Первичная миграция нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Геологический факультет

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Курсовая работа

на тему:

Первичная миграция нефти и газа

Студента 3 курса Судинко О.Ю.

Научный руководитель: Фролов С.В.

Доцент, канд. геол.-мин. наук

Москва, 2015



Оглавление

Введение

Глава 1. Нефтематеринские толщи

Глава 2. Коллекторы. Классификация и свойства коллекторов

2.1 Пористость

2.2 Проницаемость

2.3 Структура порового пространства

Глава 3. Условия для первичной миграции

3.1 Факторы, влияющие на процесс миграции

3.2 Причины аномально высокого пластового давления

Глава 4. Механизмы первичной миграции

4.1 Эмиграция углеводородов в водорастворённом состоянии

4.2 Эмиграция углеводородов в газорастворённом состоянии

4.3 Эмиграция углеводородов в свободном состоянии

Заключение

Список литературы



Введение

На сегодняшний день в мире открыто около 38000 нефтяных и газовых месторождений, из которых только около 20 содержат каждое от 3 млрд. до 35 млрд. т нефти и около 10 - от 1 трлн. до 6 трлн. м³ газа. Однако механизм формирования скоплений газа, нефти и битумов до настоящего времени изучен не полностью. Это связано с тем, что в процессе формирования залежей нефти и газа основную роль играют растворимость и фильтрация углеводородов в неоднородной по проницаемости среде при меняющихся температуре и давлении, сорбционные явления, гравитационные разделения флюидов в пористой среде, химические превращения нефти и газа и т.д. (Высоцкий, 1986)

Существуют две различные концепции происхождение нефти: биогенная (органическая), основоположником которой является М.В. Ломоносов, и глубинная абиогенная (минеральная, неорганическая) возникшая в середине XIX в. и сформулированная Д.И. Менделеевым как научная гипотеза.

Первыми гипотезами неорганического происхождения нефти и газа является теория Бертелло 1866 года, который высказал предположение о том, что нефть образовалась в глубинных зонах земной коры из минеральных веществ. В 1877 году Д.И. Менделеев создал карбидную гипотезу о минеральном происхождении нефти в результате взаимодействия воды и карбидов железа. В 1892 году В.Д. Соколовым была выдвинута космическая гипотеза происхождения нефти, учитывая факты нахождения битумов в метеоритах и наличие углеводородов в хвосте некоторых комет. Еще одна - вулканическая гипотеза, признает возможность возникновения углеводородов в магматических очагах, залегающих в мантии в районах действующих и потухших вулканов.

Начало органической гипотезе положил в 1757-1759 гг. М.В. Ломоносов. Существенный вклад в области химии нефти, жиров и жирных кислот в 80-90е гг. XIX в. внес К. Энглер. Он привлек внимание к жирам как наиболее вероятным исходным веществам для образования нефти. С 1904 г. провел большую работу Г. Потонье для познания каустобиолитов. Вместе с Энглером он показал, что жировыми веществами богаты и низшие растительные организмы. В.А. Соколов развивал идею о том, что начальная миграция нефти возможна лишь при высокой концентрации жидких УВ в исходном органическом веществе. Основываясь на достижениях геологии и геохимии, в рамках биогенной концепции выделились положения осадочно-миграционной теории образования нефти.

Суть этой теории сводится к тому, что все горючие ископаемые признаются генетически родственными образованиями, связанными с биогенным живым веществом. Они возникли из отмерших концентрированных или рассеянных остатков ОВ живых организмов. Исходным веществом для образования нефти и газа были продукты распада и преобразования биогенного материала, в основном сапропелевого или гумусово-сапропелевого состава. Повышенные концентрации ОВ обычно накапливались в глинистых или глинисто-карбонатных осадках. В процессе литогенеза, начиная с седиментогенеза и далее в диагенезе и катагенезе, происходили преобразования донных отложений в осадочные горные породы, вместе с породами в результате разных процессов происходило преобразование находящегося в них органических веществ в кероген. Дальнейшее созревание керогена в зоне мезокатагенеза сопровождалось отделением от керогена углеводородных компонентов микронефти, генерация сопровождалась первичной миграцией углеводородных флюидов. Микронефть и газ мигрировали из нефтегазоматеринской породы в проницаемые пласты, коллекторы-проводники, по которым под действием градиента давления флюиды мигрировали в ловушки и формировали в них скопления - залежи нефти и/или газа. (Соболева, Гусева, 2010)

В большинстве случаев нефть и газ генерируются не в тех породах, в которых находятся их скопления, поэтому возникает вопрос, как они переместились из материнских пород в породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Этот процесс очень сложный и до сих пор вызывает серьёзные дискуссии. Перемещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из неё в природные резервуары называется первичной миграцией. Она вызывает наибольшее количество вопросов, на многие из которых ответ пока не найден. Исследованием процессов первичной миграции углеводородов занимались И.О. Брод, С.Н. Белецкая, Г.М. Борова, А.Э. Конторович, В.А. Соколов, А.Е. Гуревич, Л.М. Зорькин, С.Г. Неручев, В.Д. Наливкин и многие другие. (Соболева, Гусева, 2010)

На данный момент процессы миграции флюидов в недрах изучены недостаточно. Это очень важный вопрос, так как в результате миграции возникают скопления, залежи и месторождения углеводородов. Основное внимание при изучении этой проблемы следует обратить на время начала и длительность миграции, способы и формы миграции, их масштабы в земной коре, физико-химические особенности.

Помимо первичной миграции выделяют так же вторичную и третичную. При вторичной миграции происходят процессы перемещения УВ внутри пласта - коллектора, что приводит в конечном итоге к формированию залежи. Процесс третичной миграции, так же именуемый ремиграцией, имеет место быть при расформировании ранее образованных залежей и перетоке флюида в другие ловушки.



Глава 1. Нефтематеринские толщи

Впервые понятие нефтегазоматеринской свиты было введено в 1927 году Архангельским, который на основании литологического состава и цвета породы выделял геологические тела с повышенным содержанием органического вещества.

