Ответы / 13_14_15

Моделирование процессов миграции углеводородов

Миграция углеводородов – перемещение подвижных флюидов углеводородов в горных породах.

Миграция бывает:

1. Первичная (эмиграция);

2. Вторичная;

3. Третичная

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса:

1. Факторы, вызывающие миграцию;

2. Состояние, в котором флюиды перемещаются;

3. Масштабы (расстояния) миграции

13. Эмиграция углеводородов (первичная миграция)

Первичная миграция УВ представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного ОВ и минеральной части нефтегазоматеринских (нефтегазопроизводящих) пород и их перемещение в породы-коллекторы.

В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов – субвертикальное, в область меньших пластовых давлений.

Микронефть – это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных УВ и 10-30 % смол и асфальтенов.

Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже - кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 ºС генерируют нефть. При этом минимальная концентрация ОВ, способная обеспечить промышленную нефтеносность принимается равной 0,4-0,5 % для глинистых пород и 0,1-0,2 % для карбонатных пород.

Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8 %, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20 % характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ.

Таким образом, различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяет разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ

Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также - уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления.

Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость. Например, при насыщении нефти углекислым газом на 20 % её вязкость снижается в 5-6 раз.

При быстром погружении происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВПД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВПД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов.

На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.

Преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе (это растворенные в воде микроскопические частички (мицеллы) активного вещества), на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.

Kэ=К_{нефтеотдачи мат.пород} – отношение эмигрировавшей части битумоидов (микронефти) к исходному генирированному количеству битумоидов на данной стадии литогенеза

14. Факторы, влияющие на эмиграцию

«-»

1. Сорбционная способность

2. Капиллярное давление

«+»

1. Температура

2. Литостатическое давление

3. Градиент пластовых давлений

4. Концентрация подвижных жидких и газовых компонентов

5. Уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения

6. Разнообразные геодинамические явления

15. Миграция углеводородов

Сущность процессов вторичной миграции заключается в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. Поэтому вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией.

Миграция УВ происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, имеет разные масштабы и направления как по отношению к толщам горных пород, так и по отношению к тектоническим элементам.

Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах это:

1. весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород;

2. зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами и тектоническими разрывами;

3. плоскости напластования и несогласного залегания пластов;

4. контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами;

5. сутурные поверхности

6. литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.

По видам пустотного пространства, в которых протекает миграция, различают:

• поровая;

• трещинная;

• трещинно-поровая;

• поверхностно-межпластовая.

Масштабы миграции:

1. Локальная миграция происходит в пределах ограниченного объема горных пород. Она контролируется структурными, литологическими и стратиграфическими особенностями, горных пород, а также гидродинамикой и ведет к образованию одного месторождения или залежи нефти и газа.

2. Зональная миграция приводит к образованию зоны нефтегазонакопления, то есть залежам нефти и газа, связанным с генетически едиными ловушками в пределах тектонической зоны.

3. В результате региональной миграции формируется несколько зон нефтегазонакопления, часто разного генетического типа, которые объединяются в нефтегазоносные районы (НГР) и нефтегазоносные области (НГО) – структуры 1-го и более высокого порядков.

По отношению к толщам пород и в зависимости от направления движения:

1. Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

2. Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, тектоническим разрывам, контактам боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров, которые образуются в местах напряженного флюидодинамического режима. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий миграцией. В последнее время некоторые исследователи выделяют также вертикальную нисходящую миграцию.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется смешанной или ступенчатой миграцией. Дальность латеральной миграции в платформенных условиях составляет десятки – первые сотни километров, а в складчатых областях – не превышает десятки метров.

Диапазон вертикальной миграции ограничивается мощностью осадочного бассейна. Расстояние, направление и скорость УВ зависит от геологической обстановки формирования залежи и от физических свойств нефти.

По отношению к простиранию тектонических элементов

1. Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

2. Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Однако чаще направление миграции УВ относительно зон нефтегазонакопления имеет сложный характер и зависит от количества очагов генерации УВ, которые располагаются во впадинах и прогибах, а также от характера дислоцированности периферических частей впадин и прогибов и расположения поднятий, которые являются областями нефтегазонакопления.

Миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах: фазово-обособленной или струйной; водорастворённой; диффузионной.

1. Фазово-обособленная или струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор).

2. Диффузионная, также активная

3. Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.