Геология и геохимия нефти и газа

Геология и геохимия нефти и газа Первичная и вторичная миграция нефти и газа

аккумуляция консервация миграция генерация УВ-флюидов в ловушке залежей Для формирования нефтегазоносного бассейна (НГБ) и в его недрах залежей и месторождений нефти и газа необходимо в осадочно-породном бассейне формирование мощного комплекса пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обусловливают генерацию (Г), аккумуляцию (А) углеводородных флюидов и консервацию (К) залежей нефти и/или газа - ГАК.

Миграция нефти и/или газа • Вопросы миграция нефтяных и газовых флюидов являются наименее разработанными в Осадочно-миграционной теории генезиса нефти и газа (органической теории). • Среди ученых в конце 20 века, занимающихся этими вопросами, на первом месте можно поставить сотрудников нашей кафедры И. В. Высоцкого и Ю. И. Корчагину, других организаций - Рогозину Е. А. , Белецкую С. Н. , Жузе Н. Г. , Парпарову Г. М. , Б. Бейкер и др.

Миграция и ее виды • Для того, чтобы сформировались залежи нефти и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды должны мигрировать из НГМП в коллектор-проводник и переместиться по нему в ловушку. • Первая фаза перемещения флюидов внутри НГМП и переход в коллектор называется первичной миграцией или эмиграцией. • О. К. Баженова разделяла эти два понятия: первичная миграция – это перемещение внутри НГМП, а переход флюидов в коллектор-проводник – эмиграция. • Вторая фаза – перемещение или миграция по коллектору (коллектору-проводнику) до ловушки – вторичная миграция. • При переформировании залежей может произойти третья фаза миграции – третичная или ремиграция, или дисмиграция.

Виды миграции • Образование залежей нефти и газа: схема первичной и вторичной миграции на ранней и более позднем стадиях эволюции НГБ. • I - начальная фаза первичной и вторичной миграции; II — более поздняя стадия первичной и вторичной миграции и образование залежей I Различия между первичной и вторичной миграцией заключается не в разных процессах миграции, а в разном размере пор, литологическом типе пород и в разном распределении флюидов. II Процессы первичной и вторичной миграции ведущие к образованию залежей нефти и/или газа, должны включать механизмы концентрации рассеянных УВ-ных флюидов (аккумуляции).

Преобразование ОВ в катагенезе Схема «созревания» ОВ в катагенезе незрелое ОВ Тренд направления генерации порода кероген глубина, м слабо зрелое ОВ нефть вода зрелое ОВ электрическое сопротивление Увеличение сопротивления rock as aкак функция увеличения Increase of resistivity in source в НМП function of increase of oil saturation насыщения микронефтью Basin (Meissner, 1978) -Bakken Formation, Williston

Первичная миграция • Миграцию можно рассматривать на разных уровнях , одним из первых – это молекулярный уровень. • В НГМП в ГЗН образуются жидкие и газообразные УВ-флюиды, которые сорбируются на РОВ и вмещающей породе, обволакивая полимолекулярным слоем компоненты РОВ и зерна породы. • Чтобы органические молекулы ( УВ и гетероатомные соединения ) могли мигрировать к границам НГМП (кровля, подошва), они должны: • I) оторваться от сорбента – порода, ОВ; • II ) далее начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция; • III ) произойти концентрация ( первичная аккумуляция ) молекул на границе НГМП – коллектор и перейти в коллектор – эмиграция.

Молекулы УВ должны оторваться от сорбента – порода, ОВ • ОВ является хорошим сорбентом, даже лучшим, чем многие минеральные компоненты, даже глины. • Десорбция молекул может произойти под влиянием следующих факторов: • 1. десорбция пластовыми флюидами , которыми чаще всего может быть пластовая поровая вода. Губкин писал, что «…нефть в пласте – капля в океане воды» , но вода, как известно, не лучший десорбент; • 2. причиной отрыва молекул может быть повышение Тпласт. : в ГЗН при повышении Т увеличивается внутренняя энергия молекул, что уменьшает их сорбцию. Происходит десорбция некоторой части молекул. Эти процессы можно наблюдать в люминесцентных шлифах НГМП. Сначала вокруг частичек ОВ образуются небольшие каемки УВ, затем они расширяются, и УВ начинают проникать в окружающее пустотное пространство. • 3. при погружении под давлением вышележащих пластов ( Р горное или Р геостатическое ) происходит уплотнение НГМП особенно глинистых минералов и ОВ, что снижает площадь активной сорбирующей поверхности вмещающих ОВ пород, поэтому часть органических молекул уже не удерживается и десорбируется.

Начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция • Для первичного перемещения десорбированных молекул в НГМП должны существовать силы способствующие миграции. • Одним из процессов, который постоянно происходит в недрах земли – диффузия – выравнивание концентраций – движение от больших к меньшим. • Процесс диффузии (выравнивание концентраций) очень медленный, да к тому же не приводит к аккумуляции флюидов, а наоборот к рассеиванию. • В настоящее время вопрос первичного перемещения полностью не разработан, хотя в природе он существует. • В результате отрыва и первичного перемещения в НГМП образуются капли и пузырьки нефти и газа - жидкий флюид - микронефть, по составу очень близкий к нефти в залежи.