В 1957 году И.О. Брод дал определение нефтегазоматеринской свите, как парагенетическая ассоциация обогащённых автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенетической эволюции углеводороды, способные к аккумуляции

Последовательные этапы эволюции рассматриваемого природного объекта нефтегазоматеринской свиты, характеризуются понятиями:

Потенциально нефтегазоматеринская свита (ПНГМ-свита) - отвечает этапу начального существования объекта: от седиментогенеза до раннего протокатагенеза включительно, когда генерационные свойства объекта только сложились и готовы к реализации.

Нефтегазопроизводящая свита - характеризует этап реализации потенциала: от конца протокатагенеза до начала апокатагенеза, при этом генерация УВ происходит и в настоящее время. Данные свиты имеют место быть в областях современного погружения на континентальных окраинах и в некоторых молодых кайнозойских бассейнах континентов, где претерпевают максимальные температуры за всю их историю. Примером может служить майкопская свита олигоцена - миоцена районов Предкавказья.

Нефтегазопроизводивщая свита - предполагает генерацию УВ в геологическом прошлом. Данный термин может означать прекращение генерации УВ, когда генерационный потенциал еще не исчерпан. Примером является доманиковая формация Русской плиты и куонамская свита нижнего-среднего кембрия Анабарской антеклизы Сибирской платформы.

Вторым значением рассматриваемого термина служит полная реализация НГМ-свитой своего потенциала с глубоко апокатагенеза до метагенеза. Примером можно назвать НГМ-свиты силура и девона Предуральского краевого прогиба и НГМ-свиты рифея-венда и нижнего кембрия северо-запада Сибирской платформы.

НГМ-свиты достаточно широко представлены различными литологическими породами. Осадки пелитовой размерности наиболее благоприятны для сохранности ОВ в седиментогенезе и аэробном диагенезе. Глинистые минералы являются хорошими сорбентами, адсорбируя растворенное ОВ в процессе седиментации. ОВ находится в прямой зависимости от количества глинистой примеси изменяясь в ряду конгломераты-глины. По концентрации ОВ карбонатные аргиллиты не уступают глинистым породам, а порой превосходят их. Наивысшей концентрацией ОВ обладают хемогенные и фитогенные карбонаты, а в обломочных и оолитовых карбонатах - мало автохтонного ОВ. Минералогия карбонатных пород может быть любой, так как она нейтральна к обогащению ОВ. В кремнистых породах обогащенными сапропелевым ОВ, ответственными за образование жидких УВ бывают глинистые породы и глинистые алевролиты. ОВ попадает за счет отмирания планктонных организмов с кремневым скелет, таких как диатомеи. Такие породы представлены в баженовской свите Западной Сибири, доманиковской свиты Русской плиты и куонамской свите Сибирской платформы. Песчанные и грубообломочные породы очень бедны содержанием автохтонного ОВ, за исключением содержания в ней гумусового ОВ. Обогащение их ОВ связано с детритом бурых водорослей обладающих крайне низким содержанием липидов.

Для того чтобы порода стала нефтегазоматеринской необходимо минимальное содержание органики 0.1%. Это связано с тем, что порода должна не только генерировать УВ, но и отдавать их.

Важным признаком нефтегазоматеринских пород является содержание в них органического вещества сапропелевого типа. На основе данного параметра была разработана следующая классификация

1. Породы со сверхрассеянной формой ОВ (Сорг<0.1%)

2. Субдоманикоиды (0.1-0.5%)

3. Доманикоиды (0.5-5%)

4. Доманикиты (5-25%)

5. Собственно сапропелиты (>25%)

Данные термины происходят от названия Доманиковой толщи Русской плиты. Границы между указанными типами пород хорошо видны по некоторым признакам. Например, барьеры между первой и второй, а так же второй и третьей группами выделяются по изменению цвета от сероцветного до темноцветного - чёрного или коричневого. Изменение цветовой гаммы присуще подстадиям мезокатагенеза и апокатагенеза. Данные изменения определяются происхождением ОВ и его типом (рис. 1).

Рис. 1 Разделение пород на группы по содержанию органического вещества

Итак, среди вышеперечисленных типов пород нефтегазоматеринскими могут являться все, кроме пород со сверхрассеянной формой ОВ.

Необходимо отметить, что приведённая выше классификация пород основана на содержании в ней сапропелевого, либо сугубо сапропелевого вещества, которое формируется при захоронении планктонных водорослей и некоторых видов зоопланктона. Нефтегазоматеринские толщи, богатые сапропелевым ОВ почти всегда приурочены к докембрийским и среднепалеозойским отложениям, формировавшимся в условиях отсутствия высшей наземной флоры. Подобные свиты характерны для бассейнов древних платформ и их краевых частей. В составе их ОВ отмечается крайне малое разнообразие живых организмов. Так, например, ОВ кукерситовых сланцев Русской плиты целиком состоит полностью из сине-зелёных водорослей Gloeocapsamorpha.

В позднее палеозойское, кайнозойское и мезозойское время произошли существенные изменения в составе накапливаемого ОВ. Это было связано с активным заселением континентов высшей растительностью и развитием гумусового типа ОВ, плохо поддающейся окислению даже в зоне аэрации. Вследствие этого произошел ощутительный снос гумусового ОВ в бассейны седиментации. На участках удаленных от источников сноса, могли накапливаться чистые сапропелиты. В упомянутые эпохи накопление ОВ в существенно большей степени зависело от климатических условий, нежели в более ранние эпохи палеозоя - допалеозоя. А поскольку за нефтеобразование ответственны, прежде всего сапропелиты, то нижний предел концентрации ОВ для нефтегазоматеринских пород стал расплывчатым, но заведомо выше 0.1 - 0.2%. (Баженова, Бурлин, 200)



Глава 2. Коллекторы. Классификация и свойства коллекторов

Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной выработке. Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды. Пустоты могут быть первичными, образовавшимися при формировании самой породы и вторичными, возникшими в процессе дальнейшей жизни пород. Пустотами обладают все типы горных пород, но отдавать флюиды могут не все. По размерам пустоты делятся на три категории:

1) Субкапиллярные с сечением около 0.005 мм, в них жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается;

2) Капиллярные с сечением от 0.005 до 0.1 мм, в которых на перемещение действуют силы капиллярного давления;

3) Сверхкапиллярные - крупнее 0.1 мм, в которых возможно движение жидкости под влиянием силы тяжести.

