Вторичная миграция

При рассмотрении вторичной миграции нефти и газа через коллекторы и аккумуляции их в залежи, так же как при изучении первичной миграции, возникает множество разнообразных проблем. Эти проблемы касаются: 1) переноса нефти и газа водой в процессе вторичной миграции, 2) явлений, связанных с капиллярным давлением и давлением вытеснения, 3) плавучести нефти и газа, 4) влияния растворенного газа на миграцию нефти, 5) аккумуляции нефти и газа в залежи, 6) наклонных водо-нефтяных контактов, 7) стратиграфических барьеров, 8) вертикальной миграции, 9) времени аккумуляции. Некоторые из этих вопросов рассматриваются ниже.

Перенос частиц нефти и газа водой

Воды в любом водоносном горизонте, который можно рассматривать в качестве потенциально нефтегазоносного пласта, находились или находятся и в настоящее время в движении. Скорость и направление движения воды определяются разницей величин гидравлического потенциала зон питания и разгрузки, водопропускной способностью пласта и расположением области минимального гидравлического потенциала. II скорость, и направление движения воды, несомненно, неоднократно менялись в течение геологического времени в результате постоянных изменений структуры, деформации слоев, эрозии и геохимических условий. Движение флюидов находится в зависимости от распространения пористых и проницаемых пород, зон тектонических нарушений и несогласий или систем трещин. Микроскопи­ческие и субмикроскопические частички нефти и газа, захваченные движущейся водой, должны переноситься до тех пор, пока не будет встречено препятствие в виде структурной или литологической ловушки, либо пока в результате изменения давления, температуры и объема смеси не произойдет отделение нефти и газа от воды и объединение их в более крупные частицы и агрегаты, обнаруживающие уже способность к всплыванию (плавучесть).

Явления, связанные с капиллярным давлением и давлением вытеснения

Основным условием миграции крупных скоплений нефти в гидрофильном коллекторе является превышение величины капиллярного давления на контакте нефть - вода над величиной давления вытеснения воды из крупных пор, трещин, капилляров и т.п. При любом сочетании нефти, воды и порового пространства величина давления вытеснения P_d является постоянной. С другой стороны, капиллярное давление зависит от степени плавучести нефти, градиентов давления, длины и степени непрерывности нефтяной фазы. Всякий раз, когда эти силы оказываются достаточными для того, чтобы капиллярное давление превысило давление вытеснения, водо-нефтяной контакт будет двигаться сквозь смежные поры, т.е. будет происходить миграция нефти.

Для количественной оценки условий миграции нефти необходимо вычислить разницу между капиллярным давлением на переднем крае движущейся нефти и в тыловой ее части. На фиг. 12-3 показан случай, когда силы, вызывающие миграцию

Фиг. 12-3. Нарушение первоначальной формы нефтяной капли, необходимое для про талкивания ее через сужение в соседнюю пору.

изолированной капли нефти, отсутствуют или влияют очень слабо. В левойчасти фигуры капиллярное давление равно

и примерно одинаково в точках А, В и С, о чем свидетельствует почти одина­ковый радиус кривизны r в каждой точке. В правой части фигуры видно нарушение первоначальной формы капли, сужение ее в точке А, предшествующее началу миграции этой капли в соседнюю справа пору. В этом случае капиллярное давление на переднем крае начинающей двигаться капли выразится как

а капиллярное давление в тыловой части капли ‑

где r_с ‑ эффективный радиус капилляра, соединяющего смежные поры, а r_р ‑ эффективный радиус поры. Разница в величинах капиллярных давлений в передней и тыловой частях капли ∆Р_c равна

Если предположить, что средний радиус капилляра, соединяющего смежные поры, r_с составляет от ½ до ¼ радиуса поры r_р, то величина ∆Р_c будет лежать в пределах

Если принять r_с равным ⅓×r_р, то величина ∆Р_c станет равной 4γ×cosΘ / r_р.

При краевом угле смачивания Θ, равном 60°, cosΘ = ½ и ∆Р_c = 2 γ / r_р.

