Лекция 5 Миграция УВ Изотопный состав углерода

Лекция 5 Миграция УВ Изотопный состав углерода

Миграция нефти и газа • Процесс перемещения углеводородов из нефтематеринских отложений называется первичной миграцией. • Процесс передвижения углеводородов в природных резервуарах называется вторичной миграцией. • Процесс формирования скоплений углеводородов аккумуляция. • В отечественной литературе встречается термин «третичная миграция» , подразумевающий движение нефти и газа при переформировании их скоплений. В зарубежной литературе, реже в отечественной, этот процесс иногда обозначается термином «ремиграция» .

Схема первичной и вторичной миграции на ранней (I) и поздней (II) стадиях миграционных процессов (по Б. Тиссо с изменениями) Первичная миграция – выделение микронефти из нефтематеринской породы с потоками газов (до 10%), воды (порядка 90%). В коллекторе происходит аккумуляция нефти и газа (за счет снижения давления) Причины миграции: разность давлений в нефтематеринской толще и коллекторе и диффузия (за счет перепада концентраций)

Факторы миграции 1. Процессы нефте-газогенерации (объемные эффекты) 2. Давление геостатическое и динамическое, создаваемое тектоническими процессами (уплотнение); 3. Дегидратация минералов. 4. Тектогенез (разломы, трещиноватость, вибрация); 5. Капиллярные силы (вытеснение водой нефти из мелких пор в более крупные); 6. Плотностными различиями (всплывание) воды, нефти и газа в пласте коллекторе; 7. Изменение объема породы (цементация, перекристаллизация породы); 8. Упругие силы расширения (напряжения) флюидов (за счет различной сжимаемости воды, нефти и газа); 9. Упругие силы расширения пород (горное давление влияет на сжимаемость пород и пористость)

8. Фильтрация (возникает при перепаде давлений и зависит от проницаемости пород и вязкости флюида – описывается законом Дарси); 9. Диффузия – возникает при перепаде концентраций в разных точках пласта, направлена на выравнивание концентраций (закон Фика); 10. Гидравлический фактор (движение вод от областей питания или из зон АВПД); 12. Энергия газа (при изменении давления в системе газ флюид граница газ флюид может мигрировать за счет процессов дегазации или растворения газовой фазы)

• • • В глинах создается АВПД что способствует оттоку из них флюидов + их уплотнение. Повышение давления свободной воды с глубиной (по Дж. Ханту). Линия А соответствует среднему градиенту гидростатического давления (10, 4 к. Па/м), характерному для большинства нефтегазоносных территорий. Линия В соответствует градиенту геостатического давления (24, 4 к. Па/м). Пунктирная линия показывает изменение давления свободной воды в песчано глинистой толще (разрез слева). В правом верхнем углу рисунка показано изменение давления флюидов в слоях песка (П) и глины (Г), под действием оказываемого на них сверху давления (стрелка). В центре глинистого слоя возникает избыточное давление, которое является гидравлическим барьером для движения флюидов. Поэтому флюиды выжимаются вверх (предпочтительнее) и вниз в песчаные слои

Различия в пористости глин, обусловленные разными возможностями отжима воды из глин во время их уплотнения (по Дж Ханту) Кривая по данным ученого Эти отражает равновесное уплотнение палеозойских глин Оклахомы. Кривая по данным Диккинсона характеризует уплотнение молодых глинистых отложений побережья Мексиканского залива, которые не достигли равновесия уплотнения. Кривая Б. К. Прошлякова показывает, что деградация глинистых минералов изученного им района может происходить на глубине около 2440 м (изгиб а кривой). Кривые Хатберга и Н. Б. Вассоевича соответствуют промежуточным стадиям уплотнения

Вода • Поровая (свободная) вода – большого значения не имеет, т. к. отжимается на более ранних этапах литогенеза • Химически связанная (структурная) – вода, входящая в кристаллическую структуру минералов – начинает выделяться при 200 300 С – после начала нефти генерации • Физически связанная – сорбированная на поверхности минералов, от свободной воды связанная отличается химическими и физическими свойствами (пониженная t замерзания, высокая химическая активность). Количество связанной воды зависит от величины активной поверхности. Самые высокие значение активной поверхности у глинистых минералов. В смектите до (800 м 2/г).