Выделяют четыре вида пустот: поры, каверны, биопустоты и трещины.

1) Порами принято называть пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами), пористость называется межзерновой (межгранулярной), а соответственно и коллекторы.

2) Кавернами называют пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов. Особенно они характерны для карбонатных и эвапоритовых толщ.

3) Биопустоты бывают внутриформенные и межформенные. К внутриформенным относятся внутренние пустоты в раковинах, а также разделенные перегородками внутри коралловых скелетов. К межформенным относятся пустоты между раковин в известняках-ракушниках.

4) Трещины это разрыв сплошности пород. Выделяются две группы: литогенетические и тектонические. Среди литогенетических различаются трещины диагенетические, возникшие при уплотнении осадка, катагенетические, возникшие уже в горной породе при перекристаллизации и т.д. Тектонические трещины формируются под влиянием различных причин (эпейрогенические движения, складкообразовательные движения)

В соответствии с видами пустот коллекторы бывают поровые (межгранулярные), кавернозные, биопустотные, трещинные (табл. 1) (Соколов, Бурлин, 2000).

Таблица 1

Классификация коллекторов в зависимости от пустотного пространства по Р.С. Безбородову, Ю.К. Бурлину, 1976

Типы коллекторов	Межгранулярные (поровые)	Трещинные	Кавернозные	Биопустотные
Пустоты	Порово-трещинные	Трещинно-каверновые	Внутрискелетные и межскелетные
	поры	трещины	каверны
Породы	Обломочные
	Карбонатные
	Изверженные	Кремнистые
	Глинистые метаморфические

Рассмотрим характеристики коллекторов по их основным свойствам.

2.1 Пористость

Пористость, или пустотность - неотъемлемое свойство пород, как плотность. Поры составляют часть объёма породы. Величина пористости выражается в долях или процентах и характеризует конкретный участок в породе. Различают четыре вида пористости: общая, открытая, эффективная и закрытая.

1. Общая (абсолютная) пористость - представляет отношение объёма всех полостей в породе к общему объёму породы. Определяется по сопоставлениям величин средней минеральной плотности зерен и плотности породы в объеме.

2. Открытая (насыщения) пористость - учитывает объём тех пор, которые сообщаются между собой. Определяется при помощи керосинонасыщения.

3. Закрытая пористость - разница между величинами общей и открытой пористости даёт величин, которая представляет объём изолированных замкнутых пустот

4. Эффективная (динамическая) пористость - объём тех пор, по которым происходит движение флюидов. Определяется путем заполнения породы смолой, которая застывает в порах. Используется при подсчетах извлекаемых запасов. Многие вещества и породы, в том числе глины, обладают высокой пористостью, но очень малой - эффективной. (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991)

Определение пористости происходит как экспериментально в лаборатории, так и косвенно по данным разных видов каротажа.

· Уменьшение размеров пор и снижение пористости происходит по мере роста давления.

· В обломочных недоуплотненных породах величина пористости зависит от формы зерен и от их укладки.

· Большое влияние на величину пористости оказывает степень отсортированности.

· Способ образования, генетический тип обломочной породы часто имеют определенное значение для пористости.

· Цементация породы также снижает пористость. В карбонатных породах процессы выщелачивания, доломитизации вызывают увеличение пористости, а перекристаллизация часто уменьшает ее. (Соколов, Бурлин, 2000)

Определение пористости производится различными способами, в основном экспериментальными. Пористость хороших коллекторов составляет 30-35%, обычные пределы колебаний пористости в коллекторах 5-20%.

2.2 Проницаемость

Проницаемость - свойства какого-либо вещества пропускать сквозь себя частицы другого вещества. Различают проницаемости нескольких видов:

Абсолютная проницаемость - понимается проницаемость, измеренная в породе при 100% её насыщении однородным флюидом. Измерять ее лучше по какому-нибудь инертному газу (воздух)

Фазовая проницаемость - способность породы пропускать через себя флюид в присутствии других флюидов, если этот флюид насыщает породу не полностью (через водонасыщенную породу пропускают газ).

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости для данного флюида к величине проницаемости при 100%-м насыщении породы данным флюидом (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991)

Абсолютную фазовую проницаемость горных пород определяют по закону Дарси:

V = Q/F = k (P₁ - P₂)/ мL

V - скорость линейной фильтрации;

Q - объём флюида, прошедшего через породу в единицу времени;

F - площадь поверхности породы, через которую проходит фильтрация;

k - коэффициент пропорциональности (коэффициент проницаемости породы);

P₁ и P₂ - давление на входе и на выходе из образца;

L - длина образца породы;

м - динамическая вязкость фильтрующейся фазы.

Единицей проницаемости служит Дарси или мкм². Проницаемость пород зависит от нагрузки вышележащих пород. Проницаемость определяется на всех приборах, где можно обеспечить фильтрацию и замер объема прошедшего через образец флюида при установленных перепадах давления. Между пористостью и проницаемостью существует определенная прямая зависимость. Однако могут быть высокопористые породы с низкой проницаемостью, когда размеры пор очень малы. (Соколов, Бурлин, 2000)

В отличие от коллектора, нефтематеринские породы обладают не такой большой пористостью и проницаемостью. Из-за этого и затруднена миграция углеводородов. Здесь в силу вступают различные силы, которые способствуют миграции, которые будут рассмотрены чуть позже.

2.3 Структура пустотного пространства

Коллекторские свойства пород во многом определяются структурой пустотного пространства и количеством остаточной воды. Структура пустотного пространства складывается, изменяясь на всех этапах седиментогенеза и литогенеза. Для ее показателей важны структурно-текстурные признаки породы: размер пор, отсортированность материала, цемент, извилистость поровых каналов и т.д.

Тремя основными характеристиками, определяющими структуру пустотного пространства, являются распределение пор и поровых каналов по размерам, величина внутренней удельной поверхности и извилистость каналов.

