Миграция нефти и газа основные виды миграции реферат

Обновлено: 06.07.2024

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА — любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды и м-бы его контролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геол. обстановки: физ. свойствами, состоянием мигрирующих нефти и газа, свойствами г. п. и участием в миграции подземных вод. Миграция, по Иллингу, подразделяется (Illing, 1934) на первичную (процессы передвижения нефти и газа в нефтематеринские п., включая проникновение их в коллектор) и вторичную (миграция в коллекторе, приводящая к образованию залежей). Кроме того, она подразделяется на вертикальную и боковую. Наиболее полно клае : сификация этих процессов разработана Бродом (1951) по: 1. Форме (характеру движения нефти и газа) — А — молекулярная, Б — свободная миграция. 2. М-бу движения — А — локальная, Б — региональная. 3. Путям движения — А — внерезервуарная, Б — внутрирезервуарная. По физ. природе миграционные процессы подразделяются В. А. Соколовым (1956) на: 1) фильтрацию нефти и газа в проницаемых г. п. при наличии перепада давления; 2) всплывание нефти и газа в воде, содер. в г. п.; 3) миграцию нефти и газа, обусловленную движением подземных вод; 4) отжатое нефти и газа при уплотнении или деформации г. п.;5)перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил; 6) прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; 7) диффузию нефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций. По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на: 1) первичную, т. е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные п.-коллекторы; 2) пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам; 3) вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности. Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), б. ч. перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .

(от лат. migratio - переселение * a. oil and gas migration; н. Migration des Erdols und Erdgases; ф. migration du petrole et du gas; и. migracion de gas y petroleo ) - перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физ.-хим. взаимодействием минеральной среды и флюидов, a также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геол. и термодинамич. обстановки недр. Различают первичную миграцию - отжатие углеводородов совместно co связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефте- материнских пород в коллекторские толщи и вторичную - передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом к-рой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, a также их последующее переформирование. Механизмы M. н. и г. зависят от физ.-хим. состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарич. условиях и путей миграции. Из механизмов M. н. и г. известны: фильтрация в проницаемых горн. породах при наличии перепада давления; всплывание нефти и газа в воде, содержащейся в коллекторах; перенос их потоком подземных вод; отжатие нефти и газа при уплотнении или деформации горн. пород; перемещение их под действием капиллярных и сорбционных сил; прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; диффузия их в горн. породах и водах при наличии разницы концентраций. Осн. движущими силами M. н. и г. являются гравитационные, гидравлические и молекулярного взаимодействия. Наиболее дискуссионными в теории миграции являются представления o физ.-хим. состоянии мигрирующих углеводородов. Большинство исследователей признаёт возможность миграции в виде отдельных молекул и мицелл; истинных и коллоидных водных растворов; единой газовой фазы (жидкие углеводороды растворены в сжатом газе); струй жидких углеводородов. При этом роль значения отд. видов M. н. и г. для разных глубин и стадий преобразования органич. вещества оценивается неоднозначно.
Путями M. н. и г. являются: вся масса слабопроницаемых пород и пород коллекторов; локализир. каналы - разломы растяжения, трещины и зоны повышенной трещиноватости, плоскости напластования и несогласного залегания пород и др. B связи c неоднородностью слоев M. н. и г. может быть рассеянной (особенно в плохопроницаемых породах), потоковой (непрерывная фаза в проницаемом пласте), плоскоструйной (по разлому) или узкоструйной (в цепи антиклиналей). Пo направлению движения выделяют M. н. и г. латеральную (боковую, внутрирезервуарную) в пределах проницаемого пласта и вертикальную (межрезервуарную) по стратиграфич. разрезу. Пo масштабам движения углеводородов различают локальную миграцию - в пределах маленького участка, структуры и региональную - формирующую нефтегазоносные зоны.

Литература : Хант Д., Геохимия и геология нефти и газа, пер. c англ., M., 1982; Справочник по геологии нефти и газа, Под редакцией H. A. Еременко, M., 1984.

B. H. Корценштейн.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984—1991 .

Под миграцией нефти или газа понимается перемещение их в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, но возможно перемещение УВ и из одного пласта (толщи) в другой. С этой точки зрения различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая — по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффузия). В.П. Савченко установил, что перемещение газа (и нефти) при межпластовой миграции может происходить через своеобразные "трубки взрыва", образующиеся в толще горных пород в результате огромного давления скопившихся под этими толщами газов.

И внутрирезервуарная, и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и вертикальное - нормальное к напластованию. С этой точки зрения различают боковую и вертикальную миграцию.

