Студопедия
Карамелька - детский развивающий канал


Авиадвигателестроения Административное право Административное право Беларусии Алгебра Архитектура Безопасность жизнедеятельности Введение в профессию «психолог» Введение в экономику культуры Высшая математика Геология Геоморфология Гидрология и гидрометрии Гидросистемы и гидромашины История Украины Культурология Культурология Логика Маркетинг Машиностроение Медицинская психология Менеджмент Металлы и сварка Методы и средства измерений электрических величин Мировая экономика Начертательная геометрия Основы экономической теории Охрана труда Пожарная тактика Процессы и структуры мышления Профессиональная психология Психология Психология менеджмента Современные фундаментальные и прикладные исследования в приборостроении Социальная психология Социально-философская проблематика Социология Статистика Теоретические основы информатики Теория автоматического регулирования Теория вероятности Транспортное право Туроператор Уголовное право Уголовный процесс Управление современным производством Физика Физические явления Философия Холодильные установки Экология Экономика История экономики Основы экономики Экономика предприятия Экономическая история Экономическая теория Экономический анализ Развитие экономики ЕС Чрезвычайные ситуации ВКонтакте Одноклассники Мой Мир Фейсбук LiveJournal Instagram

Вторичная миграция нефти и газа




ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

ГЛАВА 6. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА,

Под миграцией нефти и газа понимается любые перемещения в пределах литосферы. Различают два вида миграции - первичную (раздел 5.4), протекающую в нефтегазоматеринских породах, и вторичную, протекающую в проницаемых породах и приводящую как к формированию залежей нефти и газа, так и к их разрушению.

Основными факторами вторичной миграции являются Гравитационный и гидравлический факторы.

Под гравитационным фактором вторичной миграции нефти и газа Понимают действие силы тяжести. Под действием силы тяжести капли нефти и газа, попадающие в насыщенную водой породу-коллектор, будут •сплывать в кровельную часть пласта. Под действием сил всплывания (" архимедова сила") газ займет более высокое положение в пласте по сравнению с нефтью, в силу разностей их плотностей. Перемещению капель нефти или газа под действием силы всплывания препятствует капиллярное давление, существующее в заполненном водой пустотном пространстве породы. Перемещение капель нефти или газа возможно только в случае когда сила всплывания (давление прорыва, по В.П.Савченко) превысит величину капиллярного давления. Величина капиллярного давления зависит от размеров пор, межпоровых каналов, трещин, от степени гидрофильности породы, от сил возникающих на Поверхностях разделов нефть - вода, газ - вода и нефть - газ.

Под гидравлическим фактором вторичной миграции нефти и газа понимают действие градиентов давления, существующих в Гидродинамических системах. В случае существования в гидродинамической системе (инфильтрационной, элизионной, см. раздел 4.3) разных приведенных давлений, в системе возникают условия для движения воды. В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа. В этом же направлении могут передвигаться в кровельной части проницаемого пласта струи нефти и газа в свободной фазе. В этом случае перемещению капель нефти и газа также будут препятствовать капиллярные явления.

Выделяются три основные формы миграции. УВ перемещаются в пределах коллектора - вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах (пассивные формы миграции); - в свободном состоянии; - в виде ретроградных растворов.

Исходя из соотношения объема газов, находящихся в водорастворенном состоянии и в свободном (промышленные запасы газа составляют по оценке Л.М.Зорькина (1975), менее 10% от растворенных в воде), можно предположить, что наиболее универсальным механизмом вторичной миграции газообразных УВ является миграция газа в водорастворенном состоянии. В настоящее время нет единого взгляда на механизм формирования газовых скоплений.




Одни исследователи (В.П.Савченко, А.Л.Козлов и др.) считают, что скопления газа формируются в результате струйной миграции газа; другие (Н.М.Кругликов, В.Н.Корценштейн, А.Е.Гуревич и др.) придерживаются мнения о преобладающей роли в формировании месторождений газа, мигрирующего в водорастворенном состоянии.

Строго говоря, даже в случае формирования скопления газа за счет водорастворенных УВ необходимо допускать перемещение свободного газа. Другими словами, в схеме: углеводородные газы, растворенные в воде - скопление углеводородных газов всегда должно быть промежуточное звено - миграция газа в свободном состоянии. Т. е выделившийся, в силу тех или иных причин, в свободную фазу газ должен до ловушки мигрировать в свободном состоянии (за исключением того случая, когда газ выделяется из воды непосредственно в ловушке).

Жидкие УВ могут мигрировать с движущейся водой в виде истинных и коллоидных растворов.

Экспериментально установлена растворимость жидких УВ в воде, которая возрастает с увеличением температуры и давления.

По данным Л.Прайса (Price, 1976), при температуре 150°С содержание нефти в пластовой воде может достигать 130 г/л.

Огромный объем газов находящихся в водорастворенном состоянии обуславливает и возможность нахождения в литосфере газов в свободном состоянии.