Распределение пор и каналов по размерам производится водной и ртутной капиллярометрией. Водная капиллярометрия применяется для изучения пор в коллекторах, выжиманием воды под давлением газа из полностью насыщенного водой образца. Ртутная применяется в плохопроницаемых очень тонкопоровых породах, основанная на нагнетании ртути в образец, из которого предварительно откачан воздух.

Для определения внутренней удельной поверхности, т.е. площади поверхности всех пустот в единице объема или массы вещества используют метод БЭТ, основанный на измерении величины физической адсорбции инертного газа на поверхности твердого тела при низких давлениях и постоянной температуре.

Извилистость показывает, что реальный путь течения флюидов в Т раз длиннее, чем по прямой. Для определения извилистости существует несколько визуальных способов (по фотографии шлифа, рентгеновскому снимку) и статистический. (Баженова, Бурлин, 2000)

земной нефтематеринский миграция недра



Глава 3. Условия для первичной миграции

Для того, чтобы инициировать миграцию УВ необходимо влияние некоторых сил, которые могут запустить и поддерживать процесс перемещения нефти и газа. Начальной стадией перемещения УВ, выделившихся из РОВ НГМТ, их первичной аккумуляцией и перемещением в коллектор, является первичная миграция. Некоторые ученые разделяют этот процесс на первичную миграцию и эмиграцию.

Первичную миграцию можно рассматривать на разных уровнях, одним из первых является молекулярный или микроуровень. Он описывает поведение отдельно взятых молекул, находящихся в материнской породе в сорбированном состоянии. Чтобы органические молекулы могли мигрировать к границам НГМП (кровля, подошва), они должны:

1. оторваться от сорбента - порода, ОВ;

2. далее начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция;

3. должна произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП - коллектор и перейти в коллектор - эмиграция.

Для начала процесса миграции молекул необходимо сначала оторвать их от поверхности сорбента. Происходит это благодаря следующим факторам:

1. Десорбция частиц пластовыми флюидами, чаще всего водой. Вода входит в состав пакетов глинистых минералов и выделяется при повышении давления и температуры в НГМТ.

2. Повышение температуры - очень важный фактор, придающий молекулам дополнительную энергию. При этом связь молекул с сорбентом ослабевает, и они отрываются от него.

3. При погружении пород на глубину и увеличении давления происходит уплотнение минерального скелета и, следовательно, уменьшение площади активной сорбирующей поверхности, которая теряет способность удерживать прежнее количество молекул ОВ. (Баженова, Бурлин 2000)

В результате вышеперечисленных процессов капли нефти отрываются от поверхности сорбента и начинают мигрировать. Одним из процессов, который постоянно происходит в недрах земли - диффузия - выравнивание концентраций - движение от больших к меньшим. Диффузия - длительный процесс перераспределения вещества в породе, происходящий при движении молекул из зон с большей концентрацией в зоны с меньшей. Процесс диффузии (выравнивание концентраций) очень медленный, да к тому же не приводит к аккумуляции флюидов, а наоборот к рассеиванию, и оказывает, скорее, негативное воздействие на интенсивность первичной миграции.

Диффузия описывается законом Фика:

Q = w*sb(C₁-C₂)/h, где

w - коэффициент диффузии

sb - коэффициент сорбции (или растворимости)

С₁ и С₂ - концентрации исследуемого вещества

Явление первичной аккумуляции занимает значительную роль в процессе миграции УВ. Молекулы сгенерированных УВ собираются в капли и в таком виде продолжают миграцию. В случае их объединения в капли образуется микронефть, очень похожая по составу на нефть в залежи. (Баженова, Бурлин 2000)

3.1 Факторы влияющие на процесс миграции

К факторам, влияющим на процесс миграции, относятся давление, температура, гравитация, гидравлика, капиллярные силы, энергия упругости и др.

Рассмотрим основные из них:

1) Давление.

Гидростатическое давление - давление столба воды:

Р_{гидрост} = с_в*g*h,

где с_в - плотность воды, h - глубина, g - ускорение свободного падения.

Если коллекторский пласт сообщается с зоной разгрузки, то Р_пл в нем будет равно гидростатическому:

Р_пл = с_в*g*h,

где с_в - плотность воды, g - ускорение свободного падения, h - глубина залегания пласта. Р_пл в НГМП должно превышать гидростатическое. В природе, как правило, в НГМП Р_пл - аномально высокое пластовое давление (АВПД).

Литостатическое давление - давление насыщенной покрывающей толщи:

Р_литост = с_об*g*h,

где с_об - объемная плотность отложений.

Литостатическое давление больше порового давления, так как оно создаётся давлением перекрывающего флюидоупора.

Избыточное поровое давление создаётся путем быстрого накопления осадка и отсутствия возможностей удаления флюида из порового пространства. По мере того, как увеличивается нагрузка на породу, напряжение воспринимается в первую очередь поровым флюидом. В результате повышается поровое давление.

2) Температура - главный фактор преобразования РОВ в подвижные углеводороды. Она влияет на вязкость нефти, и при достижении критических значений разрушает сложные молекулы, повышая их миграционную способность.

3) Гравитационный фактор обуславливается разностью плотностей воды, нефти и газа. Он вызывает всплывание газа и нефти через толщи поровой воды. Процесс облегчается, если он происходит не по отдельным каплям, а в виде непрерывных струй и потоков. При малых размерах пор породы и при незначительных перепадах давлений свободное движение подвижных веществ прекращается. Действует так называемая Архимедова сила - сила, действующая на любой объект, находящийся в воде (или иной жидкости). В данном случае мы рассматриваем каплю нефти, находящуюся в пластовой воде.

F_арх = (р_в - р_н)*g*h, где

р_в - плотность воды; р_н - плотность нефти

g - ускорение свободного падения; h - высота капли нефти.

4) Капиллярные и молекулярные силы играют существенную роль на стадии первичной миграции микронефти из глинистых пород в коллекторы. Чем меньше диаметр пор, тем больше капиллярные силы. Так как вода смачивает породу лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она вытесняет нефть из мелких пор в более крупные (рис. 2).

