загрузка...
загрузка...
На головну

Первинна міграція нафти і газу

Формування і руйнування родовищ (покладів) нафти і газу

Основні об'єкти пошуково-розвідувальних робіт і розробки - поклади і родовища УВ утворюються в результаті міграції, або переміщення, в земній корі нафти і газу. У різних концепціях походження нафти і газу питань міграції УВ надається велике значення. У варіанті назви органічної теорії походження нафти і газу, запропонованому Н. Б. Вассоевіч, міграція винесена в назву: «Осадово-міграційна теорія».

В результаті міграції частина нафти і газу акумулюється в пастках і утворює скупчення нафти і газу. Наприклад, алохтонні бітумоїди, або микронефть, знаходяться в нефтегазопроізводящіх породах в розсіяному стані в кількості, що вимірюється сотнями грамів і рідше декількома кілограмами в 1 м3. У покладах концентрація нафти досягає 250 кг на 1 м3 колектора. Значна частина нафти і газу розсіюється в гірських породах на шляхах міграції або окислюється, досягаючи земної поверхні і атмосфери.

Розрізняють три етапи або виду міграції нафти і газу: первинну міграцію, вторинну міграцію и третинну міграцію.

Первинна міграція протікає в нефтегазопроізводящіх породах. Її часто називають еміграцією.

Вторинна міграція, просто міграція, або збірна міграція протікає в природних резервуарах до пасток або виходу пласта-колектора на земну поверхню і завершується утворенням скупчень нафти і газу або природних бітумів.

Третинна міграція виникає за рахунок порушення умов залягання покладів. При цьому нафта і газ знову починають мігрувати, але вже з покладів. Цей вид міграції іноді називають реміграції.

Первинна міграція УВ є процес десорбції (відриву) микронефтью і газів від розсіяного ОВ і мінеральної частини нефтегазоматерінскіх або нефтегазопроізводящіх порід і їх переміщення в породи-колектори. У літературі часто використовуються близькі, але більш вузькі поняття «еміграція», або «евакуація», під якими розуміється процес переходу флюїдів: микронефтью, газів і порових нафтогазонасиченості вод з нефтегазопроізводящіх порід в колектор. Переважний напрямок первинної міграції флюїдів - субвертікальное, в область менших пластових тисків. Микронефть - це найбільш рухлива, або міграціонноспособная, частина битумоидов (алохтонні бітумоїди), що містить до 70-90% нафтових УВ і 10-30% смол і асфальтенів. Процес утворення микронефтью починається за рахунок дії біогенних факторів на стадії седиментогенеза, розвивається на стадії діагенеза і завершується інтенсивної генерацією на стадії катагенеза - в головній зоні нефтеобразования (ЦЗН) за рахунок термолиза ОВ, де одночасно генерується і жирний газ.

Видобувають нафту породами є глинисті, глинисто-карбонатні, карбонатні і рідше - крем'янисті породи, які при вступі в головну зону нефтеобразования, що характеризується температурою від 70 до 170 ?С генерують нафту. При цьому найнижчий рівень концентрації ОВ, здатна забезпечити промислову нафтоносність приймається рівною 0,4-0,5% для глинистих порід і 0,1-0,2% для карбонатних порід.

Іноді видобувають нафту породи містять підвищені і високі концентрації розсіяного органічної речовини (РОР). Підвищені концентрації, що досягають 8%, характерні для глинистих і глинисто-карбонатні порід. Високі концентрації РОР сапропелевого типу від 8 до 20% характерні для доманікітов, які мають також і місцеві назви: баженіти, меніліти і інші. Крім ОВ доманікіти містять приблизно в рівних відносинах глинисті мінерали з переважанням монтмориллонита, органогенний кремнезем, і карбонати. Відмінності в мінералогічний склад порід, складі і концентрації РОР визначають різний характер процесів еміграції продуктів катагенеза ОВ.

Нефтегазопроізводящіе породи, будучи тонкодисперсними, мають високу сорбційною здатністю і високим капілярним тиском, що істотно ускладнює еміграцію микронефтью, що знаходиться в розсіяному стані. Однак існують різні процеси і чинники, що створюють умови для її еміграції. Пов'язані вони в основному з зовнішніми джерелами енергії. Еміграції микронефтью в процесі занурення і літіфікаціі порід сприяє зростання: температури; літостатіческого тиску; градієнтів пластових тисків і концентрацій рухомих рідких і газових компонентів, а також - зменшення сорбційної ємності материнських порід в процесі занурення і різноманітні геодинамические явища.