Образование нефти и первичная миграция в НМП незрелое ОВ β = (ХБА/Сорг)· 100% выжимание воды (уплотнение глин) пустоты слабо зрелое ОВ образующиеся УВ заполняют пустоты нефть не выжимается зрелое ОВ пустоты начало первичной миграции -глины - ОВ (2, 5%) - прослои алевролитов - струи воды - пустоты заполненные - струи нефти или газа нефтью или газом Oil formation and expulsion первичная миграция в НМПunpublished) Генерации нефти и газа и in a source rock (lingerer,

Произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и переход в коллектор-проводник – эмиграция. • Образовавшимся каплям и пузырькам УВ-флюидов надо переместиться внутри НГМП к границе с коллектором и перейти в него. • После некоторого перемещения по материнской породе молекулы УВ тем или иным образом концентрируются в массы, способные передвигаться по законам механики. • • Механизмы этой первичной аккумуляции до сих пор остаются дискуссионными

Силы, способствующие первичной миграции. • В пласте должны существовать силы, которые должны способствовать первичной миграции, их может быть несколько, но ! какие главные? • Эмиграция УВ в свободной фазе. • 1) Силой, действующей по законам механики , является архимедова сила (buoyancy) , поскольку поры в пластах пород заполнены водой. • Fарх = (þводы - þн) g*h, • где h - высота капли микронефти (или пузырька газа), þ – плотность, g – ускорение свободного падения • Поскольку þ н < þ воды, то капли микронефти должны всплывать и продвигаться к кровли НГМП на границу с коллектором. • Разница плотностей нефти и воды не очень велика (плотность нефти обычно 0, 7 -0, 9 г/см 3 , пластовой воды – немного более 1 г/см 3 ). Высота же капли микронефт составляет доли мм. В этих условиях очень мала и архимедова сила. • Этот механизм всегда действует в сосуде , но вмещающие породы являются низко проницаемой средой, Fарх будет недостаточно, чтобы преодолеть противодействие других сил, существующие в пласте • Расчеты показывают, что для фильтрации нефти в НГМП необходимы такие значения Fарх , которые могут создать «капли» с высотой не менее 1 метра. • В НГМП таковых капель быть не может и F арх здесь вряд ли можно рассматривать как эффективную.

Силы, способствующие первичной миграции • Перемещение флюидов в пласте может происходить и под действием капиллярных сил. • Капиллярные силы в условиях пласта могут создавать тем большие давления, чем меньше размеры пор: • Ркап=2δ/r, • где δ - межфазовое натяжение, r - радиус поры. • Если породы гидрофильны (а таких большинство), то вода будет всасываться в поры малого диаметра, а УВ вытесняться из них в более крупные. • Гидрофобные (некоторые глины, например, шамозитовые, гидрофобны) – препятствовать. • Теоретически этот процесс может работать при перемещении флюида из мелких пор НГМП в крупные поры коллектора , поэтому капиллярные силы способствуют перемещению только в очень узкой кровельной или подошвенной полосе НГМП на границе с коллектором. • Во внутренних частях материнской породы, они вероятно не столь эффективны. • Капиллярные силы также не являются основными при первичной миграции.

THE MAIN CONTROLS OF MIGRATION CAPILLARY PRESSURE and BUOYANCY CAPILLARY PRESSURE Displacement If Ph-Pw > Pc = 2 IFT / r T : f (Hydrocarbons) r : entrance diameter CARRIER ROCKS BUOYANCY FORCE = h ( ρw – ρhc ) g Капиллярное давление противодействует силе With h : HC height, ρw = Water density, всплывания до тех пор, пока радиусы кривизны ρhc - Hydrocarbon density, g = 9. 81 деформированной нефтяной глобулы в 14 g : Newton Constant верхней и нижней частях не сравниваются.

Капиллярное давление Сила, ограничивающая Изменение формы капли при миграцию УВ! сужении порового канала Pc = Капиллярное давление (давление замещения, входа (МПа) γ = Межфазное натяжение (Н/м) θ = угол смачивания (угол контакта нефть-вода, вода с твердой породой (°) r = радиус порового канала (м) Силы препятствующие миграции Resistive Force Ø Давление флюида должно превысить капиллярное θ давление для того, чтобы обеспечить перемещение по порам. Driving Force Нефть движущие силы

Капиллярное давление Ø Пласт – зерна породы + комплекс Сила, ограничивающая миграцию капилляров, заполненных пластовой водой, УВ! которая является смачивающей фазой, в то время как нефть является несмачивающей фазой. Проталкивание глобулы нефти через поровое сужение в породах, смоченных водой Поток воды направленный вверх Поток воды, направленный вверх, помогает силе всплывания (архимедова сила)преодолеть противодействующее капиллярное давление. Капиллярное давление противодействует силе всплывания до тех пор, пока радиусы кривизны деформированной нефтяной глобулы в верхней и нижней частях не сравниваются.

УВ мигрируют через поры с меньшим капиллярным давлением Мигрирующие УВ выбирают поры с наименьшим Pкап. Ø Размер пор в осадочных породах крайне неравномерен и зачастую распространен произвольно. Ø В алевролитах и аргиллитах имеется множество небольших пор, которые вряд ли когда-либо будут заполнены мигрирующей нефтью. Ø Поры, которые «замечает» мигрирующая нефть - с поровыми каналами большого радиуса и самым низким капиллярным давлением.

Капиллярное давление Ø Чем больше размер порового канала – т. е. чем ниже капиллярное давление, тем легче нефти мигрировать в следующие поры и тем более эффективной является миграция Коллектор mm μm Покрышки nm

До начала разработки залежи Пластовое давление равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). Пластовое давление обычно увеличивается примерно на 0, 1 МН/м 2 через каждые 10 м глубины. Гидростатическая система Давление - Гидростатическое - Давление флюида/ поровое - Покрышка (литостатическое) Гидростатическое давление – давление столба воды = плотность воды х g × глубина, g - ускорение свободного падения Фдюид Поровое давление флюида – давление флюида в порах Эфф. напряжение пласта Литостатическое давление - давление насыщенной покрывающей толщи = объемная плотность отложений х g × глубина Эффективное напряжение – часть нагрузки покрывающей толщи, воспринимаемой твердыми частицами пласта = литостатическое – поровое давление флюида Флюид Эфф. напряж. Покрыв. толща