Определяется по формуле:

P = 2б/r, где

Б - межфазное натяжение, r- радиус поры

Рис. 2 Изменение формы капли при сужении порового канала (Баженова, Бурлин, 2000)

Третьей важной силой, влияющей на процесс первичной миграции, является выжимание флюида при превышении порового давления над пластовым (Рпор>Рпл). Поровое давление - давление флюида внутри порового пространства (рис. 3). Возникает при быстром накоплении осадка и отсутствии возможности удаления из него флюида. По мере увеличения литостатического давления вышележащих пород напряжение распределяется между скелетом породы и насыщающим её флюидом, что ведет к возрастанию давления последнего на стенки порового пространства. В итоге, при соответствующих условиях, происходит выжимание капель флюида из материнской толщи - особый процесс, характерный как для нефти в свободной фазе, так и для водных растворов (рис. 4).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3. Дискретные инъекции (Pпор>Pпл2>Pпл1)

Рис. 4. Выжимание капли нефти из материнской породы (по Бриену и др.)

Превышение порового давления над пластовым достигается под действием следующих факторов:

а) Уменьшение объёма пор при уплотнении

б) Температурное расширение флюидов

в) Превышение объёма сгенерированного УВ над объёмом исходного ОВ на 25%

г) Появление новых порций воды при десорбции и дегидратации

Далее мы рассмотрим данные причины наиболее подробно.

Гидравлический напор так же может играть определённую роль в процессе первичной миграции. Он способствует передвижению пластовых вод, в результате возникает, так называемый, гидравлический фактор способствующий преодолению капиллярных сил.

Давление в пласте равно гидростатическому в том случае, если есть сообщение с зоной разгрузки, что в природе встречается очень редко. В большинстве же случаев пластовое давление в коллекторе превышает гидростатическое. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

3.2 Причины аномально высокого пластового давления

Аномально высокое пластовое давление (АВПД) - давление, превышающее гидростатическое давление (Р_{гидрост}), соответствующее данной глубине залегания пласта. Причин возникновения в НГМП АВПД может быть несколько:

1) Увеличение геостатического давления за счет погружения

В процессе погружения, под действием статической нагрузки НГМ пласт испытывает уплотнение, в нём происходит рост горного давления, практически равного геостатическому:

Р_геост. = р_пор*g*H,

где Р_геост. - геостатическое давление в МПа,

р_пор - плотность породы,

Н - глубина, м.

Из-за превышения Ргеост. над Ргидрост. в пласте создаётся АВПД. Разница этих давлений (геостатического и гидростатического), определяемая разностью плотностей породы и воды, является главной движущей силой эмиграции.

Но геостатическое давление может не распространяться на поры и содержащийся в нём флюид. Если мы имеем дело с плотным, непроницаемым минеральным скелетом (каркасом), то давление, которое будет оказываться именно на этот скелет, не будет передаваться флюиду. И тем самым не будет значительного влияния геостатического давления на рост АВПД.

2) Рпл. может увеличиваться также при повышении пластовой температуры, при которой происходит температурное расширение молекул флюидов.

Существует понятие коэффициента теплового расширения - величина, характеризующая относительную величину изменения объёма или линейных размеров тела с увеличением температуры на 1 Кельвин (К) при постоянном давлении.

Коэффициент объёмного теплового расширения - относительное изменение объёма тела при нагревании его на dT градусов при постоянном давлении - может рассчитываться по формуле:

, К^-1, (°С^-1),

где V - объём тела,

dV - изменение объёма тела,

dT - изменение температуры.

В ГЗН при Т = 60-180°С матрица пород, вода и жидкие УВ ещё не расширяются (коэффициент не так высок; = 0,587х10^-3 К^-1 для воды при 60-80°С). А вот уже в главной зоне газообразования (ГЗГ), где Т значительно выше, может происходить значительное расширение молекул газа (=3,658х10^-3 К^-1 для газов при температуре 0-100°С), увеличение Р_пл и миграция газа. (Большая советская энциклопедия)

3) Увеличение Рпл. за счет увеличения объема УВ относительно исходного ОВ является для нас самым важным фактором возникновения АВПД.

В связи со значительным сокращением водонасыщенности генератора и усиленным ростом генерации жидких УВ, АВПД увеличивается за счёт увеличения объёма образующихся углеводородов. По Дж. Ханту при генерации УВ объём их увеличивается на 25% по сравнению с объёмом ОВ; по Г. Хинчу увеличение объёма флюидов эквивалентно увеличению пористости породы на 4-5%. Увеличение Р_пор приводит к началу эмиграции. (Высоцкий, Высоцкий, 1986).

4) Появление новых порций воды - высвобождение новых порций связанной воды (рис. 5). Большей частью НГМП являются глинистые породы, поровые пространства которых насыщены седиментационными водами. Эти породы являются основными генераторами УВ. Пелитовые воды отдают всю свою воду в процессе уплотнения. Отдача воды происходит по экспоненциальной кривой, в пределах которой можно выделить три отрезка или стадии, хорошо коррелирующиеся со стадиями генерации УВ (Высоцкий, Высоцкий, 1986).

Рис. 5 Появление новых порций связанной воды при дегидратации глинистых минералов (фото Джима Букмана)

Глава 4. Механизмы первичной миграции

Механизм миграции и эмиграции УВ до настоящего времени является предметом дискуссий, так как общепризнанной теории еще нет, хотя именно этот механизм определяет возможность появления скопления нефти или газа. Со стороны сторонников неорганического происхождения нефти эмиграция вызывает наибольшее количество возражений. В.Ф. Линецкий вообще считал невозможным процесс миграции углеводородов по материнским толщам, сложенным глинистыми породами из-за высокой сорбционной способности глин, их низкой проницаемости, которая уменьшается с глубиной.

Сторонники осадочно-миграционной теории С.Г. Неручев и И.С. Ковачевой в 1965 году определили изменения состава флюидов в материнской породе в зависимости от расстояния до кровли коллектора. Они проанализировали состав нефтей палеозойского возраста в месторождениях Шпаковского и Туймановского Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и выяснили, что содержание N+S+O на расстоянии 14-16 метра до контакта с коллектором составляет 8,65%, а на расстоянии 0-2 м их 13,61%. Содержание углерода и водорода в данном случае уменьшается. Это служит доказательством перемещения УВ, при котором более тяжелые молекулы смол и асфальтенов сорбируются на минеральном матриксе породы, а лёгкие УВ свободно проникают вглубь коллектора (рис. 6).

