Геология и геохимия нефти и газа Первичная и

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

Миграция и ее виды • Для того, чтобы сформировались залежи нефти и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды должны мигрировать из материнской толщи и по коллекторупроводнику переместиться в ловушку. • Первая фаза перемещения флюидов внутри НГМП и переход в коллектор называется первичной миграцией или эмиграцией. • Вторая фаза – перемещение или миграция по коллектору (коллектору-проводнику) до ловушки – вторичная миграция. • При переформировании залежей или разрушении отмечается третья фаза миграции – третичная или ремиграция, или дисмиграция.

Виды миграции 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, включают механизмы концентрации рассеянных УВ-ных флюидов

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 Ả 3, 8 Ả Средний диаметр пор в глинах - 50 -100 Ả 1 нм = 10 -9 м = 10 Ả

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

Миграция УВ в водорастворенном состоянии. • Перенос компонентов нефти и газов может осуществляться в истинном молекулярном растворе, в котором молекулы УВ диссоциируют на ионы. • 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. • Низкокипящие арены - бензол и его гомолог толуол относятся к числу наиболее растворимых УВ нефти. бензол растворимость – 1740 млн-1 толуол растворимость – 554 млн-1, • Бензол (С 6 Н 6) растворяется в воде лучше пентана (С 5 Н 12) (39, 5 млн-1) более чем в 40 раз.

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

Миграция УВ в водорастворенном состоянии. • 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 алканов и циклоалканов. • 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.

Миграция в водном растворе • Растворимость нефти в пластовой воде заметно снижается при увеличении концентрации солей. Воды большинства нефтегазоносных бассейнов 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 аккумулировать известные запасы нефти.

Миграция нефти 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 150200 о. С миграция 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 и более 6000 м растворимость СН 4 соответственно в 100 и — 300 раз выше, чем у поверхности. На глубине 6000 м растворимость СН 4 в 4 раза превышает растворимость бензола. СН 4 С 2 Н 6 Такое быстрое увеличение растворимости СН 4 с повышением Р и Т означает, что вода, отжимаемая при уплотнении, может легко растворять СН 4, содержащийся в ГМП, и переносить его вверх в зоны более низких Т и Р, где он будет выделяться из водного раствора. Изменение растворимости СН 4 и С 2 Н 6 в дистиллированной воде с увеличением глубины (по данным Калберсона и Мак-Кетты, 1951)

Миграция 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 молекул мицеллы обращена внутрь, а гидрофильная — наружу. Критика Для сольватации определенного количества УВ требуется в 50 -100 раз больше поверхностно-активных веществ (жирных, нафтеновых кислот в нефтях < 1%). 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) • •

Этапы первичная миграция или эмиграция • Выделяется несколько стадий первичной миграции. Чтобы органические молекулы (УВ и гетероатомные компоненты) могли мигрировать к ловушке, они должны: • I) оторваться от сорбента – порода, ОВ; • II) начать перемещаться внутри НГМП первичная миграция; • III) произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и переход в коллектор – эмиграция.

Этапы первичной миграции • I) оторваться от сорбента – порода, ОВ; • • • Происходит отрыв сорбированных молекул УВ от частиц исходного, «родительского» ОВ - десорбция. ОВ является хорошим сорбентом, даже более сильным, чем глины. Сначала вокруг частичек ОВ образуются небольшие каемки УВ, затем они расширяются и начинают уходить в окружающее пустотное пространство. Это явление можно наблюдать под микроскопом в люминисцентных шлифах • Десорбция УВ может быть обусловлен несколькими причинами: • 1) Десорбция пластовыми флюидами (вода, газ), чаще всего является пластовая вода, но • • ! , вода не является лучшим десорбентом. 2) При повышении пластовой температуры в ГЗН увеличивается внутренняя энергия молекул, что уменьшает их сорбцию. Происходит десорбция некоторой части молекул. 3) При погружении под давлением вышележащих пластов происходит уплотнение НГМП, что снижает площадь активной сорбирующей поверхности вмещающих ОВ пород, поэтому часть органических молекул и в первую очередь УВ уже не удерживается и десорбируется.

Этапы первичной миграции • II) начать перемещаться внутри НГМП • Для первичного перемещения десорбированных молекул в НГМП должны существовать силы способствующие миграции. • Одним из процессов, который постоянно происходит в недрах Земли – это диффузия – выравнивание концентраций – движение от больших к меньшим – закон Фика. Диффузия ведет, не к концентрации молекул, а к рассеиванию. • Самыми обычными движущими силами, способными вызвать массовое перемещение вещества в материнских породах, является градиент Т и/или Р. • Перенос углеводородных флюидов массовым потоком обусловлен наличием градиентов Р и, в меньшей степени — градиентов Т. • В конце этой первой «молекулярной» стадии эмиграции внутри материнской толщи образуются мелкие «капельки» жидких УВ по составу очень близкие к нефти ( «микронефть» ) или пузырьки газа.