Силы, способствующие первичной миграции. • Выжимание нефти самостоятельно или с водой • Чем больше размер пор, тем меньше капиллярные силы. Большинство минералов глинистой породы гидрофильны , поэтому капиллярные силы будут способствовать всасыванию воды, а углеводородные флюиды будут выжиматься. • Для первичной миграции необходимо, чтобы внутри НГМП шло перемещение. Этому процессу должно способствовать выжимание УВ-флюидов. • В общем случае для удаления флюидов из материнской толщи в коллектор Рпор в НГМП должно быть больше, чем Рпл в порах коллектора - необходимое условие для эмиграции. • Рпор. > Рпл. • Если коллекторский пласт сообщается с зоной разгрузки, то Рпл. в нем будет равно гидростатическому. • Рпл=ρgh, • где ρ - плотность воды, g - ускорение свободного падения, h - глубина залегания пласта. • Рпл же в НГМП должно превышать гидростатическое. • В природе, как правило, в НГМП Рпл. аномально высокое пластовое давление – АВПД.

Неравномерное уплотнение Ø Механизм, при помощи которого создается избыточное поровое давление путем быстрого накопления осадка и отсутствия возможностей удаления флюида из порового пространства. Ø По мере того, как увеличивается нагрузка на породу, напряжение воспринимается в первую очередь поровым флюидом. В результате повышается поровое давление. Ø Избыточное поровое давление сбрасывается по каналам естественной проницаемости в пласте. Нагрузка передается кристаллической решетке породы, в результате чего происходит уменьшение объема пор. Ø Когда возрастание нагрузки происходит быстрее (как правило, в процессе седиментации), чем может удаляться флюид, появляется избыточное поровое давление.

Причины возникновения АВПД в НГМП • АВПД ( anormal high pressure) - давление, превышающее гидростатическое давление (Ргидрост. ), соответствующее данной глубине залегания пласта. • Причин возникновения в НГМП АВПД может быть несколько. • 1) Увеличение Ргидрост. за счет уплотнения пород при погружении – уменьшение пор. • НГМП большей частью являются глинистые породы, которые уплотняются почти в 2 раза, при этом выжимается вода, которая как поршень может выжимать микронефть из НМП - «поршневой эффект» . • Но! , максимум уплотнения глин и выделение воды приходится на относительно небольшие глубины (первый километр), когда еще не происходит массовой генерации УВ. • В ГЗН, где генерируется основная масса жидких УВ-флюидов, воды уже мало. • Основная критика : вязкость УВ больше вязкости воды, поэтому при этом процессе сначала должна уйти вода, а потом микронефть.

Причины возникновения в НГМП АВПД • 2) Рпл. может увеличиваться также при повышении пластовой температуры – происходит температурное расширение молекул флюидов. • В ГЗН при Т= 60 -180°С матрица пород, вода и жидкие УВ не расширяются. • В ГЗГ , где Т значительно выше, может происходить увеличение Рпласт. и миграция газа. • 3) Увеличение Рпл. за счет увеличения объема УВ относительно исходного ОВ !!!! • Генерация УВ приводит к 25%-му увеличению объема, что может составлять 4 - 5% от всего объема пор материнской толщи. • Увеличивается объем УВ-флюидов – Рпор. возрастает, начинается миграция. • Органические молекулы собираются в капли, Рпор. увеличивается, происходит флюидоразрыв, образуются трещины, по которым эмигрируют флюиды. • Давление выравнивается, следующие порции генерируемых молекул опять повышают Рпор. - и т. д.

АВПД за счет генерации нефти и газа Система с частично избыточным давлением Увеличения объема УВ относительно исходного ОВ Давление - Гидростатическое - Давление флюида/ поровое - Покрышка (литостатическое)) Флюид Поровое давление флюида – давление флюида в порах пласта Эфф. напряжение Флюид Эфф. напряж. Покрыв. толща

Связанная вода • 4) Появление новых порций воды – высвобождение новых порций связанной воды (химически связанная вода). • При температуре больше 80°С монтмориллонит переходит в гидрослюду. При этом из него в свободное состояние выходит до 10 вес % воды. • Считается, что связанная вода очень чистая пресная и обладает агрессивными свойствами. Эта вода попадает в поры, и поровое давление увеличивается. • Большинство связанной воды уходит при Т около 100°С, она «подплавляет» края зерен и часть ее переходит в поры. Считается, что в этой воде УВ хорошо растворяются. • Физически связанная вода практически не отжимается, т. к. ее удерживают сорбционные силы, она может уходить на глубинах более 10 км. • Все эти факторы должны повышать Рпор. в НГМП относительно Рпл. в коллекторе. Скорее всего, они с различной эффективностью проявляются в разных термобарических условиях. На одних стадиях ведущая роль принадлежит одному фактору, на других – другому.

Выводы • Таким образом , для эмиграции УВ-флюидов важно увеличение Рпор. за счет генерации микронефти и/или освобождения связанной воды глинистых минералов. • Общая схема эмиграции УВ-ных флюидов из НГМП в свободном состоянии выглядит следующим образом. По мере роста Тпл. и Рпл. при погружении пород в порах НГМП возрастает Р - АВПД. Когда оно достигнет некой критической величины, произойдет флюидоразрыв, образуются трещины, по ним будут проходить дискретные инъекции УВ в коллектор, где Рпл. ниже - процесс импульсивный. Как только избыточный объем флюидов уйдет из НГМП, Рпор. в ней упадет и трещины закроются. Начнется новый цикл накопления флюидов, роста давлений и последующего прорыва. Рпор> Рпл 2 >Рпл 1 • При этом практически одинаково энергетически эффективными будут являться как кровельная (в вышележащий коллектор), так и подошвенная (в подстилающий проницаемый пласт) эмиграция • Считают, что для начала эмиграции необходима определенная концентрация РОВ (Сорг ) в НГМП в ГЗН, обычно для глинистых пород более 0, 2 % при сапропелевом типе ОВ, при смешанном - более 1%. • В программе Temis принимается, что эмиграция начинается при концентрации Сорг не менее 2%.