Рис. 6 Изменение состава УВ при удалении от коллектора



Перенос молекул нефти и газа внутри НГМП может осуществляться разными способами в зависимости от особенностей распределения этих молекул в материнской породе. Существует различные формы переноса

· в водорастворённом состоянии;

· в виде газовых растворов;

· в свободном состоянии.

Экспериментально было выяснено, что растворимость жидких УВ в воде крайне мала и измеряется в пределах от 0.03 до 0.25 л/м³. До главной зоны нефтегазообразования видно, что жидкие УВ могут раствориться в воде, каковыми являются коллоидные и мицеллярные растворы, так как УВ плохо растворяются при такой температуре. Поэтому большинство жидких УВ способно растворяться в свободном состоянии за счет соотношения объёма генерации УВ с их количеством, способным раствориться в воде или газе. Глубже, на стадии нижней зоны газообразования жидкие УВ способны хорошо растворяться в газе, за счет его преобразования и уже возможна миграция в газовой форме. Главными агентами данного процесса являются давление и состав газа.

Газ, в отличие от жидких УВ, хорошо растворяется в воде, поэтому форма его эмиграции определяется, прежде всего соотношением количества сгенерированного газа, поровой воды и растворимостью газа. Измеряется от 2.5 до 10 м³/м³. Итак, выяснено, что генерирующийся газ способен эмигрировать в водорастворённом состоянии за счет высоких температур и давлений, а так же в виде попутного газа с жидкими УВ. (рис. 7)

4.1 Эмиграция углеводородов в водорастворенном состоянии

Эмиграция УВ в водорастворенном состоянии, предполагает, что седиментационные воды в процессе уплотнения материнской свиты выносят в прилегающий коллектор растворенные жидкие и газообразные УВ или находящиеся в эмульсионной или коллоидной форме жидкие УВ.

Рис. 7 Общая схема эмиграции (Высоцкий, Корчагина, 1995)

В дальнейшем УВ мигрируют вместе с пластовыми водами и с ухудшением растворимости в результате понижения температуры выделяются в свободное состояние и заполняют ловушки. УВ могут находиться в воде в виде молекул, мицелл и эмульсий.

Исследования по растворимости УВ в воде были высказаны Дж. Адамсом в 1903 году, а позднее В.Д. Ламтадзе, Н.М. Страховым, Н.Б. Вассоевичем и другими. В результате многих исследований было получено, что растворимость УВ в воде колеблется от первых граммов до нескольких килограммов на кубический метр воды и зависит эта величина от многих факторов. (Высоцкий, Высоцкий 1986)

Температура - один их главных факторов, определяющих растворимость УВ в воде. С повышением температуры влияние размеров молекул на растворимость УВ снижается (рис. 8). По данным Прайса наибольшую растворимость имеют арены, а наименьшую - н-алканы. Например растворимость бензола составляет 1740 мг/л, а н-нонана 0,122 мг/л. Таким образом растворимость УВ увеличивается от алканов к цикланам и более резко к аренам. (Баженова, Бурлин, 2000)

Присутствие в воде растворенного газа также влияет на растворимость в ней УВ. (табл. 2) Влияние газа зависит от степени насыщения им воды, состава газа и температуры. Отрицательное влияние газов на растворимость в воде жидких углеводородов увеличивается в ряду азот-метан-этан-углекислый газ-пропан, (Баженова, Бурлин, 2000)

Рис. 8 Относительная растворимость УВ в воде с ростом температуры

По данным Л. Прайса в интервале температур 25-180С растворимость нефтей тяжёлого состава составляет первые граммы на 1м³, для лёгких этот показатель составляет сотни граммов на 1м³.

Таблица 2

Температура воды, С	Усреднённые значения растворимости смеси УВ, г/100г	Снижение растворимости смеси УВ в воде, насыщенной метаном, %
	В пресной воде	В воде, насыщенной метаном
80 90 100 110 120 130 140	0.044 0.052 0.059 0.070 0.086 0.108 0.120	0.028 0.036 0.042 0.051 0.045 0.062 0.073	36 31 27 27 47 42 39

Из данной таблицы мы видим, что в среднем растворимость УВ в воде насыщенной метаном снижается на 27-47%. Это означает, что повышение газонасыщенности вод снижает растворимость УВ.

Так же на растворимость УВ оказывает влияние минерализация пластовых вод. Минерализация пластовых вод в природных условиях может варьировать от нескольких миллиграммов до сотен граммов на литр. Она оказывает непосредственное влияние на растворение УВ. По данным Л. Прайса растворимость пентана при 25С в дистиллированной воде равна 39.5 г/м³, в морской воде 27.6 г/м³, а в воде с большой минерализацией всего 2.01 г/м³. Если учесть во внимание, что большинство пластовых вод имеют высокую минерализацию, то растворимость УВ в них незначительна (Высоцкий, Высоцкий, 1986).

Мицеллярная растворимость УВ также имеет определенное значение для первичной миграции. Она была рассмотрена в работах В. Майншайна 1959г., М.И. Гербера и М.Ф. Двали 1961г., Э. Бейкера 1962 и 1967 гг., а так же С.Н. Белецкой 1978г. и др. Проведенные опыты по извлечению водой ОВ из глин показали, что количество извлекаемого РОВ превышает величину истинной растворимости его компонентов. Вероятно, причиной этому послужило существование в водном растворе углеводородных мицелл. Для образования мицелл в воде требуется значительное количество поверхностно-активных полярных веществ (ПАВ) - мицеллообразователей, например, жирных и нафтеновых кислот, а так же гетерогенных компонентов асфальтено-смолистых веществ, способных, по мнению Р. Корделла, давать высокомолекулярные коллоидообразующие вещества. Однако содержание таких веществ в пластовых водах несколько сотых грамм на литр. Кроме этого, для мицелл максимум их образования приходится на температуру 70С, а при дальнейшем повышении температуры они распадаются. Также в водных растворах, содержащих Ca и Mg, органические кислоты могут образовывать нерастворимые соли кальция и магния, что препятствует возникновению мицелл. Размер мицеллы достигает до 500 нм, что превышает диаметр сообщающихся пор в глинах в 100 - 50 раз, и исключает возможность их просачивания через глины. Таким образом, миграция УВ возможна только при наличии большого количества мицеллообразователей и глубине до 1.5 км, где глины ещё не уплотнены.