Этапы 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. Образование Вытеснение Эмиграция

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, поскольку поры в породах заполнены водой. • Fарх = (þводы - þнефти) g*h, • где h - высота капли микронефти (или пузырька газа), þ – плотность, g – ускорение свободного падения • Поскольку þнефти < þводы, 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 микронефти составляет доли мл. 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 Fарх 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. • 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.

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 материнской толще должно превышать гидростатическое. • В природе, как правило, в НГМП Рпл. аномально высокое пластовое давление – • • АВПД.

Причины возникновения АВПД в НГМП • АВПД (abnormal 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. • 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 – • В ГЗН при Т= 60 -180°С матрица пород, вода и жидкие УВ не расширяются. • В ГЗГ, где Т значительно выше, может происходить увеличение Р пл. и миграция газа. • 3) Увеличение Рпл. за счет • Генерация УВ приводит к 25%-му увеличению объема, что может составлять 45% 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. • • происходит температурное расширение молекул флюидов. исходного ОВ !!!! увеличения объема УВ относительно

В 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. Давление Гидростатическая система - Гидростатическое - Давление флюида/ поровое - Покрышка (литостатическое) Гидростатическое давление – давление столба воды = плотность воды × глубина Эфф. напряжение Фдюид Поровое давление флюида – давление флюида в порах пласта Литостатическое давление - давление насыщенной покрывающей толщи = объемная плотность отложений × удельный вес × глубина Эффективное напряжение – часть нагрузки покрывающей толщи, воспринимаемой твердыми частицами пласта = литостатическое – поровое давление флюида Флюид Эфф. напряж. Покрыв. толща

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

Силы, способствующие первичной миграции • • • Вода в породах может содержаться как в свободном состоянии, так и в связанном. Выделяют два типа связанной воды – физически и химически связанная. Химически связанная вода входит в состав минералов. Физически связанная вода сорбирована на зернах минералов и образует полимолекулярные пленки. 4) Появление новых порций воды – высвобождение химически связанной воды. При температуре > 80°С монтмориллонит переходит в гидрослюду, при этом из него в свободное состояние выходит до 10 % воды. . Считается, что связанная вода очень чистая пресная и обладает агрессивными свойствами. Связанная вода попадает в поры, Рпор. увеличивается. Большинство связанной воды уходит при температурах около 100°С, она «подплавляет» края зерен и часть ее переходит в поры. Считается, что в этой воде УВ лучше растворяются. Физически связанная вода практически не отжимается, т. к. ее удерживают сорбционные силы, 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 материнской толщи 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 • Напоминаем! Для начала эмиграции необходима определенная концентрация ОВ (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%.

Первичная миграция • По всей видимости, все приведенные механизмы первичной миграции работают в пластовых условиях, но эффективны они каждый на своей стадии эволюции НГБ. В. И. Высоцкий и Ю. И. Корчагина сопоставили масштабы генерации жидких и газообразных УВ в катагенезе и их раствoримости в воде и друг в друге. В конце ПК 3 часть жидких УВ эмигрирует в водных растворах, а на стадиях МК 4 -5 значительная их часть покидает ГМП в газорастворенном состоянии. Большая часть микронефти (около 85%) эмигрирует в свободном состоянии. Основная доля газа в материнской толще растворяется в пластовой воде (в условиях нижней ГЗН в одном кубометре воды может раствориться 5 -10 м 3 газа). На градациях МК 3 -4 значительная часть газа растворена в жидких УВ.

Эффективная мощность материнской толщи • Способны ли УВ, особенно жидкие пройти путь в несколько десятков метров по плохо проницаемой среде до границы с коллектором? • Когда флюиды уходят из породы, количество УВ в ней уменьшается, и наоборот увеличивается доля компонентов, содержащих гетероэлементы (азот, серу, кислород). • Проведенные исследования показали, что УВ максимум таких изменения происходит на расстояниях до 4 -5 м от границ материнской NSO толщи. На расстояниях свыше 10 -20 м изменения практически не заметны. По подсчетам С. Г. Неручева для Западно-Сибирского бассейна (по образцам пород с глубин менее 4 км) в интервалах 0 -3 м (от кровли и подошвы) НМП уходит до 52% жидких УВ, в интервале 9 -12 м только 16%, а на расстоянии свыше 15 м – 0% - микронефть остается внутри НМП. На больших глубинах эффективная часть материнской толщи может быть несколько больше, т. к. здесь увеличивается трещиноватость, уменьшаются сорбционные силы и вязкость жидких УВ. Для газа, как более миграционно способного флюида такая зона может быть больше – до 100 м (снизу и сверху) по мнению И. В. Высоцкого.

Вторичная миграция (Secondary migration) • • Механизмы? Пути и направления? Дальность и скорость? Потери?