Формы миграции УВ • Перенос молекул нефти и газа внутри НГМП – эмиграция может осуществляться разными способами в зависимости от особенностей их распределения в материнской породе. • 1) В водорастворенном состоянии: • В виде истинных молекулярных растворов • Коллоидных растворов • Мицеллярных растворов • 2) Газовых растворов • 3) Самостоятельной непрерывной фазы • Формы вторичной миграции могут быть такими же

Эмиграция УВ в водорастворенном состоянии. • Перенос компонентов нефти и газов может осуществляться в истинном молекулярном растворе, в котором молекулы УВ диссоциируют на ионы. Размер частиц 0, 1 -1 нм. • Растворимость в воде различных компонентов нефти низкой и высокой М. м: насыщенных УВ, аренов и гетеросоединений незначительная и очень различная. • В целом низкомолекулярные УВ всех классов более растворимы в воде, чем высокомолекулярные. • Бензол и его гомолог толуол относятся к числу наиболее растворимых в воде УВ нефти. бензол толуол растворимость – 1740 млн-1 554 млн-1, • Бензол растворяется в воде лучше пентана (39, 5 млн-1) более чем в 40 раз. • Предположим: если бы большая часть жидких УВ эмигрировала бы в водном растворе, то в залежи следовало бы ожидать в составе нефтей преобладание ароматики. • Но! В большинстве нефтей больше насыщенных УВ. • Нефти не обогащены, а обеднены такими УВ, как бензол и толуол. Содержание аренов в нефти не превышает 20 -30% (на УВ). • Для того чтобы эмиграция жидких УВ в массовом порядке проходила в водорастворенном состоянии, необходимы огромные количества воды.

Растворимость УВ и (NOS) в воде • Цифры справа от структурных формул соответствуют растворимости при стандартных Т и Р (млн-1). В скобках указана растворимость при 137 °C. Гетероатомные соединения растворяются в воде лучше УВ

Эмиграция в водном растворе • Растворимость нефти в пластовой воде заметно снижается при увеличении минерализации - концентрации солей. Воды большинства НГБ далеко не пресные, а в некоторых из них (таких, например, как Волго-Уральский и Ленно-Тунгусский) в недрах находятся практически рассолы с минерализацией 200 - 300 г/л и более. • Растворимость нефти снижается с увеличением газонасыщенности пластовых вод (на 30 -50%). • Как показывают расчеты в целом ряде НГБ просто не могло хватить воды, чтобы образовать залежи с известными запасами нефти.

Миграция в истинном молекулярном растворе • Растворимость нефти в воде увеличивается с ростом Т, газов уменьшается. • Особенно резкий скачок растворимости происходит при Т > 150 о С – некоторые УВ увеличивают свою растворимость в десятки раз. При таких Т (150 -200 о С) эмиграция нефти в водном растворе становится довольно эффективной . Относительная растворимость УВ в воде с ростом Т • Критика • При Т=125 -150 ° С воды в глинах уже мало и ее не хватит для растворения всех образовавшихся УВ-ных флюидов • Не во всех НГБ, где имеются значительные запасы нефти, за всю их геологическую историю Тпл. достигали таких величин.

Миграция газов в истинном молекулярном растворе • Часть метана и, возможно, некоторые другие легкие УВ переносятся в истинном водном растворе. • При увеличении Р растворимость СН 4 в воде быстро возрастает. На глубинах около 2400 м растворимость СН 4 СН 4 в 100 раз выше, чем у поверхности, на глубине более 6000 м - в 300 раз. На глубине 6000 м растворимость СН 4 в 4 раза превышает растворимость бензола. С 2 Н 6 Такое быстрое увеличение растворимости СН 4 с повышением Р и означает, что вода, отжимаемая при уплотнении, может легко растворять СН 4, содержащийся Изменение растворимости СН 4 и С 2 Н 6 в дистиллированной воде в ГМП, и переносить его вверх в зоны с увеличением глубины более низких Т и Р, где он будет (по данным Калберсона и Мак-Кетты, 1951) выделяться из водного раствора.

Эмиграция УВ в водорастворенном состоянии. • Коллоидные и мицеллярные растворы. • Экспериментально подтверждено, что коллоидная растворимость превышают истинную в 2 -10 раз, а теоретически - возможно и в тысячи раз. • Размер коллоидных частиц от ~10 до 10 000 Ả. Коллоиды могут состоять из небольших частиц одинаковой структуры или из агрегатов более мелких молекул разного типа. Молекулы асфальтенов (М. м. =2000 -5000) - коллоидные частицы. • Полярные органические молекулы образуют агрегаты правильной структуры – мицеллы, которые могут состоять из 100 и более молекул, гидрофобная часть (полярные УВ) молекул мицеллы обращена внутрь, а гидрофильная (– OH, – COOH, – NH 2) – жирные, нафтеновые кислоты, смолы и др. — наружу. • Критика • Для сольватации определенного количества УВ требуется в 50 -100 раз больше поверхностно- активных веществ (жирных, нафтеновых кислот в нефтях < 1%). • Средний диаметр ионных мицелл, способствующих растворению УВ нефти, около 60 Ả, диаметр нейтральных мицелл до 5000 Ả. Прямое сравнение предполагаемого размера мицелл, переносящих соединения нефти, и среднего диаметра пор в глинах (50 -100 Ả) показывает, что первичная миграция этого типа возможна на глубинах до 1, 5 км в слабо уплотненных глинах. • Органические мицеллы начинают распадаться при T свыше 70°С. • В водных растворах, богатых Са 2+ н Mg 2+ , мицеллы должны разрушаться, а органические кислоты будут осаждаться в виде нерастворимых солей Ca и Mg. • Существуют и другие факторы, затрудняющие миграцию мицелл - например, отталкивание отрицательно заряженных ионных мицелл от отрицательно заряженных поверхностей глинистых минералов. • Эмульсии – смесь воды с нефтью. Тонкодисперсные эмульсии довольно неустойчивы. • Опять встает вопрос о большом размере частиц. • В некоторых залежах они существуют на водонефтяном контакте (ВНК)