Зниження сорбційної здатності материнських порід відбувається за рахунок перетворення їх складу, структури і збільшення температури. У процесі занурення відбувається зниження числа активних сорбційних центрів в процесі гідрослюдізаціі глинистих мінералів і їх блокування найбільш полярними кислими компонентами РОР, якими є смолисто-асфальтеновие речовини. З глибиною знижується полярність летючих продуктів катагенеза РОР і глинистих мінералів. Нові порції відроджених (органогенних і дегідратаційних) вод, газових компонентів і низкокипящих УВ мають підвищену розчинну здатність і відповідно десорбується властивостями. В результаті насичення микронефтью газами, особливо вуглекислим газом знижується її в'язкість і збільшується фазова проникність. Наприклад, при насиченні нафти вуглекислим газом на 20% її в'язкість знижується в 5-6 разів.

При швидкому зануренні ОПБ відбувається неравновесное ущільнення глин. Його суть полягає в тому, що в результаті швидко зростаючого літостатіческого тиску і ущільнення порід, седиментаційних, а потім відроджені (дегідратаційні і органогенні) води не встигають вийти з материнських порід в породи-колектори. Таке явище характерне для глинистих товщ, в яких відсутні прошарки піщаних відкладень, що виконують дренажну роль. Вода, не сумнівайся в колектори, перешкоджає зменшенню пористості при ущільненні глин. В результаті порові води починають сприймати літостатіческім тиск, глини набувають високу пластичність і в них утворюються аномально високі порові тиску (АВПоД). Зростання тиску супроводжується збільшенням пластової температури, яка викликає об'ємне розширення флюїдів. Істотний внесок у виникнення АВПоД вносить генерація УВ, за рахунок якої також відбувається збільшення обсягу флюїдів. Ряд дослідників вважають її основною причиною утворення аномально високих пластових тисків (АВПД). Крім того, А. Перродон припускає можливість утворення в зонах АВПД за рахунок генерації УВ не тільки підвищеної тріщинуватості порід, але і тектонічних розривів.

На поле пластових тисків в пружно деформованої середовищі великий вплив мають новітні тектонічні рухи, а також постійно мінливі напруги, викликані дією різних геодинамічних процесів. Вони сприяють як утворення аномально високих пластових тисків (АВПД), так і їх релаксації.

У проблемі первинної міграції УВ найбільш складними є питання міграції микронефтью. З усіх запропонованих різними дослідниками механізмів і форм її міграції довгий час в літературі розглядалися наступні варіанти:

1) еміграція з водою, яка може відбуватися у вигляді істинних розчинів, колоїдів і емульсій;

2) еміграція у вільному стані;

3) еміграція в розчині стислих газів (в газовій фазі);

4) еміграція в дифузійної формі;

5) еміграція за рахунок геодинамічних явищ;

6) стадийная еміграція в залежності від зміни

Однак перетворення ОВ і освіту УВ відбувається протягом ряду стадій літогенезу в зв'язку зі зміною термобарических і геохімічних умов. Відповідно до цього еміграція УВ також відбувається стадийно при різному співвідношенні різних форм, факторів і механізмів. Виділяється три стадії еміграції УВ з глинистих нефтегазоматерінскіх порід, що змінюють один одного з глибиною. Їх літіфікація протікає найбільш тривалий час. На першій стадії первинної міграції, що протікає до ЦЗН, еміграція УВ відбувається в істинному або міцелярної водному розчині, на другій стадії микронефть емігрує у вільному стані, на третій стадії еміграція легких рідких УВ газів відбувається також у вільному стані, але газовій фазі.

Вперше дані стадії і форми первинної міграції були виділені Б. Тіссо і Д. Вельт (1981). Потім поруч дослідників були уточнені їхні межі та проведена кількісна оцінка обсягів УВ емігрують в різних формах. Т

Механізми і форми стадій еміграції.

Перша, або Елізіон, стадія еміграції відбувається в протокатагенезе при зануренні глинистих порід в платформних умовах на глибину близько 2 км, якій відповідає температура 60 ?С. Зростаюча літостатіческім навантаження веде до механічного скорочення порового простору нафтовидобувних порід з 60 до 10-15% і віджимання седиментаційною і новоствореної води з розчиненими в ній УВ в прилеглі породи-колектори. При пористості більше 60% седиментаційна вода повертається назад в водний басейн. Процес ущільнення глин супроводжується виділенням більшої частини зв'язаної води, до 75% сорбованої шару. Перетворення сорбированной води в вільну стримує ущільнення глинистих частинок і до кінця Елізіон стадії в товщі породи за рахунок підвищеного порового тиску формуються дренажні системи.