Миграция в элюзионном гидрогеологическом режиме под действием градиентов напоров МИГРАЦИЯ • Из НГМП УВ попадают в коллектор в различном состоянии: • Большая часть жидких УВ – Еводы • в виде самостоятельной фазы, • 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 • • • Попав в коллектор, нефтяные капли начинаются всплывать, пока не достигнут подошвы плохо проницаемого пласта – покрышки МИГРАЦИЯ ация гр ная ми ь атерал Л 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 2) до 1 м (33 кг/м 3) Такие объемы УВ-ных флюидов уже способны перемещаться на значительные расстояния – то есть мигрировать Если эмиграция направлена вверх (восходящая), каплям УВ предстоит пройти путь равный всей вертикальной мощности коллектора. Подошвенная эмиграция эффективнее • из-за отсутствия пути вверх по пласту и действия инъекционных сил. Fарх. действ. =(ρв-ρУВ)gh*sinα При наклоне пласта начинается движение нефти вверх по его восстанию под действием Fарх. Очень мала Fарх. действ. (n*0, 01 - n*1 м. Па) из-за незначительных размеров капель.

• Миграция в самостоятельной фазе – в свободном состоянии По другому сценарию развиваются события в случае эмиграции жидких УВ в самостоятельной фазе. Попав в коллектор, нефтяные капли начинаются всплывать, пока не достигнут подошвы плохо проницаемого пласта – покрышки Если эмиграция направлена вверх (восходящая), каплям УВ предстоит пройти путь равный всей вертикальной мощности коллектора. Доля растворенной нефти вряд ли будет превышать 1 -12% У подошвы флюидоупора начинается первичная концентрация УВ. Толщина образовавшегося зависит от удельной продуктивность материнской толщи. При невысокой продуктивности (1, 6 кг/м 2) сформируется нефтенасыщеннный слой толщиной около 1 см. Fарх. действ. =(ρв-ρУВ)gh*sinα, В случае высокой продуктивности (33 кг/м 2) где α – угол падения пласта его толщина может достигнуть 1 м. При наклоне пласта начинается движение нефти вверх по его восстанию под действием Fарх. Такие объемы УВ-ных флюидов уже способны перемещаться на значительные расстояния – то есть мигрировать

Миграция в самостоятельной фазе – в свободном состоянии • КРИТИКА • Очень мала Fарх. (n*0, 01 - n*1 м. Па) из-за незначительных размеров капель • Большие потери нефти на остаточную нефтенасыщенность. • Тоннельный эффект Р. Коллинза При совместном движении несмешивающихся флюидов каждый находит себе устойчивый канал. Только в пределах этих каналов достигается насыщение, необходимое Нефть мигрирует в коллекторе в для перемещения в непрерывной фазе виде разветвленной системы (в виде струй). Наиболее крупные поры занимает нефть струй • Струи УВ-ных флюидов имеют извилистую форму – внутри резервуара они выбирают наиболее проницаемые зоны.

Миграция газа МИГРАЦИЯ • 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. • По направлению миграция подразделяется на латеральную и вертикальную. • • 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 • Современный структурный план очень часто отличается от того, который существовал во время формирования месторождений и обычно не подходит для прогноза направлений миграции. • Для детальной реконструкции путей миграции нефти и газа нам надо восстановить структурный план кровли резервуара на время генерации нефти и газа. а б Наиболее вероятные направления миграционных потоков Определение направлений миграционных потоков: упрощенный (а) и более детальный (б) варианты.

Дальность латеральной миграции Дальность миграции нефти вряд ли превышает 100 км, газа - до 300 км. ГЗН Зависит от мощности зоны генерации и угла наклона пластов. При выходе за пределы ГЗН прекращается подпитка струй. При попадании в зоны Т ниже 80°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.

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

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)

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 Ø Типично 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. Clay-rich fault gouge; Permian clastics, Moab, UT Oil-saturated fault; carbonates and cherts, 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, встреченной на своем пути? Коллектор Отсутствие латеральной проницаемости ограничивает объем каналов для прохождения УВ fau lt ? Перемещение вдоль разлома из ранних скоплений более эффективно Материнская порода Область сбора

Концепция «точки перелива» замкнутый контур залежи Скв. № 1 Экран Пласт «Заполн. до насыщ. » Мат. порода Предположим, что коллекторские свойства песчаника распределены равномерно, а разломы – экранирующие. точка максимального насыщения – «точка перелива» . Объем ловушек ограничен, что определяется геометрическими параметрами. После того, как ограниченный объем заполняется нефтью, происходит перелив и миграция нефти в следующую ловушку. Точка максимальной насыщенности – «точка перелива» - участок, где происходит переток УВ-ного флюида.

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. Также скопления УВ образуются, если миграционные струи «уткнутся» в какойлибо барьер – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т. п. England (1989, Advances in Org. Geochem. )

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