Миграция в газовой фазе. • При повышении Т и Р растворимость тяжелых жидких УВ в сжатом газе возрастает. • При Т и Р, соответствующих глубинам 1800— 3000 м, газы будут растворять большое количество жидких УВ. • Газы, образующиеся в материнских породах, мигрируют вверх по микротрещинам, растворяя по пути нефть, находящуюся в порах пород. При этом происходит молекулярная перегонка нефти, потому что давление ее пара в жидкой фазе выше, чем в газовой.

Миграция в многофазной системе • При переносе нефти и газа через поры пород очень важную роль играют 2 фактора: • 1. Наличие однофазной или многофазной системы флюидов • Граница между двумя несмешивающимися жидкостями или жидкостью и газом обладает новыми свойствами. Эта граница называется поверхностью раздела , а сила, действующая на поверхности раздела, известна как межфазное натяжение. • Именно межфазное натяжение между несмешивающимися фазами в основном определяет характер миграции многофазной системы флюидов. • 2. Важным фактором, контролирующим движение флюидов, является смачиваемость стенок пор разными жидкими фазами - нефтью или водой.

«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 о С) вязкость воды уменьшается (в 2, 5 раза). Также она снижается при насыщении воды газом, как это повсеместно отмечается в условиях ГЗН ( в одном м 3 нефти может быть растворено несколько десятков и даже сотен м 3 газа ). Соответственно в этих условиях вязкость нефти может сравняться с вязкостью воды или даже стать меньше. • 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. В-третьих, при фильтрации жидких УВ через породу свою негативную роль будут играть сорбционные силы. Пленки сорбированных УВ будут сужать и без того неширокие межпоровые каналы. Но возможен вариант, когда УВ движутся не по всему объему породы, а выбирают устойчивые каналы (т. н. « тонельный эффект» ). Первые порции микронефти и здесь уйдут на насыщение сорбционных связей, но последующие за ними пройдут относительно свободно.

Размеры молекул нефти и газа • Соединения, мигрирующие через Молекула асфальтена ~50— 100 Ả и более узкие поры и капилляры водонасыщенных НГМП, варьируют по молекулярной массе от СН 4 (М. м. =16) до асфальтенов (М. м. = 5000 и более). • При нормальных Р и Т эти соединения могут быть газообразными, жидкими или твердыми. Ả 3, 8 Ả 1 нм = 10 -9 м = 10 Ả Средний диаметр пор в глинах - 50 -100 Ả

Общая схема эмиграции (по И. В. Высоцкому и Ю. И. Корчагиной, 1995) Основные причины: • ВЗГ – поршневой эффект (лишь частично) • ГЗН – новые порции воды и генерация УВ • НЗГ (жидкие УВ/газы/вода = 1/8000/500)– температурное расширение

Эффективная мощность НГМП (сверху и снизу) • Способны ли УВ, особенно жидкие пройти путь в несколько десятков метров по плохо проницаемой среде до границы с коллектором? • Когда УВ уходят из породы, количество масел в ней уменьшается, увеличивается доля смол и асфальтенов • Максимум таких изменения происходит на расстояниях до 4 -5 м от границ НГМП. На расстояниях свыше 10 -20 м изменения незаметны. Для жидких УВ (Западно-Сибирского НГБ, по образцам с 4 км) в интервалах 0 -3 м (от кровли и подошвы) из НГМП уходит до 52%, в интервале 9 -12 м только 16%, а на расстоянии свыше 15 м – все остается внутри НГМП С. Г. Неручев). На больших глубинах эффективная часть НГМП больше, так как здесь увеличивается трещиноватость, уменьшаются сорбционные силы и вязкость жидких УВ. Для газа, как более миграционно способного флюида такая зона– до 100 м (И. В. Высоцкий).

Вторичная миграция (Secondary migration) • Механизмы • Скорость и дальность • Пути и направления • Потери

Стадии первичной миграции • III ) Произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и переход в коллектор-проводник – эмиграция. • Образовавшимся каплям микронефти и пузырькам газа надо переместиться внутри НГМП к границе с коллектором и перейти в него. Генерация Вытеснение Эмиграция

Миграция в элюзионном гидрогеологическом режиме МИГРАЦИЯ под действием градиентов напоров • Из НГМП УВ попадают в коллектор в различном состоянии: • большая часть жидких УВ – • в виде самостоятельной фазы, Еводы • небольшая –в виде растворов – в газах и воде. • А. в виде растворов • Водорастворенные УВ перемещаются по коллекторскому пласту вместе с потоком воды. • Когда идет активная дефлюидизация НГМП , обычно движение подземных вод направлено вверх по восстанию пластов – от зон с максимальными напорами– к зонам разгрузки. По Прайсу эффективна при Т свыше 250 °С • Возникает сложность при выделении нефти из водного раствора. • По мере падения Рпласт. некоторое количество нефти будет переходить в свободное состояние. • Критика • Но! из-за малой растворимости и небольшой разности в плотностях (вода–нефть) выделившиеся объемы будут недостаточны для эффективного всплывания и коалесценции (слипание молекул). • Для образования 1 объема нефти потребуется 100 000 объемов воды. • Вряд ли такой механизм будет способен сформировать значительные залежи.

