция нефти и газа

Под миграцией нефти и газа понимают перемещение и в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещин

тгсфтт

Глава VI. Породы, содержат

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 па поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, а также возможно перемещение УВ из одного пласта (толщи) в другой.

Различают впутрш [ластовую (внутрирсзсрнуарпую) и мсж-пластовую (мсжрезервуарную) 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 мсжцластовой 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 УВ 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 (нефтегазопредуцировавших) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.

7. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов (УВ)

Современное представление о факторах первичной мигра­ции и состоянии мигрирующих УВ заключается в следующем. Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ («юная»

] 16 15.И. Кулитюв. Основы щ'ф'нс^изонромыслового деиа

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 способе шуст их перемещению. Движение УВ 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 УВ 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 запять 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.

Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что пода 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 (внутрирезер-вуарпая 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. П плохопроннцаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилаю-

Глапа VI. Поролт

щих газонасыщенных толщах, обуславливающее диффузию газа. По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в простран­стве зон нефтегазообразопания и зон нефтегазонакопления, и ло­кальную, контролируемую отдельными структурами и различ­ными осложнениями (разрывными смещениями, литологически-ми 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.

Глава VII Основы вытеснения нефти водой и газом

1. Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых залежах

До начала вскрытия нефтяной или газовой залежи скважи­нами нефть и газ находятся в лен в статическом состоянии и по вертикали располагаются в соответствии со своими плотностями (пверху - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода).

При вскрытии залежи на забое скнажин создается давление меньшее, чем в пласте, в результате чего равновесие в залежи на­рушается и жидкость и газ начинают перемещаться к забою скважин то есть к зонам с пониженным давлением.

Пластовая энергия в этом случае расходуется па перемеще­ние и на преодоление сопротивлений, возникающих при движе­нии жидкостей и газа в пористой среде, в результате часто при этом пластовое давление снижается. В горной породе нефть и газ находятся под действием сил, которые влияют на движение неф­ти, газа и воды при их добыче, а также на характер и интенсив­ность этого движения.

Силы, действующие в пласте, разделяются на силы движе­ния и силы сопротивления, противодействующие движению неф­ти (жидкости) и газа и удерживающие нефть в залежи. К силам движения нефти, газа и поды в залежах относятся:

а) силы, вызываемые напором краевых и подошвенных пла­
стовых вод;

б) силы, проявляющиеся вследствие упругости пластовых
водонапорных систем, то есть упругости жидкостей;

в) силы, расширяющегося сжатого свободного газа, раство­
ренного в нефти и газовой шапке;

г) сила тяжести нефти;

д) силы упругости горных пород.

Глава УП. Основы вытеснения нефти водой и гаэом 119

К силам сопротивления движению нефти в пласте относят-

а) силы внутреннего трения жидкости и газа, связанные
с преодолением их вязкости;

б) силы трения нефти, газа или воды о стенки поровых ка­
налов горных пефтесодержащих пород;

в) межфазное трение при относительном движении жидко­
сти и газа по пласту;

г) капиллярные и молекулярпо-поверхностные силы, удер­
живающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок по­
ровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по залежи зависит от вязкости движущейся жидкости и от скоро­сти. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления, а также чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Сопротивление трению при движении жидкости и газа через гор­ную породу зависит от размеров пор и от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через песчаные коллекторы тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше се­чение каналов п породе пласта. Силы сопротивления вследствие межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном разностью их вязкости. В мелких порах большую роль играют капиллярные силы, удерживающие жид­кость и противодействующие движущим силам пласта, стремя­щимся ее вытеснить. Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта играет существенное значение, определяющее величину пефтеизвлечения.

2. Режим работы нефтяных и газовых залежей

Движение жидкости по пласту к забоям скважин происхо­дит за счет пластовой энергии. Жидкость (нефть, вода) в залежи под действием пластового давления находится в сжатом состоя­нии. При разработке нефтяных месторождений пластовое давле­ние снижается. Темп снижения пластового давления зависит от

В.И. Кулинов. Основы нсфтег

Глава VII. Ост

:ния нефти водой и г;

количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния мето­дов восполнения пластового давления. Это искусственные факто­ры. Но запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных факто­ров - энергии расширения газов газовой шапки, запаса упругой энергии п системе пласта, энергии расширения растворенного в нефти газа, наличия источника питания нефтяной залежи пла­стовой законтурной водой; гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения.

Совокупность псех естественных и искусственных факто­ров, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта.

В зависимости от того, какой вил энергии является основ­ной движущей силой перемещения нефти из залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естест­венный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газо­вой шапки), а также режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).

От правильной оценки режима дренирования залежи во многом зависят технологические показатели разработки нефтяно­го месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на ра­циональную разработку месторождения и получение высокого значения коэффициента конечного нефтеизвлечения. Определить режим залежи не просто, так как часто одновременно проявляют­ся многие факторы, определяющие режим. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодона-порный режим.