Геология нефти и газа лекции

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

148.

Рис. 8.4. Направления действия гравитационных и гидравлических сил на нефть и газ в водонасыщенном пласте. 1 — капля нефти; 2 — пузырек газа; 3 — насыщенный водой пласт-коллектор;

направления действия сил: 4 — гравитационных, 5 — гидравлических

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

149. Всплывание нефти по восстанию пласта при наклонном положении пластового резервуара происходит до тех пор, пока не будет по какой-либо причине прекращено (изгиб пласта в обратную сторону, непроницаемый экран и т.п.).

Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти.

Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии — это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

150. Миграция облегчается, если:

увеличивается наклон пласта коллектора, благоприятствующее всплыванию и продвижению нефти вверх по восстанию пласта; если происходит общее движение всех флюидов (в т.ч. воды) по восстанию пласта;

если присутствует газ, снижающий вязкость нефти и способствующий ее продвижению в ловушки.

Движению жидких флюидов в пласте препятствуют: встречный поток воды, создающий гидрогеологический барьер (миграция затрудняется и может вовсе прекратиться;

капиллярные силы, особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм, когда вода гораздо лучше, чем нефть смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по капиллярам, сужает пережимы в поровых каналах; снижение проницаемости на участках пласта.

Миграция вдоль пласта (латеральная миграция) получает свое наибольшее развитие с началом горообразующих процессов. Движение нефти по пласту продолжается до тех пор, пока она не скопится гделибо в ловушке в виде обособленной залежи.

Таким образом, скопление нефти в виде залежи всегда представляет собой вторичное скопление.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

152. В случае наличия мелкой трещиноватости или крупного нарушения в породах (рис. 8.6), покрывающих первичную залежь, или в свите, в которой образовались нефть и газ, последние под действием давления перемещаются по трещинам в зоны меньшего давления. Как правило, в таких случаях нефть и газ движутся снизу вверх. Такая миграция нефти и газа называется вертикальной миграцией.

Если трещины доходят до пористого песчаника или пористого известняка, хорошо прикрытого глинистыми слабопроницаемыми породами, и если при этом давление воды в коллекторе ниже давления, под которым находятся нефть и газ, то последние будут распространяться в ту или другую сторону от трещиноватой зоны вдоль коллектора, образуя в нем залежи нефти и газа, которые академик И. М. Губкин называл вторичными.

Таким образом, вторичной залежью называют скопление нефти, образовавшееся вне нефтепроизводящей свиты в результате вертикальной миграции нефти и газа.

Нефть, которая сформировала залежи в породах, образовавшихся одновременно с нефтью, называется сингенетичной. Сингенетичная нефть известна от кембрия до плейстоцена включительно. Залежи сингенетичной нефти часто называются еще первичными залежами (по И. М. Губкину).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

153.

Рис. Схема образования нефтегазовых залежей в результате вертикальной миграции газа и нефти.

1— газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения флюидов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

154. Масштабы (расстояния), направления и скорости миграции По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на:

- региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, - локальную, контролируемую отдельными структурами и различными

осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей.

При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и углеводороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном, состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более п•10-6 м3/м2 в год.

Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

155. Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции).

Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

156. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° – 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой – около 1 м.

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ Формирование залежей при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти

Образование залежи происходит в результате латеральной (боковой) и вертикальной миграции миграции нефти, воды и газа. На рис. 9.1 приведен пример образования газонефтяной залежи в складке (а) в результате латеральной миграции нефти и газа. С течением времени количество газа увеличивается, газовая шапка расширяется, газ вытесняет нефть из залежи и, наконец, занимает все пространство ловушки. В этом случае залежь (а) превратится в чисто газовую, а нефтяные и газонефтяные залежи будут образовываться выше по восстанию в ловушке (б).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

157.

Рис. Формирование залежи при латеральной миграции.

1 — газ; 2 — нефть; з — вода; 4— водонефтяная часть залежи; 5 — зона сплошной нефтеносности; 6 — газонефтяная часть залежи;

7 — водонефтяной контакт (ВНК); 8 — внешний контур нефтеносности; 9 — внутренний контур нефтеносности; 10 — внешний контур газоносности; 11 — своды залежей; 12 — изогипсы.