Б. В свободном состоянии МИГРАЦИЯ • Попав в коллектор, нефтяные капли грация начинаются всплывать, пока не достигнут ь ная ми подошвы плохо проницаемого пласта – Латерал покрышки • При движении к кровле коллектора нефть частично растворяется в воде • (не более 10 -12%) • У подошвы покрышки она образует слой мощностью от 1 см (удельная продуктивность НГМП 1, 6 кг/м 3 ) до 1 м (33 кг/м 3) Такие объемы УВ-ных флюидов уже способны перемещаться на значительные Fарх. действ. =(ρв-ρУВ)gh*sinα расстояния – то есть мигрировать Если эмиграция направлена вверх При наклоне пласта ( восходящая ) , каплям УВ предстоит начинается движение нефти пройти путь равный всей вертикальной вверх по его восстанию под мощности коллектора. действием Fарх. • Подошвенная эмиграция • Очень мала Fарх. действ. (n*0, 01 - n*1 эффективнее из-за отсутствия пути м. Па) из-за незначительных размеров вверх по пласту и действия капель. инъекционных сил.

Вторичная миграция углеводородных флюидов Вторичная миграция в кровельной части коллектора-проводника под покрышкой – баженовская свита (Западная Сибирь), которая является НГМП Ю 0 Ю 1 Баженовская свита Если эмиграция является нисходящей, то длина такого пути минимальна – НГМП в большинстве случаев сама является флюидоупором.

МИГРАЦИЯ КРИТИКА: • Большие потери на остаточную нефтенасыщенность. Сорбированные битумоиды занимают до 40% пор, коэффициент извлечения редко превышает 30 -40%. Сорбенты – глинистые частицы (активная поверхность до 89 м 2 /г) и ОВ (до 8 м 2 /г), сорбционная емкость n*10 -n*100 см 3 /г. Уменьшается с ростом T . В начале сорбируются асфальтены, затем смолы, в конце УВ. • При совместном движении несмешивающихся флюидов каждый находит себе устойчивый канал ( « тоннельный эффект » Миграционные струи Р. Коллинза). внутри резервуара • Только в пределах этих каналов Нефть и газ в гидрофильном коллекторе будут достигается насыщение, выбирать участки с наибольшим диаметром пор. необходимое для перемещения в В результате образуется разветвленная система струй, приспосабливающаяся к неоднородности непрерывной фазе (в виде струй ). резервуара По ним и проходит основная доля • Наиболее крупные поры занимает мигрирующих УВ ( « струйная теория нефть. Савченко). Нефть мигрирует в коллекторе в виде разветвленной системы струй, если идет постоянная подпитка из НГМП.

Направление миграции • По генеральному направлению движения миграция может быть • а)вертикальной • б) латеральной.

Латеральная миграция • Углы наклона слоев в НГБ обычно невелики, особенно на платформах, где они не превышают 1 -3 0. Значения sin таких углов будут малы. • Высота столба углеводородной фазы в данной ситуации довольно значительна. Нефте- или газонасыщенный слой формируется на всем протяжении ГЗН. • В этих условиях Р, создаваемое Fарх. будет составлять от от 0, n до n м. Па • Узким местом латеральной миграции нефти в свободном состоянии являются очень большие потери, связанные с ее сорбированием минеральными частицами. • Если бы латеральная миграция шла широким фронтом, жидких генерированных УВ просто не хватило бы для создания значительных скоплений, подавляющая их часть осталась бы на путях миграции. • Следы древней миграции часто фиксируются и в керне, и по обнажениям в виде участков пород, в которых поры заполнены твердым битумом определенного типа (асфальтениты).

МИГРАЦИЯ Миграция газа • Основная часть газа уходит из НГМП в водорастворенном состоянии. • Под флюидоупором образуется газонасыщенный слой, затем формируется устойчивая система струй и по ней происходит перемещение газов под действием Fарх. • При попадании в коллектор при снижении давления часть газа выделяется из воды в свободную фазу. • При движении вверх по восстанию струи подпитываются за счет дегазации вод (для насыщения 10% объема коллектора требуется n*100 000 объемов воды) • Другой путь дегазации пластовых вод – при региональных подъемах. На севере Западной Сибири в плиоцене пластовое давление снизилось на 2 м. Па, в Прикаспии – на 5 м. Па. • Масштабы дегазации – n*10 трлн. м 3 – сопоставимы с суммарными ресурсами залежей.

Пути и направления миграции • Очень важное значение при прогнозе залежей нефти и газа, особенно на начальных стадиях поисковых работ имеет реконструкция путей миграции. • Общее направление потоков восстановить вполне реально. Менее плотные УВ, всплывая в воде, продвигаются от погруженных частей бассейна к более приподнятым. • • Также как водные потоки на поверхности земли (реки, ручьи. ) они не «текут» широким фронтом, а локализуются в определенных участках. • Если для рек, где движение происходит под действием гравитационных сил, это понижения рельефа (например, тальвеги оврагов ), то для УВ в водной среде – наиболее высокие части в структуре кровли резервуара ( «гребни» ).

Направление латеральной миграции а Миграционные потоки УВ проходят по приподнятым элементам поверхности резервуара на момент генерации ( « тальвеговая теория» К. Кравченко) Наиболее вероятные направления миграционных потоков Наиболее вероятные направления миграционных б потоков Определение направлений миграционных потоков: упрощенный (а) и более детальный (б) варианты.

Направления миграционных потоков Программа «Temis-3 D» • Основные миграционные потоки из очагов генерации в Курейской синеклизе были направлены на юго-запад и юго-восток – в сторону Камовского свода и Катангского выступа Чамбэнское Усольский резервуар, О 1 поднятие • Часть региональных потоков УВ перехватывалось локальными палеоподнятиями, осложнявшими Ванаварский резервуар, О 1 южный борт Курейской синеклизы, такими, например, как Чамбэнское.