Возможность образования слабоконцентрированных эмульсий УВ в воде была высказана еще в 1909 году М. Мэнном. Позднее данная теория рассматривалась в работах М.Ф. Двали 1959 г., В.И. Сергеевича 1972 г., а так же Н.М. Кругликова и Н.С. Петрова в 1976 году.

Представление данной теории выдвигалось в двух тезисах:

1. Жидкие УВ образуются из ОВ в тонкодисперсном состоянии.

2. Возникает химическое эмульгирование УВ при взаимодействии кислотных компонентов ОВ с щелочными пластовыми водами, при pH равном 8-9.

А.А. Трофимчук, А.Э. Конторович и В.С. Вышемирский провели несколько экспериментов с предварительно дебитуминизированной и насыщенной водой глиной и тяжёлым остатком нефти. Глина подвергалась сжатию под давлением 15-30 Мпа и температуре 40-70С. В результате в отжатой воде, содержание нефтяного остатка составляло 0.0085%, что превышало его истинную растворимость в 4 раза. Экспериментаторы считают, что часть нефтяного остатка находилась в виде тонких эмульсий (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

4.2 Эмиграция углеводородов в газорастворенном состоянии

Расчёт количественной интенсивности генерации УВ на различных стадиях превращения был произведён А.Э. Конторовичем, С.Г. Неручевым и др. по методу В.А. Успенского. Подсчеты объема генерации ОВ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Стадии и подстадии литогенеза и углефикации ОВ	Количество высокомолекулярных УВ, смол и асфальтенов
	г/100г ОВ	г/м3 породы при содержании 1% ОВ
	Сапропелевое ОВ	Гумусовое ОВ	Сапропелевое ОВ	Гумусовое ОВ
ПК-Б	1.3	0.3	299	69
МК11-Д	2.1	1.2	483	276
МК12-Г	1.6	1.25	368	277
МК2-Ж	0.4	1.03	92	236

Из приведенных данных в таблице следует, что генерация высокомолекулярных УВ, смол и асфальтенов составляет сотни граммов на кубический метр осадка от протокатагенеза до газовой стадии углефикации при содержании сапропелевого ОВ, равного 1%. На стадии жирных углей генерация уменьшается. Для гумусового ОВ наблюдается обратная зависимость: в протокатагенезе и на буроугольной стадии углефикации объем генерирующихся УВ небольшой, а начиная со стадии метокатагенеза он резко увеличивается до сотен грамм на кубический метр породы.

Для расчёта удельной продуктивности материнских пород извлекаемых из РОВ растворителями используется следующая формула:

П = С_овdK_в * 100

П - удельная продуктивность породы;

C_ов - содержание ОВ в породе;

D - плотность породы;

К_в - коэффициент выхода УВ из РОВ

Из расчётов данной формулы И.Ю. Корчагиной и О.П. Четвериковой была придумана классификация материнских пород по продуктивности:

1. Очень бедные материнские породы - продуктивность 10-50 г/м³ и коэффициент выхода УВ не более 0.5% от РОВ;

2. Бедные - продуктивность 50-100 г/м³ и выход УВ до 1%;

3. Средние - продуктивность 100-250 г/м³и выходом УВ до 9%;

4. Хорошие - продуктивность 250-500 г/м³;

5. Богатые и очень богатые - продуктивность 500-2500 г/м³.

К последнему типу относятся материнские породы баженовской свиты и доманиковой свиты. Наиболее распространены по мнению Корчагиной и Четвериковой материнские породы с продуктивностью от 250 до 500 г/м³, каковыми являются хорошие материнские породы с содержанием ОВ от 0.1 до 5% и коэффициентом выхода УВ от 10.87 до 0.21%

Изучение вопроса растворимости жидких УВ в природном газе было начато в 50х годах прошлого века Т.П. Жузе и М.А. Капелюшниковым и продолжается до настоящего времени. Главными агентами данного процесса являются давление и состав газа. Способность газа растворять жидкие УВ уменьшается в ряду пропан, двуокись углерода, метан, этан. Зависит она от наличия гомологов в газе. Так, например, по данным Л.Н. Королёва и Т.П. Жузе присутствие в газе 10-15% гомологов метана повышает растворимость жидких УВ подобно увеличению давления на 35 МПа. Метан при температуре 40С и давлении 10 МПа способен растворять парафиновые УВ в количестве 50-70 г/м³, а ароматические 10-49 г/м³. Смолы и асфальтены растворяются при высоком давлении, температуре и содержания в газе гомологом метана. Растворимость жидких УВ в природном горючем газе составляет десятки, а то и сотни грамм на 1 м³. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

Исследователями также установлено, что при прохождении сквозь материнскую породу углеводородный и углекислый газы способны извлекать жидкие УВ, смолы и асфальтены. Количество увеличивается при повышении давления, температуры, степени влажности и длительности воздействия на них газа. При этом наблюдается следующая последовательность извлечения: парафиновые УВ - нафтеновые - ароматические - смолистые вещества - асфальтены. М.А. Капелюшников, Т.П. Жузе и Л.С. Закс выяснили, что растворимость бензино-керосиновых фракций нефти составляет 50-60 г/м³ при давлении 15 Мпа и температуры до 50С, а при давлении 40 МПа и температуре более 90С растворимость достигает 100 г/м3. Также определено, что в пористой среде давление растворения нефти в газе ниже, чем в лабораторных опытах, что связано с сорбцией поверхностью пород наименее растворимых соединений.