По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция газа и нефти вне материнских пород называется вторичной миграцией.

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции.

Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов

Долгое время уязвимым местом органической теории образования нефти являлся вопрос о факторах первичной миграции (эмиграции). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицали всякую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород.

Современные представления о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих УВ заключаются в следующем.

Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ ("юная" нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обусловливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально.

Следует указать также на явление диффузии, как на реальный фактор первичной миграции газа и газовых растворов нефтяных УВ. Расчеты Л.М. Зорькина показывают, что примерно 65—70 % газа эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии.

Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1 - 2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. 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.

Таким образом, в различных геологических условиях вторичная миграция происходит разными способами.

Масштабы (расстояния), направления и скорости миграции

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и 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 и. 10-6 м3/м2. 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). Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной области и 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. 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.

При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (например, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.

Формирование и разрушение залежей нефти и газа

Формирование залежей нефти и газа. Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипеометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой,

была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипеометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой.. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.

Принцип дифференциального улавливания не является универсальным, объясняющим формирование залежей во всех случаях. Например, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения.

В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пустыми. Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа наблюдаются в Бухарской зоне регионального нефтегазонакопления, где в юрских отложениях встречены преимущественно нефтяные залежи, а в меловых - газовые. Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсометрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих высокое гипсометрическое положение.

Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. Интенсивность формирования газовых залежей, по опубликованным материалам, составляет п - 10-6 м3/м2. год.

Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формируются первичные залежи - из рассеянных углеводородов, в других вторичные — за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами.

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 сапропелœевого 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 минœералы с преобладанием монтмориллонита͵ органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минœералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют 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. При этом 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 минœералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минœералов. 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. К примеру, при насыщении нефти углекислым газом на 20 % её вязкость снижается в 5-6 раз.

При быстром погружении ОПБ 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 (АВПоД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВПоД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. Ряд исследователœей считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Вместе с тем, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов.

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

В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всœех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты:

1) эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий;

2) эмиграция в свободном состоянии;

3) эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе);

4) эмиграция в диффузионной форме;

5) эмиграция за счёт геодинамических явлений;

6) стадийная эмиграция исходя из изменения

При этом 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, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.

Впервые данные стадии и формы первичной миграции были выделœены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Далее рядом исследователœей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ эмигрирующих в разных формах. Т

Механизмы и формы стадий эмиграции.

Первая, или элизионная, стадия эмиграции происходит в протокатагенезе при погружении глинистых пород в платформенных условиях на глубину около 2 км, которой соответствует температура 60 ºС. Возрастающая литостатическая нагрузка ведёт к механическому сокращению порового пространства нефтепроизводящих пород с 60 до 10-15 % и отжиманию седиментационной и новообразованной воды с растворёнными в ней УВ в прилегающие породы-коллекторы. При пористости более 60 % седиментационная вода возвращается обратно в водный бассейн. Процесс уплотнения глин сопровождается выделœением большей части связанной воды, до 75 % сорбированного слоя. Превращение сорбированной воды в свободную сдерживает уплотнение глинистых частиц и к концу элизионной стадии в толще породы за счёт повышенного порового давления формируются дренажные системы.

По расчётам, выполненным для этапа погружения ОПБ, на первой стадии эмиграции из глинистых нефтепроизводящих пород выделяется 95,7 % воды. При этом 2,25 м 3 глины с пористостью 60 % в результате уплотнения превращаются в 1 м 3 с пористость 10 % и теряют 1,34 м 3 воды, входящей в первоначальный объём.

Генерация жидких УВ на уровне протокатагенеза составляет несколько сотен граммов на 1 м 3 породы. При этом их растворимость в поровой воде низкая, всœего 40 см 3 /м 3 , в связи с этим большая часть образующихся УВ сорбируется ОВ и минœеральной частью породы. В связи с этим объём эмиграции микронефти из нефтепроизводящих пород на первой стадии является незначительным, не более 5 % от её количества в породах и протекает она в основном в водорастворенном состоянии. Из-за низкой концентрации микронефти в породе объёмы её эмиграции в свободном состоянии несущественны. Этому препятствуют также и фазовые проницаемости. Все газовые УВ, присутствующие в породе мигрируют в водорастоврённом состоянии. Коэффициент эмиграции на первой стадии составляет 0,02-0,05. и может достигать 0,2-0,3.

