Геология и геохимия нефти и газа Вторичная миграция

Геология и геохимия нефти и газа Вторичная миграция нефти и газа

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 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 Латера МИГРАЦИЯ ия грац ная ми ль 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 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.

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» Р. Коллинза). • Только в пределах этих каналов достигается насыщение, необходимое для перемещения в непрерывной фазе (в виде струй ). • Наиболее крупные поры занимает нефть. Миграционные струи внутри резервуара Нефть и газ в гидрофильном коллекторе будут выбирать участки с наибольшим диаметром пор. В результате образуется разветвленная система струй, приспосабливающаяся к неоднородности резервуара По ним и проходит основная доля мигрирующих УВ ( «струйная теория» 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 -30. 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 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. • • 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 а миграции Миграционные потоки УВ проходят по приподнятым элементам поверхности резервуара на момент генерации ( « тальвеговая теория» К. Кравченко) Наиболее вероятные направления миграционных потоков б Наиболее вероятные направления миграционных 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 поднятие • Ванаварский резервуар, О 1 Усольский резервуар, О 1 Часть региональных потоков УВ перехватывалось локальными палеоподнятиями, осложнявшими южный борт Курейской синеклизы, такими, например, как Чамбэнское.

Каким образом происходит заполнение коллектора Если миграционные потоки встретят на своем пути ловушку (например, локальное антиклинальное 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, если миграционные струи «уткнутся» в какой-либо барьерловушку – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т. п. England (1989, Advances in Org. Geochem. )

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

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.

ORDER OF MAGNITUDE FOR HYDROCARBON MIGRATION VELOCITY AVERAGE MIGRATION VELOCITY COMPUTED FROM DENSITY DIFFERENCES Рассчитанная средняя скорость миграции нефти и газа WITHOUT CAPILLARY EFFECTS (DUE TO FACIES CHANGE) через породы разной плотности CONTINUOUS DRAINS вертикальная миграция нефть газ латеральная миграция (угол=20) нефть песчаник глина аргиллит сланец NB : THE TRUE VELOCITY FOR THE HYDROCARBON ELEMENT IS EQUAL TO THE AVERAGE VELOCITY DIVISED BY THE POROSITY 19 газ

Миграционные потери • Часть углеводородных флюидов неизбежно будет теряться на миграционных путях. НГМП на вторичную миграцию на первичную миграцию 100% на мелкие залежи 7 -11% крупные залежи 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 - 0, 4 -1, 8 м за 10000 лет) 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 Поровая вода Нефтяная фаза …определенный объем нефти проходит через самый большой поровый канал, в нефтяной фазе происходит сбой, начинается формирование нового узла, ожидается прибытие следующей партии флюида. При поступлении дополнитель ных объемов флюида происходит увеличение потенциальной энергии данного узла до тех пор, пока … Экран Песок Аргиллит После того, как в этом узле образовалось достаточное количество потенциальной энергии… Зерна минералов …процесс повторяется и формируется миграционный канал. Carruthers and Ringrose (1998, GSL) Источник Фундамент Если нефть подходит к экрану, давление в нефтяной фазе возрастает в сторону от экрана.

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. Образование трещин может возникать в результате деформаций под воздействием низких эффективных напряжение (например, при небольшом погружении и/или высоком Р избыточном) 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? зона разлома Коллектор fau Отсутствие латеральной проницаемости ограничивает объем каналов для прохождения УВ-ных флюидов lt ? Миграция вдоль разлома из первичных залежей более эффективно НГМ Область сбора

Прорыв покрышки Сила всплывания (Архимедова сила) в залежи Давление всплывания – избыточное давление, которое создается в замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными флюидами и водой. Δp = (ρв-ρУВ) ×g* h 10 м Где 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 Fарх. 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 коллектор покрышка 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 Экр ан “Заполнено до утечки” Нефть Перелив ГНК Высота залежи Заполняющая жидкость Экран Коллектор Мат. порода Скв. № 1 Точка макс. насыщ. “Заполнено до 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 залежи ГНК ВНК Ø Два вида экранов: Ø Капиллярные экраны Ø Гидродинамические 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 Суммарная высота залежи, м верх. миоцен сред. миоцен 1000 ниж. миоцен олигоцен 800 Галио (не вскрыт) 600 400 200 0 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 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