За розрахунками, виконаними для етапу занурення ОПБ, на першій стадії еміграції з глинистих нафтовидобувних порід виділяється 95,7% води. При цьому 2,25 м3 глини з пористістю 60% в результаті ущільнення перетворюються в 1 м3 з пористість 10% і втрачають 1,34 м3 води, що входить в первинний об'єм.

Генерація рідких УВ на рівні протокатагенеза становить кілька сотень грамів на 1 м3 породи. При цьому їх розчинність в поровой воді низька, всього 40 см3/ м3, Тому більша частина що утворюються УВ сорбируется ОВ і мінеральною частиною породи. У зв'язку з цим обсяг еміграції микронефтью з нафтовидобувних порід на першій стадії є незначним, не більше 5% від її кількості в породах і протікає вона в основному в водорастворенних стані. Через низьку концентрації микронефтью в породі обсяги її еміграції у вільному стані несуттєві. Цьому перешкоджають також і фазові проникності. Всі газові УВ, присутні в породі мігрують в водорастоврённом стані. Коефіцієнт еміграції на першій стадії становить 0,02-0,05. і може досягати 0,2-0,3.

друга стадія еміграції, або стадія інтенсивної еміграції микронефтью відбувається при проходженні нефтегазопроізводящімі породами головної зони нефтеобразования при температурі 70-160 ° С. Здійснюється вона переважно у вільній струменевого формі. На цьому рівні занурення відбувається десорбирование микронефтью від мінеральної частини породи і РОР, яка утворилася як на стадії протокатагенеза, так і в ЦЗН. Пористість глинистих порід тут знижується з 10-15 до 4-5%, а обсяг генерації нафти і газу різко зростає. Обсяг зв'язаної води, що переходить у вільну, також різко знижується, хоча з'являється вода за рахунок дегідратації деяких мінералів і хімічного розкладання (катагенеза) РОР. Вихід органогенного води з ОВ сапропелевого типу за даними Ю. І. Корчагиной (1976) становить 2-3% в розрахунку на ОВ або 12-17% від суми продуктів катагенеза ОВ. Найбільша кількість води виділяється при дегідратації глинистих мінералів групи монтморилоніту (цеолітні вода). Мінерали цієї групи можуть поглинати воду межпакетное простором, аж до розриву зв'язків меду пакетами. При цьому вони мають велику площу активної поверхні - 800 м2/ Г. При десорбирование води монтморилонітові глини в процесі гідрослюдізаціі перетворюються в іллітовие глини, активна поверхня яких ставати майже на порядок нижче. Однак переважна частина монтмориллонитов утворюється в корі вивітрювання, тому в нафтовидобувних породах вони присутні не завжди.

Таким чином, в ЦЗН відбувається різке зниження виділення обсягів вільної води. У порівнянні з попередньою стадією тут виділяється всього 4,3% води. Однак її роль в процесах еміграції микронефтью ще зберігається, оскільки за рахунок зростання температури в системі: порода, нерозчинний РОР, вода, микронефть і гази, відбувається термальне збільшення обсягу води, а також інших летких продуктів катагенеза ОВ: микронефтью і газів (СО2, СН4, ЗnНm, NН3, Н2S). Крім того, поява органогенного води одночасно з продуктами катагенеза полегшує їх відрив від вихідної материнської матриці керогена і всередині пір відбувається підвищення відносної концентрації микронефтью. Флюїди (микронефть, газ і вода) при підвищенні температури збільшуються в обсязі значно більше, ніж вміщають їх породи. Все це в умовах утрудненого відтоку флюїдів веде до утворення АВПоД, яке і служить джерелом енергії еміграційних процесів. Зв'язок зон АВПоД з видобувають нафту породами давно була відзначена дослідниками.

При досягненні нефтегазопроізводящімі породами критичного рівня АВПоД, коли воно приблизно на 10-15 МПа вище, ніж в сусідніх породах-колекторах, відбувається флюідоразрив - утворення мережі тріщин. За цим тріщинах нафту впорскується в вище і ніжезалегающіе водонасичені колектори, які зазвичай характеризуються гидростатическими пластовими тисками. Цей процес протікає періодично. Сліди таких флюідоразривов - густа мережа викривлених мікротріщин з прімазкамі битумоидов або прожилки нафти товщиною близько мікрона фіксуються при вивченні петрографічних шліфів за допомогою люмінесцентного мікроскопа (С. Г. Неручев, 1987; А. Перродон 1991). Таким чином, еміграція УВ протікає в ЦЗН періодично у вигляді рідкої фази, тобто в струменевого формі і може мати вибуховий ін'єкційний характер.