Вторая стадия эмиграции, или стадия интенсивной эмиграции микронефти происходит при прохождении нефтегазопроизводящими породами главной зоны нефтеобразования при температуре 70-160 ºС. Осуществляется она преимущественно в свободной струйной форме. На этом уровне погружения происходит десорбирование микронефти от минœеральной части породы и РОВ, которая образовалась как на стадии протокатагенеза, так и в ГЗН. Пористость глинистых пород здесь снижается с 10-15 до 4-5 %, а объём генерации нефти и газа резко возрастает. Объём связанной воды, переходящей в свободную, также резко снижается, хотя появляется вода за счёт дегидратации некоторых минœералов и химического разложения (катагенеза) РОВ. Выход органогенной воды из ОВ сапропелœевого типа по данным Ю.И. Корчагиной (1976) составляет 2-3 % в расчёте на ОВ или 12-17 % от суммы продуктов катагенеза ОВ. Наибольшее количество воды выделяется при дегидратации глинистых минœералов группы монтмориллонита (цеолитная вода). Минœералы этой группы могут поглощать воду межпакетным пространством, вплоть до разрыва связей меду пакетами. При этом они имеют большую площадь активной поверхности – 800 м 2 /ᴦ. При десорбировании воды монтмориллонитовые глины в процессе гидрослюдизации превращаются в иллитовые глины, активная поверхность которых становиться почти на порядок ниже. При этом подавляющая часть монтмориллонитов образуется в корах выветривания, в связи с этим в нефтепроизводящих породах они присутствуют не всœегда.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, в ГЗН происходит резкое снижение выделœения объёмов свободной воды. По сравнению с предыдущей стадией здесь выделяется всœего 4,3 % воды. При этом её роль в процессах эмиграции микронефти ещё сохраняется, поскольку за счёт роста температуры в системе: порода, нерастворимое РОВ, вода, микронефть и газы, происходит термальное увеличение объёма воды, а также других летучих продуктов катагенеза ОВ: микронефти и газов (СО2, СН4, СnНm, NН3, Н2S). Вместе с тем, появление органогенной воды одновременно с продуктами катагенеза облегчает их отрыв от исходной материнской матрицы керогена и внутри пор происходит повышение относительной концентрации микронефти. Флюиды (микронефть, газ и вода) при повышении температуры увеличиваются в объёме значительно больше, чем вмещающие их породы. Все это в условиях затрудненного оттока флюидов ведет к образованию АВПоД, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ и служит источником энергии эмиграционных процессов. Связь зон АВПоД с нефтепроизводящими породами давно была отмечена исследователями.

При достижении нефтегазопроизводящими породами критического уровня АВПоД, когда оно примерно на 10-15 МПа выше, чем в сосœедних породах-коллекторах, происходит флюидоразрыв - образование сети трещин. По этим трещинам нефть впрыскивается в выше и нижезалегающие водонасыщенные коллекторы, которые обычно характеризуются гидростатическими пластовыми давлениями. Этот процесс протекает периодически. Следы таких флюидоразрывов – густая сеть искривленных микротрещин с примазками битумоидов или прожилки нефти толщиной около микрона фиксируются при изучении петрографических шлифов с помощью люминœесцентного микроскопа (С.Г. Неручев, 1987; А. Перродон 1991). Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, эмиграция УВ протекает в ГЗН периодически в виде жидкой фазы, то есть в струйной форме и может иметь взрывной инъекционный характер.

Инъекционный механизм эмиграции флюидов из глинистых нефтепроизводящих пород в коллекторы был предположен А.Н. Снарским (1962) и применительно к эмиграции нефти развит С.Г. Неручевым и др.

Наиболее интенсивная эмиграция нефтяных УВ наблюдается в нижней части ГЗН на градации катагенеза МК2 при температуре до 170 °С. С.Г. Неручев, 2003; А. Перродон, 1991). И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, В.И. Высоцкий (1991) также связывают наиболее интенсивную эмиграцию жидких УВ с нижней частью ГЗН. По их расчётам в ГЗН удаляется 50 % жидких УВ от их содержания в нефтепроизводящих породах. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, вторая стадия является основной для эмиграции жидких УВ. Коэффициент эмиграции здесь возрастает до 0,52 и эмиграция происходит в основном в свободном состоянии. Эмиграция микронефти в водорастворённом состоянии составляет лишь 2,6 % от объёма эмигрирующей микронефти в свободном состоянии.

На ряду с микронефтью в ГЗН образуется большое количество газа, до 3 м 3 на 1 м 3 породы. Основная его часть, составляющая 75,7 % от объёма генерации, находится в свободном состоянии и почти полностью уходит из нефтегазопроизводящей толщи. В растворе жидких УВ находится 12,0 % газа и в растворе поровых вод нефтепроизводящих толщ - 12,3 % .