Каким образом происходит заполнение коллектора Если миграционные потоки встретят на своем пути локальное поднятие , то УВ-ные флюиды начнут заполнять его, так же как реки и ручьи, попадая в замкнутые понижения рельефа, образуют озера. Начинает формироваться залежь нефти или газа. Скопления УВ образуются также, если миграционные струи «уткнутся» в какой-либо барьер-ловушку – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т. п. England (1989, Advances in Org. Geochem. )

Концепция точки перелива Скв. № 1 Объем ловушек ограничен, что определяется Экран Точка макс. насыщ. геометрическими параметрами. После того, как ловушка заполняется нефтью, происходит перелив и миграция нефти в следующую структуру. Пласт «Заполн. до насыщ. » Точка максимальной насыщенности – участок, Мат. порода где происходит утечка. Предположим, что песчаник распределен равномерно, а разломы – экранирующие

История заполнения коллектора Petaca – 1: (1) (2) (3) (4) (5) (6)

История заполнения коллектора Petaca – 1: (7) (8) (9) (10) (11)

Дальность латеральной миграции Дальность миграции нефти вряд ли превышает 100 км, газа - 300 км. Зависит от мощности зоны генерации и угла наклона пластов. При выходе за пределы ГЗН прекращается подпитка струй. При попадании в зоны Т ниже 60°С возрастает поверхностное натяжение, вязкость УВ и сорбционные силы - «угасание» струй. При малых углах падения Fарх. очень мала (1° - 15 м. Па). Эти факторы снижают скорость и дальность вторичной миграции. СКОРОСТЬ МИГРАЦИИ Vмигр. = (kпр*9, 7*10 -4(ρв-ρУВ))*sinα / (mот. *μ), где kпр – коэффициент проницаемости, ρв – плотность пластовой воды, ρУВ – плотность УВ, α – угол падения коллекторского пласта, mот – коэффициент открытой пористости, μ – вязкость УВ Скорости латеральной миграции нефти составляют n*(1 -10) см/год, газа - n*(1 -10) м/год. Для нефти составляет n*(1 -10) см/год, для газа - n*(1 -10) м/год.

HC MIGRATION ORDER OF MAGNITUDE FOR HYDROCARBON MIGRATION VELOCITY Рассчитанная средняя скорость FROM DENSITYнефти и газа AVERAGE MIGRATION VELOCITY COMPUTED миграции DIFFERENCES WITHOUT CAPILLARY EFFECTS (DUE TO FACIES CHANGE) через породы разной плотности CONTINUOUS DRAINS вертикальная миграция латеральная миграция (угол=20) нефть газ нефть газ песчаник глина аргиллит сланец NB : THE TRUE VELOCITY FOR THE HYDROCARBON ELEMENT IS EQUAL TO THE AVERAGE VELOCITY DIVISED BY THE POROSITY 57

Миграционные потери • Часть углеводородных флюидов неизбежно будет теряться на миграционных путях. НГМП на торичную миграцию на первичную миграцию 100% на мелкие залежи крупные залежи 7 -11% Распределение нефти На создание остаточной нефтенасыщенности - сорбция (при T >90°С не велики) Растворение в воде (газ значительные, нефть - не более 2 -10%) В микроловушках (мелкие замкнутые структуры) (? ? ? ) Диффузионное рассеивание (мало, очень низкая скорость) На окисление нефти до потери подвижности (превращение в мальты) (? ? ? ). Рассеивание при пересечении разрывных нарушений (? ? ? ) Большинство исследователей считают, что до ловушек доходит 7 -11% от исходного, генерированного НГМП количества УВ.

Потери УВ на миграционных путях • К ним относятся: • на создание, остаточной нефтенасыщенности УВ, которые сорбируются минеральными частицами на стенках пор. Значительный масштаб эти процессы приобретают при Т ниже 90 -80°С • на растворение в воде. Для газа они могут оказаться весьма серьезными, для нефти, очевидно, не более 2 -10%. • Попадание миграционных струй в мелкие замкнутые структуры (микроловушки). • рассеивание при пересечении разрывных нарушений. • диффузионное рассеивание, потери являются незначительными. • Потери на окисление нефти до потери подвижности (например, превращение в мальты) – химическое и микробиологическое. • Также С в ряде случаев расходуется при восстановлении среды, например, сульфатов (содержатся в пластовых водах на небольших глубинах) до сульфидов (сульфатредукция). Обе эти группы процессов обычно слабо проявляют себя в условиях ГЗН, соответственно и не наносят заметного ущерба миграционным потокам.

ВЕРТИКАЛЬНАЯ МИГРАЦИЯ • Причины вертикальной миграции • Проводящий разлом или зона трещиноватости • Отсутствие покрышки - «окна» • Утрата покрышкой изолирующих свойств • «Прорыв» покрышки при высоком избыточном давлении (высота залежи)

Причины вертикальной миграции • Вертикальная миграция может начаться: • 1. Когда на пути латеральной миграции встречается проводящий разлом или зона трещиноватости. Поток УВ-ных флюидов при этом начинает двигаться вверх до тех пор пока разлом не «затухнет» в непроницаемых толщах или, если этого не случиться, до земной поверхности. • Это один из обычных путей образования поверхностных нефтегазопроявлений. • Со временем разломы и трещины часто «залечиваются» , т. е. заполняются вторичными минералами и становятся непроницаемыми. • 2. Когда имеются участки с локальным отсутствием покрышки – «окна» . Такое может случиться даже с лучшим флюидоупором – пластами каменной соли. Соль, как пластичный материал, способна перемещаться из-за неравномерной нагрузки на нее вышележащих пород. При этом она иногда полностью перетекает из одних участков в другие, где образует соляные диапиры. • 3. Когда покрышка теряет свои изолирующие свойства. Например, глины уплотняясь на больших глубинах, становятся хрупкими. По целому ряду причин в них могут образовываться трещины, нарушая тем образом сплошность флюидоупора. • 4. Возможен «прорыв» покрышки при высоком избыточном давлении, возникает, когда УВ заполняют высокоамплитудные структуры.