• Важное значение в процессе первичной миграции играет процесс иллитизации смектита (перекристаллизация смектита в гидрослюду), в результате которого в поровое пространство выделяется большое количество сорбированной на смектите воды. При этом из за более плотной структуры иллита при иллитизации смектита порода заметно разуплотняется. • Этому же способствует и «разуплотнение» воды – плотность прочносвязанной воды по разным оценкам составляет 1. 15 -1. 5 г/см 3. • Перекристаллизация смектита в иллит начинается при температурах 40 -50 о. С и завершается при ~ 200 о. С (наиболее интенсивно этот процесс протекает при ~ 120 о. С) [Colten Bradley, 1987; Дриц, Коссовская, 1990; Холодов, 2006]. • Объем выделившейся воды при этом достигает 15% от объема глинистых толщ. Приращение пористости в глинах при этом может достигать 5 6 %

Схема первичной миграции микронефти в водорастворенном состоянии (по Д. В. Несмеянову, 1995) а литологический разрез; б микронефть и газообразные углеводороды, растворенные в десорбированной воде внутри пор в нефтематеринской толще до флюидоразрыва; в ситуация в глинистой толще и примыкающем к ней коллекторе во время флюидоразрыва; г изменения порового давления; Выделение воды приводит к гидроразрывам пород на границе коллектора с нефтематеринской толщей. В коллекторе происходит дифференциация воды и нефти. 1 коллектор; 2 центральная часть глинистой толщи, не затронутая флюидоразрывом; 3 микронефть и газообразные углеводороды, растворенные в десорбированной воде внутри пор в нефтематеринской толще до флюидоразрыва; 4 микротрещины; 5 водный раствор в микротрещинах материнской толще и в коллекторе (до их дифференциации); 6 фазово обособленная нефть (а) и газ (б); 7 направление движения раствора и фазово обособленных компонентов; I перефирийная часть материнской толщи, где происходит флюидоразрыв; II центральная часть нефтематеринской толщи, не затронутая флюидоразрывом; виды давлений: поровое до флюидоразрыва; поровое после флюидоразрыва; р2 гидростатическое; р3 геостатическое

Соотношение величины диаметра пор в зависимости от величины общей пористости и диаметры органических молекул (по Д. Вельте). Миграционная способность органических соединений зависит от размера пор и диаметра молекул. Крупные молекулы УВ удаляются из глин медленнее чем легкие УВ

Изменение некоторых значений различных физических параметров глин при увеличении глубины погружения (по Б. Тиссо и Д. Вельте, 1981 с изменениями) • Формы миграции ОВ в виде: • идеального раствора в воде и газе, • коллоидов и мицелярных растворов, • эмульсии, • обособленной фазы Мицелла (новолат. micelle, от лат. mica крошечка) частица дисперсной фазы, окруженная слоем молекул или ионов дисперсионной среды

Растворимость в воде сырых нефтей Яминг Фармз и Луизиана Стейт, а также четырех отбензиненных нефтей (фракция 200 С конец кипения): Эймосиз-Лейк, Риди. Крик, Аляска и Юнион Мун (по Прайсу) С ростом температуры растворимость жидких нефтепродуктов в воде возрастает, что способствует их миграции в виде истинного растовра

Влияние тектонической активности на первичную миграцию • Процессам первичной миграции способствует тектоническая активность: прогрев, увеличение горного давления, «сейсмическое встряхивание» , сейсмомагнитные, сейсмоэлектрокинетические, а также вибросейсмичесие процессы создают не только пути для первичной миграции углеводородов, но и способствуют отрыву микронефти от органического вещества.

Вторичная миграция нефти • разделение миграции углеводородов на первичную и вторичную является достаточно условным • между первичной и вторичной миграциями нефти существует переход от молекулярного уровня миграции углеводородов до миграции собственно нефти, представляющей собой гомогенную массу (начальная аккумуляция).

