17. Миграция нефти и газа. Эмиграция. Пористость пород. Коэффициенты общей и эффективной пористости.

Миграция нефти- перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физико-химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической и термодинамической обстановки недр.

Различают первичную миграцию — отжатие углеводородов совместно со связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефте-материнских пород в коллекторские толщи и вторичную — передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, а также их последующее переформирование. Механизмы миграции нефти и газа зависят от физико-химического состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарических условиях и путей миграции

НГматеринские породы.формы миграции:

1) в основном в растворённом виде

2) Н и Г взаиморастворяются (в виде однофазной смеси)

3)С водой в виде эмульсии

Факторы миграци:

1)всплывание (газ легче нефти) по сообщающимся порам, трещинам и кавернам.

2)Капилярные силы

3)Давление

4)Диффузия

5)Изменение объемов пор в следствии изменения\перекристаллизации

*вертикальная миграция=лотеральная миграция. По вертикали миграция может происходить по всему осадочному чехлу.

Эмиграция нефти происходит в результате действия различных факторов: отжатия или прорыва вследствие давления породы, диф - фузии, особенно газов, перемещения с водой в растворенном в ней состоянии, фильтрации по порам и трещинам при наличии перепада давления. В дальнейшем в результате движения по пористым пластам и при вертикальной эмиграции, возникающей под влиянием гравитационного и тектонического факторов, нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т.е. в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая эмиграция невозможна.

Пористость пород – безразмерная относительная величина; это отношение всех пор породы к общему объёму ГП (%). Одна из самых пористых ГП глина, есть глины со значением около 60%.

Для характеристики пористости употребляют коэффициент, который показывает какую часть от общего объема породы составляют поры. Он измеряется в процентах или долях единицы.

По размерам все поры делятся на:

1. сверхкапиллярные (более 0,5 мм);

2. капиллярные (0,5 – 0,0002 мм);

3) субкапиллярные (менее 0,0002мм

Различают пористость:

1. общая (абсолютная) – объем всех пор в породе(изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

К_n^общ = V_изол+ V_сообщ / V_пор

2. открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

К_n^откр = V_сообщ / V_пор

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

3. эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

К_n^эф = V_эф / V_пор

Величина коэффициента пористости горной породы (терригенный коллектор) может достигать 40%. Наиболее распространенное значение К_n нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.

30-40%- хорошо, 60%- самый хороший ваиаент >> выкачка нефти; 6%- нижний предел пористости для карбонатных пород; 12-10%- для терригенных пород.