Вопрос 27 Вертикальная миграция нефти и газа Причины

Вопрос 27 Вертикальная миграция нефти и газа. Причины ухудшения качества покрышки.

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.

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 эффективна коллектор 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-ρн) ×g* h 10 м Где Δp = давление выталкивания ρВ = плотность воды ρн = плотность нефти h = высота над водонефтяным контактом (ВНК) g– ускорение свободного падения Ø Чем больше разница между плотностью воды и нефти (ρв-ρн) и высота непрерывной нефтяной фазы над ВНК (h), тем выше давление выталкивания (Δp).

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.

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”

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.