Исследования в области определения роли угленосных и субугленосных толщ в генерации углеводородных газов также проводились многими исследователями. Основная заслуга в разработке этой проблемы принадлежит А.Л. Козлову, В.И. Ермакову, И.В. Еремину, М.В. Голицыну и др. В процессе преобразования органического вещества углей образуются различные газы. Большинством исследователей признаётся, что на высоких градациях катагенеза (глубины 4 км и выше) процесс газогенерации идёт особенно активно. Этот вывод очень важен для установления роли газа в миграции жидких УВ. Углеводороды, растворённые в газе, по-видимому, являются преобладающей формой перемещения в породах с очень мелкими порами. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газовых растворов доказана экспериментально. Существует также мнение о возможности перемещения нефти в виде пленки на поверхности пузырьков газа. На основе теоретических расчетов Н.М. Кругликов обосновал механизм миграции нефти в виде пленки на газовом пузырьке. При прохождении через жидкую фазу газовый пузырёк захватывает пленку нефти, толщина нефтяной плёнки не должна превышать 1/3 радиуса газового пузырька, масса же нефти может превышать массу газа более чем на порядок. (Баженова, Бурлин, 2000)

4.3 Эмиграция углеводородов в свободном состоянии

Возможность эмиграции жидких УВ в свободном состоянии определяется соотношением объёма генерации УВ с их количеством, способным раствориться в воде или газе. В условиях генерации УВ происходит растрескивание материнской породы под действием выхода паров легких УВ и воды. Выяснено, что при температуре 300^?С (в недрах это соответствует условиям диагенеза) происходит образование трещин, связанных с выходом паров легких УВ и воды (рис. 9а). При температуре 400^?С (конец ПК - начало МК) появляются крупные линзообразные трещины, образованные в местах наибольшей концентрации вновь образованных флюидов, на этом этапе происходит максимум генерации УВ (рис. 9б). При температуре 470^?С (начало АК) новые крупные трещины не образуются, отмечаются мелкие трещины поперек напластования, соединяющие ранее образованные более крупные пустоты (рис. 9в), начинается процесс миграции. А при температуре 510^?С уже изменений в структуре порового пространства не фиксируется. В процессе миграции разница давлений выравнивается, поры схлопываются и снова начинается процесс аккумуляции.

Рис. 9 Изменение структуры порового пространства (Корост, Надежкин, 2010)

а - нагревание до 300^?С,

б - нагревание до 400^?С,

в - нагревание до 470^?С, красным пунктиром показаны зоны трещиноватости поперёк напластованию.

Если взять мощность материнской породы 20 метров, то площадная продуктивность материнской толщи будет 700 кг на 1м². Площадная продуктивность рассчитывается по формуле

П_пл = 6,4C_овК_в

Измеряемая величина площадной продуктивности кг/м2. Площадная продуктивность позволяет подсчитать общий объём сгенерированных УВ и сравнить его с количеством УВ, растворившихся в воде или сжатом газе. Так, количество жидких УВ, которые способны раствориться в воде, измеряется лишь граммами на кубометр породы и иногда достигает нескольких десятков граммов при температуре 150С. В процессе эмиграции растворением УВ в воде можно пренебречь.

Генерирующийся в материнской толще газ растворяется в жидких УВ, а его избыток способен растворить легкие УВ при определенных термобарических условиях. Количество газа, растворившегося в жидких УВ характеризуется величиной газового фактора:

Q_г = C_ув G * 10^-6

С_ув - количество жидких УВ,

G - газовый фактор.

Растворённый в жидких УВ газ составляет лишь небольшую часть от объёма образующегося газа. Возможность растворения и переноса жидких УВ в газе происходит при контакте двух фаз: жидких и газовых находящихся в свободном состоянии. Такая возможность появляется на глубинах 3-4 км, то есть ниже зоны генерации жидких УВ, где образуются лёгкие УВ и газ. В таких условиях жидких УВ в газе достигает 100г/м3, а при меньших давлениях и температуре показатель уменьшается. Если принять площадную продуктивность жидких УВ равной 6.5 кг/м², что является минимальным показателем для расчета значений, то количество газа, необходимое для растворения полученной нефти, составляет 86м³. Это можно наблюдать на глубинах свыше 3 км. Выше по разрезу предполагается раздельное существование газа и жидких газонасыщенных УВ в порах материнской породы. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

Возможность первичной миграции в виде самостоятельной жидкой непрерывной фазы рассматривалась многими исследователями (А.Н. Снарский, Б. Тиссо, и др.). Известно, что нефть плохо смачивает большинство минералов, и лишь поверхности частиц, имеющих битуминозное покрытие, родственное нефти, образуют пути, благоприятные для её движения. Движение потоков углеводородов может облегчаться наличием прожилок и трещин, заполненных керогеном. В богатых нефтематеринских породах типа баженовской свиты или формации Монтерей с содержанием ОВ 10-20% и выше эти керогеновые включения образуют непрерывную сеть. При высоких содержаниях сапропелевого ОВ, богатого липидными компонентами, в НМ толщах (более 5%) стенки поровых каналов оказываются смоченными не водой, а нефтью (микронефтью) (Баженова, Бурлин, 2000) (рис. 10).

Рис. 10 - Зерна породы, покрытые пленкой нефти

Поверхностное натяжение, обычно возникающее на границе двух сред - воды и нефти, исчезает, и новообразованным УВ легко подниматься вверх. Эта гидрофобная система рассматривается как путь перемещения углеводородов. При этом углеводороды будут подниматься от участков большей их концентрации в сторону меньшей концентрации.

Существуют «слабые места» концепции первичной миграции УВ в свободном состоянии. Во-первых, жидкие УВ в стандартных условиях обладают более низкой, чем вода относительной проницаемостью, т.е. при выжимании из НГМП в первую очередь ее должна покинуть именно вода. Микронефти в этом случае может просто не хватить давления. Однако, при высоких температурах (более 100^?С) вязкость воды уменьшается (в 2,5 раза). Также она снижается при насыщении воды газом, как это повсеместно отмечается в условиях ГЗН (в одном м³ нефти может быть растворено несколько десятков и даже сотен м³ газа). Соответственно в этих условиях вязкость нефти может сравняться с вязкостью воды или даже стать меньше, и тогда при выжимании из НГМП первой может уйти именно нефть.

Во-вторых, капельки микронефти имеют размеры, значительно превышающие диаметры межпоровых каналов в глинах. Для того, чтобы пройти через эти каналы капля должна изменить свою форму, что потребует немалых энергетических затрат на преодоление сил поверхностного натяжения.