Перколяционная модель миграции по аргиллитам После того, как в этом Экран Зерна узле образовалось минералов достаточное количество Песок Поровая вода потенциальной энергии… Нефтяная …определенный объем нефти фаза проходит через самый большой поровый канал, в нефтяной фазе происходит сбой, начинается формирование Аргиллит нового узла, ожидается прибытие следующей партии При флюида. поступлении дополнитель …процесс повторяется ных объемов и формируется флюида миграционный канал. происходит увеличение Если нефть Источник потенциаль- Фундамент ной энергии подходит к экрану, данного узла давление в до тех пор, нефтяной фазе пока … возрастает в сторону от экрана. Carruthers and Ringrose (1998, GSL)

Могут ли разломы служить каналами миграции флюидов? Ø И да и нет, в зависимости от литологического типа породы и условий формирования разломов. Ø Для того, чтобы образовались проводящие каналы, в зоне разлома должны появляться открытые трещины ØТипично для карбонатов с низким содержанием глинистых частиц, аргиллитов. ØРазломы в песчано-глинистых разрезах обычно имеют зоны со слабо проницаемыми глинистыми прослоями, которые вряд ли будут служить проводящими каналами. Образование трещин может возникать в результате деформаций под воздействием низких эффективных напряжение (например, при небольшом погружении и/или высоком Р избыточном) Clay-rich fault Oil-saturated fault; gouge; Permian carbonates and cherts, clastics, Moab, UT Ouachita Mtns, S. OK

Неэффективная связь между породой и коллектором: модель миграции по разломам 80 -180 °C Source ГЗН 180 -200 °C ГЗГ Modified after J. Armentrout (AAPG slides)

Проблемы, связанные с миграцией по разломам Могут ли УВ перемещаться в обоих направлениях или отдадут предпочтение первой проницаемости, зона разлома встреченной на своем пути? Коллектор ? lt fau Отсутствие латеральной проницаемости ограничивает объем каналов для Миграция вдоль разлома из прохождения УВ-ных первичных залежей более флюидов эффективно НГМ Область сбора

Сила всплывания (Архимедова сила) Давление всплывания – избыточное давление, которое создается в замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными флюидами и водой. Δp = (ρв-ρУВ) ×g* h Где 10 м Δp = давление выталкивания ρВ = плотность воды ρУВ = плотность УВ h = высота над контактом g– ускорение свободного падения Ø Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.

Прорыв покрышки Высота залежи недостаточна, чтобы ее пластовое давление (Рпл. ) превысило минимальное давление капиллярное (Ркап. ) покрышки. А ВНК НГМП Наиболее глубокий коллектор-проводник над НГМП

Здесь структуры имеют большую амплитуду, (высота залежи больше) Но высота залежи все еще не достаточна, и Fарх. (сила плавучести) не превышает минимальное Ркап. покрышки. Б НГМП

При еще более высокой амплитуде структуры Высота залежи достаточна для того, чтобы сила плавучести превысила минимальное Ркап. покрышки. И УВЛЕВОДОРОДНЫЕ ФЛЮИДЫ МИГРИРУЮТ ВЕРТИКАЛЬНО ДО СЛЕДУЮЩЕГО ПРОНИЦАЕМОГО ГОРИЗОНТА точка утечки В НГМП «Прорыв» покрышки редко носит катастрофический характер – капиллярные экраны, через которые мигрировали УВ-ные флюиды, все равно продолжают удерживать столб флюида и сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси. Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами.

Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура Г покрышка коллектор НГМП Fарх. создает избыточное давление на вышележащий коллектор и оно тем больше, чем выше залежь и заметнее разность плотностей УВ и воды. Это избыточное давление может превзойти предел «прочности» и начнется вертикальный переток

Важно правильно прогнозировать высоту залежи! Что ограничивает высоту столба нефти и заключенного в ловушку объема флюида (=$$ в ловушке)? Утечка Точки утечки “Заполнено до утечки” ан Экр Нефть Перелив Скв. № 1 Экран Точка макс. ГНК Высота насыщ. залежи ВНК “Заполнено Заполняющая Коллектор до жидкость Мат. порода перелива”

Утечка

Представление о покрышках важно на этапе разведки Когда мы имеем представление об покрышке (прогноз), мы делаем шаг к пониманию (прогнозированию ) высоты залежи нефти и/или газа, заключенного в объеме ловушки (=$$ в ловушке). Высота ГНК залежи ВНК Ø Два вида экранов: ØКапиллярные экраны ØГидродинамические экраны (обусловленные давлением) Ø Капиллярные экраны: определяются капиллярным входным давлением, необходимым для входа УВ в «горловину» пор матрикса покрышки Ø Гидродинамические экраны: Р флюидов в покрышке превышает Р флюидов в прилегающем коллекторе.

Высота залежей. Глубоководная акватория Анголы Флюиды просачиваются через покрышку, когда давление флюидов становится равным давлению герметичности покрышки. 1200 верх. миоцен Суммарная высота залежи, м сред. миоцен 1000 ниж. миоцен олигоцен 800 Галио (не вскрыт) 600 400 200 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Глубина, м (ниже дна моря) Высота залежей уменьшается с глубиной из-за изменения характера покрышек, увеличения газосодержания и, следовательно, плавучести нефтей (более тяжелые нефти залегают выше по разрезу, хотя есть и другая причина этой закономерности – окисление нефти). При прочих равных условиях высота газовых залежей будет заметно меньше, чем нефтяных из-за более значительной разницы в плотностях газа и воды.

Схема формирования нефтяных и/или газовых залежей ГЗН НГМП ГЗГ НГМП 1 – эмиграция нефтяных и газовых флюидов из НГМП 2 – вторичная миграция микронефти и газа по пласту коллектору-проводнику 3 – дисмиграция –переформирование залежи