Причин вызывающих выделение водорастворенного газа в свободное состояние, много. Основными из них, по Е.А.Гуревичу и др. (1972), являются: восходящее движение подземных вод, подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод, движение потока газонасыщенных вод через температурную зону, при которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана 70-90°С), смешение газонасыщенных вод различной минерализации. Выделяющиеся пузырьки газа всплывают в кровельную часть пласта-коллектора и создают критическую > газонасыщенность, при которой начинается фильтрация газа. Другими словами, выделяющийся в свободное состояние водорастворенный газ как бы "подготавливает пути" для струйной миграции, которая по В.П.Савченко (1968), начинается при достижении газонасыщенности в 10-15%.



СП.Максимов с соавторами (1977) считали, что высокая газонасыщенность проницаемых пластов способствует и латеральной миграции нефти в жидкой фазе.

Л.Леворсен (1970) отмечал, что движение нефти и газа должно сопровождаться увеличением размеров их скоплений в результате захвата по пути движения рассеянных в воде нефтяных и газовых капель, что приведет к увеличению плавучести этих скоплений.

При совместной миграции нефти и газа в силу различия плотностей неизбежно происходит дифференциация - газ заполняет наиболее высокие гипсометрически участки ловушек. При наличии на одном структурном элементе (моноклинали, гомоклинали, склоне крупного поднятия) цепи ловушек дифференциация нефти и газа проявляется наиболее отчетливо. Этот принцип дифференциального улавливания УВ был высказан в 50-е годы советским ученым С.П.Максимовым и канадцем В.Гассоу ("принцип Максимова-Гассоу"). На рис. 29 показана принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа по С.П.Максимову. В случае 1 приведена схема для ситуации, когда пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа. В ситуации II приведена схема для ситуации, когда давление насыщения газа будет меньше пластового давления. Для первого случая, если наиболее погруженные антиклинальные складки или купола полностью заполнены газом, то нефть они улавливать не будут. Нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение двух наиболее погруженных ловушек, то в следующей, более высокоозалегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей по восстанию ловушке скопится нефть. Для второго случая , самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При миграции нефти в гипсометрически более ловушки, где пластовое давление может оказаться ниже давления насыщения, газ начнет выделяться из нефти и образовывать газовые шапки или чисто газовые залежи. В этом случае самые высокие ловушки могут оказаться снова чисто нефтяными.

Рис. 29. Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в Последовательной цепи ловушек (по С.П.Максимову).

1 - нефть, 2 - газ.

1 –Р пл< Рнас ; II –Р пл > Р нас.

Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципом дифференциального улавливания установлено во многих нефтегазоносных регионах мира. На рис. 30 приведено распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях Ейско-Березанского района Краснодарского края.

Существуют самые разные суждения о масштабах (расстояниях) латеральной миграции. Так, Б.С Коротков и В.Ф.Симоненко (1977) считают, что формирование залежей нефти и газа может протекать без существенной латеральной миграции. К.Б.Аширов с соавторами (1977) ограничивают масштабы латеральной миграции первыми десятками

Рис.30. Распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях в Ейско-Березанском районе Краснодарского края (Еременко, 1968).

1 - газоконденсатные месторождения; 2 - газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой; 3 - предполагаемые газонефтяные месторождения; 4 -предполагаемые пути миграции углеводородов; 5 - стратоизогипсы по кровле саятонских известняков.

километров. Для Западной Сибири, по мнению И.И.Нестерова, характерно формирование залежей УВ за счет "ближней" миграции, расстояние которой не превышает длины склонов поднятий. А.Л.Козлов (1977) отмечал, что масштабы латеральной миграции определяются размерами бассейна и конкретными геологическими условиями, а дальность миграции может колебаться от немногих километров до 200-300 км и даже 500 км. С.П.Максимов и др. (1977) предлагали выделять три типа латеральной миграции УВ: местная и локальная (расстояние до 5-20 км), региональная (от 30 до 100 км) и дальняя, охватывающая несколько зон нефтегазоскопления (многие сотни км). Эти же авторы пишут, что дальность миграции УВ зависит от ряда факторов - структурного, литолого-фациального, гидродинамического, физико-химического и историко-геологического.

Говоря о дальности латеральной миграции, по видимому, необходимо иметь ввиду следующее. Вряд ли можно говорить о широком фронте мигрирующих латерально вверх по восстанию пластов углеводородов. Латеральная дальняя миграция может осуществляться только в случае движения УВ в ограниченном объеме пород, слагающих различной протяженности "каналы". Такие "каналы" могут быть приурочены, в

первую очередь, к гребням (по К.Н.Кравченко) и к осевым частям антиклинальных зон, осложняющих моноклиналь (по В.П.Савченко).