Классификация миграционных процессов по масштабам и форме (характеру) движения Основные группы по масштабу движения Локальная миграция Основные виды Внутрирезервуарная (латеральная) миграции по форме миграция (характеру) движения 1. Контролируемая структурными особенностями • • 2. Региональная миграция Контролируемая • стратиграфически ми особенностями • 1. Контролируемая структурными особенностями 2. • • Контролируемая • стратиграфически ми особенностями • В пределах отдельных структурных поднятий. В связи с местными разрывами на моноклиналях. В связи с местными литологическими изменениями пород. Вдоль поверхностей несогласий при местных перерывах. В связи с региональным наклоном пород. В связи с антиклинальными зонами регионального значения. Вдоль поверхностей несогласия при региональных перерывах. В связи с зонами региональной смены фаций.

Виды вторичной миграции • Внутрирезервуарная (латеральная) движения нефти по простиранию пласта коллектора (характерна для платформ); • Внерезервуарная (вертикальная) по тектоническим нарушениям и трещинам (характерна для горных областей и тектонически активных районов)

Масштабы миграции • Расстояние латеральной миграции может составлять десятки, а по некоторым оценкам даже сотни километров. • Вертикальная миграция – несколько км, особенно сильно ее влияние в горно складчатых областях.

Классификация миграционных процессов по путям миграции нефти и газа Принцип классификации Внерезервуарная Внутрирезервуарная миграция (в хорошо слабопроницаемых породах) По отношению к Сквозь мощные толщам пород, в толщи которых идет разнородных перемещение пород углеводородов По пути движения Капиллярная Трещинная (по разломам и трещинам) Внутрипластовая. Внутри мощных толщ, состоящих из многих хорошо проницаемых пород Поровая Трещинная

Определение направления миграции • определение соотношений коэффициентов заполнения ловушек углеводородов (снижается с удалением от источника УВ), • изучение закономерностей изменения состава нефтей и газов (химические исследования нефти и газа) – пример: обеднение свободных газов гомологами метана • исследования изотопного состава элементов, входящих в состав нефтей и газов в направлении миграции наблюдается фракционирование изотопного состава нефтей и газов, при котором они обогащаются легкими изотопами

Формирование залежей УВ • Залежи могут быть первичными по отношению к нефтематеринским отложениям и вторичными, если сформировались за ее пределами в результате вторичной миграции. • Передвигаясь в пласте коллекторе вверх по восстанию пластов, вследствие изменения термобарических условий часть воднорастворенные УВ выделяется в свободную фазу и при наличии ловушек может сформировать скопления нефти и (или) газа. Порядок заполнения ловушек позволяет судить о формах миграции УВ. • Мигрируют в свободной или водно растворенной фазе

Схема дифференциального улавливания УВ, мигрирующих в свободном состоянии • В природе в цепи ловушек довольно часто наблюдается распреде ление скоплений углеводородов различного фазового состояния, сформировавшихся по принципу «дифференциального улавливания» движение флюида При ступенчатом расположении ловушек вверх по восстанию слоев, по мере повышения их гипсометрических отметок газовые залежи сменяются газонефтяными и еще выше нефтяными залежами. Дифференциация возможна только в том случае если УВ мигрируют в свободном виде (в виде струй нефти и газа). Газ передвигается быстрее нефти и первым занимает ловушку, нефть переносится выше по пласту.

Дифференциальное улавливание воднорастворенных УВ будет отличаться - картина распределения залежей нефти и газа будет обратной! • При движении растворов по региональному восстанию слоев снижение давления и температуры будет способствовать выделению из них нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие углеводороды растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора должна выделиться нефть, которая и заполнит первую, гипсометрически самую нижнюю ловушку. Газ заполнит ловушки, располагающиеся выше по потоку. • По принципу дифференциального улавливания залежи чаще формируются в пределах мобильных тектонических элементов: предгорных прогибов, межгорных впадин и т. д. (Пример рифовые массивы сакмаро артинских отложений Предуральского прогиба и провинции Альберта в Канаде). • В пределах платформ такой механизм имеет подчиненное значение. • Дифференциальное улавливание отмечается и при вертикальной миграции флюидов (Ферганская впадина, в Южно Таджикская депрессия)

Формирование многоярусных (чередующихся) и висячих залежей. • Иногда в разрезе отмечается чередование водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов – результат активной гидродинамики (вымывание потоком воды нефти с определенных уровней) – Апшерон, Западная Туркмения • В некоторых районах при обводненности сводовых частей структур выявлены скопления нефти на их крыльях или в периклинальных частях. Это так называемые «висячие залежи» .