Ін'єкційний механізм еміграції флюїдів з глинистих нафтовидобувних порід в колектори був припущений А. Н. Снарської (1962) і стосовно еміграції нафти розвинений С. Г. Неручевим і ін. (198), а стосовно еміграції газу - К. Бека і І. В. Висоцьким (1976). Можливість струминного характеру еміграції нафти за рахунок збільшення порових тисків і різниці їх потенціалів в ЦЗН в результаті збільшення обсягу флюїдів визнає більшість дослідників. При цьому багато авторів підкреслюють роль збільшення фазової проникності нафти щодо води в процесі ущільнення глин, особливо на завершальній фазі нефтеобразования, коли основна частина води витіснена в колектор, а також роль тектонічної напруженості порід.

Найбільш інтенсивна еміграція нафтових УВ спостерігається в нижній частині ЦЗН на градації катагенеза МК2 при температурі до 170 ° С. С. Г. Неручев, 2003; А. Перродон, 1991). І. В. Висоцький, Ю. І. Корчагіна, В. І. Висоцький (1991) також пов'язують найбільш інтенсивну еміграцію рідких УВ з нижньою частиною ЦЗН. За їхніми розрахунками в ЦЗН видаляється 50% рідких УВ від їх змісту в нафтовидобувних породах. Таким чином, друга стадія є основною для еміграції рідких УВ. Коефіцієнт еміграції тут зростає до 0,52 і еміграція відбувається в основному у вільному стані. Еміграція микронефтью в водорастворённом стані становить лише 2,6% від обсягу емігрує микронефтью у вільному стані.

На ряду з микронефть в ЦЗН утворюється велика кількість газу, до 3 м3 на 1 м3 породи. Основна його частина, складова 75,7% від обсягу генерації, знаходиться у вільному стані і майже повністю йде з нефтегазопроізводящей товщі. У розчині рідких УВ знаходиться 12,0% газу і в розчині порових вод нафтовидобувних товщ - 12,3%.

Третя стадія еміграції, або стадія еміграції первинних газоконденсату і сухих газів, відбувається в НГБ з товщиною осадових порід в платформних умовах більше 5 км. Пов'язана вона з головною зоною газоутворення (ГЗГ), яка лежить в межах градацій катагенеза МК3-ак2. Обсяг порового простору тут практично не зменшується і стабілізується на рівні 4-5%, при цьому практично припиняється виділення дегидратационной води. Для ГЗГ характерна висока температура, від 160-170 до 250-260 ?С і інтенсивна генерація метану, більше 4 м3/ м3, При зниженні темпу утворення рідких УВ, аж до повного припинення їх генерації. Таким чином, метан стає тут основним компонентом в складі які виникають летючих речовин. У цих умовах микронефть має високу розчинність в газі, більше 500 см3/ м3.

Еміграція продуктів катагенеза протікає на цій стадії, також як і на попередній стадії, в струменевого формі, або у вигляді дискретних проривів газоконденсатних розчинів і сухих газів, з утворенням швидко закриваються тріщин. Сліди руху УВ і інших рухомих речовин за цими тріщинах добре фіксуються в шліфах під люмінесцентним мікроскопом.

Основною рушійною силою еміграції газу є АВПоД, яке утворюється за рахунок безперервної генерації газу. Розрахунки В. А. Соколова (1965), показали, що при перетворенні 20 кг ОВ, укладеного в 1 м3 глини, 1 кг ОВ повністю перетворюється в газ і за рахунок цього внутріпорового тиск може досягти 100 МПа.

Висококиплячі нафтові УВ з частиною смол і асфальтенів, що не віддалилися з видобувних порід в ЦЗН, а також низкокипящие нафтові УВ, що утворилися у верхній частині ГЗГ на градаціях катагенеза МК3-4 виноситься з них вже в вигляді газоконденсатних розчинів. За розрахунками в ГЗГ у вільному стані знаходиться 88% газу від обсягу його генерації, а все рідкі УВ знаходяться в розчиненому стані: 85% в газі і 15% в воді. Всі рідкі УВ, розчинені у воді і 10% водорастворённих газів залишаються в порах нефтегазопроізводящей породи. Коефіцієнт еміграції газу на цій стадії дорівнює 0,8.

Геотермические умови в природних резервуарах і нафтогазоносних комплексах «-- попередня | наступна --» Фактори вторинну міграцію нафти і газу
загрузка...
© om.net.ua