В подобном случае латеральная миграция УВ в свободном состоянии может осуществляться на значительные расстояния. Движение по такому каналу представляет собой непрерывно-прерывистый процесс. Непрерывность процесса обусловлена непрерывностью генерации УВ в зоне генерации и их концентрацией за счет всплывания в кровельной части пласта-коллектора. Дискретность процесса обусловлена ограниченным во времени сохранением соотношения: архимедова сила > капиллярного барьера. В таком случае дальнюю миграцию УВ в свободной фазе следует представлять не как движение непрерывной струи, а как дискретное перемещение "капель" по "каналу". Толщина "капель" (определяющая архимедову силу), при которой последняя приходит в движение, будет определяться конкретными физико-геологическими условиями. Создающаяся в "канале" при движении "капель" остаточная нефте- и газонасыщенность будут способствовать снижению величины капиллярного давления.

В качестве примеров формирования скоплений нефти в результате дальней латеральной миграции можно привести месторождение тяжелых нефтей Атабаски во впадине Альберта (рис. 31). Песчаники формации Клируотер, вмещающие месторождение, находятся в зоне развития буроугольной стадии метаморфизма углей. А материнские породы девона и нижнего мела находятся на расстоянии около ISO км западнее. Предполагается, что эти месторождения могли образоваться в течение длительной миграции УВ (в течение всего палеогена и неогена) на восток по поверхности несогласия в основании меловых отложений. В качестве другого примера можно привести Верхнечемедикенское нефтидопроявление в нижнеюрских песчаниках, залегающих трансгрессивно на кембрийских отложениях на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы, которое образовалось в результате дальней латеральной миграции нефти из Вилюйской синеклизы. О генетической принадлежности этих нефтей к верхнепалеозойским отложениям можно судить изотопному составу углерода нефтей, полученных из пермских и нижнетриасовых продуктивных горизонтов на Средневилюйском и Толон-Мастахском месторождениях (рис. 32).

Важное значение в процессе вторичной миграции и аккумуляции УВ играет и вертикальная миграция. В первую очередь, это обязательное участие вертикальной компоненты в латеральной миграции, выражающееся в вертикальных перетоках флюидов по "гидрогеологическим окнам", зонам разрывных нарушений. Другими словами, латеральная миграция в большинстве случаев является ступенчатой, в которой сочетаются движение по пласту и перетоки из одного пласта в другой. Вертикальная компонента латеральной миграции,


Рис. 31. Месторождения тяжелых нефтей Атабаска (Альберта, Канада).

Рис. 32. Изотопный состав нефтей месторождений Вилюйской синеклизы и окисленной нефти Верхнечемедикенского месторождения.

1 - положение ГЗН, месторождения : 2 - газовые и газоконденсатные, 3 -окисленной нефти, 4 - содержание изотопа С13 в углероде нефтей.

отличающаяся прежде всего большей скоростью движения за счет более высокого градиента давлений, сопровождается значительными превращениями мигрирующих флюидов (здесь не имеется ввиду вертикальный переток через покрышку).

И.В.Высоцкий (1982), рассматривая процессы первичной и вторичной миграции с историко-генетических позиций, выделяет три стадии, различные по формам миграции:

1) водоэкстракционная (эллиозная), в течении которой эмиграция и миграция жидких УВ происходит в водорастворенном состоянии. Нижняя граница этой зоны определяется по пористости глин - при пористости глин - при пористости 5% и ниже вода из глин не отжимается. На этой стадии образование крупных скоплений УВ не происходит;


2) после элизионная (безводная) характеризуется замедлением
процесса эмиграции УВ из материнских отложений. На этой стадии
процессы генерации превалируют над процессом эмиграции - происходит
накопление УВ в материнской толще. (Добавим, что эта стадия достаточно
четко фиксируется, например, по изменению битумоидного коэффициента
в глинах и аргиллитах с максимальной глубиной погружения -
коэффициент нарастает с глубиной, достигая максимума в интервале
глубин 2-4 км, а затем снижается; это было показано Н.Б.Вассоевичем,
Ю-И.Корчагиной и др. для Западного Предкавказья, А.Э.Конторовичем
для Западной Сибири, А.М.Акрамходжаевым для Ферганской впадины и

др-);

3) газоэкстракционная, в которую эмиграция жидких УВ происходит в
газорастворенном состоянии, а миграция в свободном состоянии.

Время и место проявления этих стадий, по мнению И.В.Высоцкого, определяется соотношением в разрезе толщин глинистых нефтематеринских свит и емкостей пород-коллекторов.

Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что в эволюционирующем ОПБ по мере снижения емкостных свойств пород, увеличения температуры и давления происходит смена пассивных форм миграции УВ (водорастворенное состояние, коллоидные растворы) активными формами. Доли массопереноса тем или иным механизмом определяется многими факторами, ведущими из которых являются тип и количество ОВ, состав и строение разреза, скорость осадконакопления.





Дата добавления: 2013-12-31; просмотров: 2512; Опубликованный материал нарушает авторские права? | Защита персональных данных | ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ


Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Для студента самое главное не сдать экзамен, а вовремя вспомнить про него. 9096 - | 6852 - или читать все...

Читайте также:

 

18.234.111.56 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.


Генерация страницы за: 0.004 сек.