Длительность процессов аккумуляции углеводородов • геологическое время формирования скоплений нефти и газа тесно связано с цикличностью и длительностью процессов вторичной миграции углеводородов в региональном плане. • длительность геологического времени формирования скоплений нефти и газа обусловлена конкретными особенностями геологического строения региона и истории его геологического развития. Поэтому в одних регионах этот период составляет всего единицы миллионов лет, а в других может быть весьма продолжительным десятки или даже сотни миллионов лет. • Иногда аккумуляция носит многофазный характер

Методы определения времени аккумуляции углеводородов в ловушках. • палеотектонический анализ (основной метод), позволяющий определить время образования ловушки, к которой приурочена залежь нефти и газа; • определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом (А. Леворсен, У. Гассоу) – фиксирует глубину полного растоврения газовой фазы, не учитывает притоки/оттоки газа из ловушки; • определение объема газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия (Н. А. Еременко); • изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; • определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора (литологические и геохимические исследования); • использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах (В. Ф. Линецкий).

Изотопный состав углерода • Изото пы — разновидности атомов химического элемента, имеющие разное содержание нейтронов в ядре. • Углерод имеет два стабильных изотопа — 12 C и 13 C. Содержание этих изотопов в природном углероде равно соответственно 98, 93 % и 1, 07 %. • Радиоактивный изотоп 14 C (его период полураспада равен 5, 70± 0, 03 тыс. лет – используется для датирования объектов возрастом до 45 тыс. лет), основная масса образуется 14 C в атмосфере при облучении изотопа 14 N нейтронами, а так же при ядерных 27 взрывах и в небольших колвах в земной коре.

Изотопный состав углерода • Измерение изотопного состава производится на масс спектрометрах. • Для характеристики изотопного состава углерод содержащего вещества (ОВ, карбонаты, СО 2, СН 4, нефть, алмазы) используется величина d 13 С, измеряемая в ‰ (промилле PDB): • В качестве стандарта используют отношение 13 С/12 C в белемните мелового возраста формации Пи Ди, Северная Каролина, США. 28

• Изотопы (углерода) отличаются друг от друга по массе и, следовательно, по физическим свойствам и во многих природных процессах происходит их разделение фракционирование. • Правила фракционирования: 1. чем меньше молекулярная масса элемента и чем больше различия масс изотопов – тем сильнее эффекты фракционирования (общее правило); 2. в двуфазных системах (газ вода; вода порода) более легкий изотоп предпочтительнее уходит в более подвижную фазу; 3. живые организмы «предпочитают» легкие изотопы; 4. в углеводородах более сложные молекулы (Сn) отличаются более высокими значениями d 13 С. 29

Распределение стабильных изотопов углерода в природных объектах (по Э. М. Галимову) 30

Общая схема образования углеводородов на различных этапах погружения осадков по (Ал. А. Петрову, 1984) δ 13 С(С Н 4), ‰ Зависимость δ 13 С(С Н 4) от пластовой температуры по Э. М. Прасолову (1990) 31

Изотопы водорода • Водород имеет два стабильных изотопа 1 Н (протий 99, 98 % по массе) и 2 Н (дейтерий 0, 02 % по массе) и один радиоактивный изотоп 3 Н (тритий его содержание менее 0, 02 % по массе). Период полураспада — 12, 32 года, используется для датирования вод (поверхностных и подземных) • Также проводятся исследования изотопного состава серы (32 S/34 S ) и кислорода (16 О/18 О) 32