Таблица 12-2

Разница капиллярных давлений, необходимая для миграции нефти, дин/см²

Межфазное натяжение γ, дин/см	∆Рc = 2 γ / rр
	Очень грубо зернистый песок, rр=0,02 см	Грубозернистый песок, rр=0,01 см	Среднезернистый песок, rр=0,005 см	Тонкозернистый песок, rр=0,002 см	Очень тонкозернистый песок, rр=0,001 см
30	3000	6000	12 000	30 000	60 000
25	2500	5000	10 000	25 000	50 000
20	2000	4000	8 000	20 000	40 000
10	1000	2000	4 000	10 000	20 000
5	500	1000	2 000	5 000	10 000
1	100	200	400	1000	2 000

В табл. 12-2 приведены результаты расчета этой средней величины разности капиллярных давлений, необходимой для осуществления миграции нефти в различных условиях.

Рассмотрим возможность возникновения необходимой разницы капиллярных давлений в результате движения воды в коллекторе. Если, как показано на фиг. 12-3, нефть присутствует в виде изолированных капель в отдельных порах и если вода движется горизонтально, то разница в капиллярных давлениях эквивалентна величине падения давления от данной поры до следующей. Нормальный гидродинамический градиент 2 м/км (10 фут/миля² приводит к образованию разницы в капиллярных давлениях от 0,1 дин/см) для грубозернистых песков до 0,02 дин/см² для тонкозернистых песков. Максимальный гидродинамический градиент 20 м/км (100 фут/миля) должен создать разницу в капиллярных давлениях соответственно от 1,0 дин/см² до 0,2 дин/см². Сравнивая эти данные с данными, приведенными в табл. 12-2, можно видеть, что обычные гидродинамические градиенты слишком малы для того, чтобы вызвать миграцию нефти. Необходимы силы в тысячи раз более мощные, чтобы изолированные капли нефти началрг мигрировать из одной поры в другую.

Сила всплывания (плавучести) сама по себе тоже недостаточна для миграции изолированной нефтяной капли. Давление всплывания (p_w‑p_о) gz дин/см², образует разницу в капиллярных давлениях для капли нефти плотностью 0,876 (30°API) всего 7,4 дин/см² в грубозернистых песках и 1,5 дин/см² в тонкозернистых песках (z ‑ вертикальный интервал, занятый нефтяной фазой). Таким образом, чтобы нефть мигрировала, силы плавучести должны быть в тысячи раз мощнее или сама нефтяная фаза должна быть значительно больше, чем изолированная в единичной поре капля. На фиг. 12-4 показано значение степени непрерывности нефтяной фазы для эффекта плавучести нефти, который способствует ее миграции.

Обычный гидродинамический градиент и силы плавучести неспособны обеспечить миграцию изолированной в одиночной поре нефтяной капли, но они легко приводят в движение более значительные сплошные массы нефти, занимающие тысячи пор. Например, если нефтяная фаза распространяется по вертикали на 5,4 м, градиент потенциометрической поверхности в 2 м/км образует разницу в капиллярных давлениях до 10 000 дин/см², что вполне достаточно для миграции этой нефти. Силы плавучести для нефти плотностью 0,876 образуют такую же разницу капиллярных давлений в случае, если распространение нефтяной фазы по вертикали достигает всего 68 см. Следовательно, протяженность непрерывной нефтяной фазы в 1-10 м обеспечивает условия, необходимые для миграции этой нефти под воздействием обычных сил, существующих в природе.

Был проведен и записан на кинопленку [22] интересный опыт, показывающий природу микроскопического движения нефти сквозь сосуд, заполненный стеклом и шариками люцита (органического стекла). Когда нефть и вода двигались со скоростью 0,5-300 м в сутки, было видно, что движение каждой жидкости происходило по самостоятельной сетке пор и каналов. Несмотря на то что эти скорости были больше, чем те, которые можно ожидать в природе, опыт хорошо иллюстрирует особенности движения жидкостей в случае преодоления капиллярного давления.