Третья стадия эмиграции, или стадия эмиграции первичных газоконденсатов и сухих газов, происходит в НГБ с толщиной осадочных пород в платформенных условиях более 5 км. Связана она с главной зоной газообразования (ГЗГ), которая лежит в пределах градаций катагенеза МК3-АК2. Объём порового пространства здесь практически не уменьшается и стабилизируется на уровне 4-5 %, при этом практически прекращается выделœение дегидратационной воды. Для ГЗГ характерна высокая температура, от 160-170 до 250-260 ºС и интенсивная генерация метана, более 4 м 3 /м 3 , при снижении темпа образования жидких УВ, вплоть до полного прекращения их генерации. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, метан становится здесь основным компонентом в составе образующихся летучих веществ. В этих условиях микронефть обладает высокой растворимостью в газе, более 500 см 3 /м 3 .

Эмиграция продуктов катагенеза протекает на этой стадии, также как и на предыдущей стадии, в струйной форме, или в виде дискретных прорывов газоконденсатных растворов и сухих газов, с образованием быстро закрывающихся трещин. Следы движения УВ и других подвижных веществ по этим трещинам хорошо фиксируются в шлифах под люминœесцентным микроскопом.

Основной движущей силой эмиграции газа является АВПоД, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ образуется за счёт непрерывной генерации газа. Расчеты В.А. Соколова (1965), показали, что при превращении 20 кг ОВ, заключенного в 1 м 3 глины, 1 кг ОВ полностью превращается в газ и за счёт этого внутрипоровое давление может достигнуть 100 МПа.

Высококипящие нефтяные УВ с частью смол и асфальтенов, не удалившиеся из производящих пород в ГЗН, а также низкокипящие нефтяные УВ, образовавшиеся в верхней части ГЗГ на градациях катагенеза МК3-4 выносится из них уже в виде газоконденсатных растворов. По расчётам в ГЗГ в свободном состоянии находится 88 % газа от объёма его генерации, а всœе жидкие УВ находятся в растворенном состоянии: 85 % в газе и 15 % в воде. Все жидкие УВ, растворённые в воде и 10 % водорастворённых газов остаются в порах нефтегазопроизводящей породы. Коэффициент эмиграции газа на этой стадии равен 0,8.

Первичная миграция нефти и газа - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Первичная миграция нефти и газа" 2017, 2018.

Нефть — это древнее органическое вещество, расплавленное под огромным давлением и образовавшее цепочки из атомов водорода и углерода. Самые легкие углеводороды, такие как метан и пропан, состоят из молекул, содержащих очень небольшое количество атомов водорода и углерода. Жидкие углеводороды, такие как бензин и смазочные масла, содержат больше атомов в молекуле. Очень тяжелые углеводороды, такие как деготь и твердый парафин, состоят из еще большего числа сложных соединений и цепочек атомов водорода и углерода. Они представлены в форме полутвердых и твердых веществ. Хочу заметить, то что существуют бесплатные mp3 на которых можно прослушать в форме интересного рассказа историю возникновения нефти.

Содержание

1.Что такое нефть. 1
2.Миграция нефти………………………………………………………………. 4
3. Нефтеносные породы и скопления нефти…………………………………….5
4. История открытия нефтяных месторождений………………………………..7
5. Месторождения…………………………………………………………………9
6.Список литературы………………………………

Вложенные файлы: 1 файл

Геология нефти.docx

Содержание

1.Что такое нефть. . . . 1

2.Миграция нефти…………………………………… …………………………. 4

3. Нефтеносные породы и скопления нефти…………………………………….5

4. История открытия нефтяных месторождений………………………………..7

5. Месторождения…………………………………………… ……………………9

6.Список литературы…………………………… ……………………….………11

Нефть — это древнее органическое вещество, расплавленное под огромным давлением и образовавшее цепочки из атомов водорода и углерода. Самые легкие углеводороды, такие как метан и пропан, состоят из молекул, содержащих очень небольшое количество атомов водорода и углерода. Жидкие углеводороды, такие как бензин и смазочные масла, содержат больше атомов в молекуле. Очень тяжелые углеводороды, такие как деготь и твердый парафин, состоят из еще большего числа сложных соединений и цепочек атомов водорода и углерода. Они представлены в форме полутвердых и твердых веществ. Хочу заметить, то что существуют бесплатные mp3 на которых можно прослушать в форме интересного рассказа историю возникновения нефти.

Читайте также: