9.Методы определения направления миграции ув

Нефть при своем движении в зк мигрирует в каждом отдельном случае в том направлении, в котором ей это легче сделать. Предполагаемые направления региональной миграции ув могу быть установлены различными приемами:

• Определение соотношения коэффициентов заполнения ловушек

• Изучением закономерностей изменения состава нефтей и газов, изотопного состава элементов, входящих в нефти и газы

• Изучением закономерностей пространственного размещения «пустых» и продуктивных ловушек

В ряде случаев при формировании залежей в структурных ловушках, осложняющих строение валообразных поднятий или тектонических линий, наблюдается постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления по восстанию слоев от источников генерации ув.

В направлении миграции, как правило, наблюдается уменьшение плотности нефти, обогащение ее легкими фракциями и снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, которые сорбируются породами на путях миграции.

Более эффективным показателем направления миграции могут служить закономерности изменений группового ув состава нефтей.

По направлению миграции уменьшается содержание ароматических ув, обладающих наименьшими миграционными способностями по сравнению с метановыми и нафтеновыми.

Состав углеводородных газов также меняется по направлению миграции: происходит обеднение газов гомологами метана.

Наиболее эффективен и надежен изотопный анализ элементов, входящих в состав нефтей, газов и конденсатов. В большинстве случаев было обнаружено фракционирование изотопного става нефтей и газов по направлению миграции, при котором ув обогащаются легкими изотопами и теряют тяжелые.

10. Масштабы миграции УВ в земной коре

В зависимости от физического состояния нефти и конкретных геологических и термобарических условий масштабы как латеральной (внутриформационной), так и вертикальной (межформационной) миграции могут быть различными. Для латеральной миграции допускаются расстояния измеряемые сотнями километров.

Внутрирезервуарная миграция на платформах ограничивается расстояниями между приподнятыми элементами положительных структур I порядка и погруженными зонами примыкающих к ним впадин и прогибов., служившими нефтегазосборными площадями и очагами генерации ув. В этих случаях масштабы внутрирезервуарной миграции могут достигать нескольких десятков или первых сотен км.

Вопрос о масштабах вертикальной внерезервуарной миграции несколько спорный. Есть данные о миграции ув на 3-5 км. Роль вертикальной миграции на платформах, по-видимому, незначительна в ведущей является внутрирезервуарная (латеральная) миграция. В геосинклинальных областях, предгорных прогибах и других мобильных регионах, где широко развиты дизъюнктивные дислокации, диапиризм, грязевой вулканизм, и в районах развития соляной тектоники чаще проявляет себя вертикальная (межрезервуарная) миграция.

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год (по Высоцкому ).

11. Классификация миграционных процессов

Прежде всего миграционные процессы следует разделить по времени их проявления, то есть различить миграцию первичную и вторичную.

И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицируют миграционные процессы по масштабам, направлению и форме (характеру). Они различают региональную и локальную миграцию, внутрирезервуарную и внерезервуарную, разделяя их далее в зависимости от характера путей миграции (по порам, капиллярам, разрывным нарушениям, трещинам и по поверхностям стратиграфического несогласия).

Под региональной миграцией понимается перемещение ув на значительные расстояния – из областей генерации к зонам нефтегазонакопления, вследствие чего образуются региональные скопления нефти и газа.

Локальная миграция – это перемещение ув на небольшие расстояния, в пределах одной структуры или группы близко расположенных структур, приводящее к появлению локальных скоплений нефти и газа.

Классификация миграционных процессов Н.А. Еременко

Принцип классификации	Внерезервуарная (в слабопроницаемых породах)	Внутрирезервуарная (в хорошо проницаемых породах)
По отношению к толщам пород, в которых идет перемещение ув	Сингенетическая (в осадке,где происходит накопление и преобразование органического вещества). Эпигенетическая (сквозь мощные толщи разнородных пород)	Внутрипластовая. Внутри мощных толщ, состоящих из многих хорошо проницаемых пластов
По типу путей движения	Капиллярная. Трещинная (по разломам и трещинам)	Поровая
По направлению движения	Латеральная	Вертикальная

Большое значение при формировании залежей придают струйной миграции, то есть в свободном состоянии. Она чаще происходит при переформировании уже существующих скоплений.

Диффузия – широко распространенный вид миграции, который обычно сопровождает и осложняет все другие формы перемещения ув при образовании их скоплений.

12. Понятие о первичности и вторичности скоплений УВ

В зависимости от того, образовались ли скопления ув в пределах нефтегазоматеринских свит или за их пределами, выделяют первичные и вторичные залежи.

Первичные залежи. После завершения первичной миграции и отжатия ув из пелитовых пород в породы-коллекторы они могут находиться в свободном или растворенном состоянии. Седиментационные воды с растворенными ув, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования), теряют часть растворенных ув вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся и находящиеся в свободном состоянии ув могут образовывать промышленные скопления.

Важное значение играет струйная миграция. УВ в свободном состоянии стремятся к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих ув окажутся ловушки, то сформируется локальное скопление.

В платформенных условиях залежи образуются в основном в результате внутрирезервуарной (латеральной) миграции.

Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате межрезервуарной (вертикальной) миграции из нефтематеринских свит в отложения другого стратиграфического комплекса. Путями, благоприятными для перетока ув из одних стратиграфических комплексов в другие, являются проводящие нарушения, трещины, поверхности стратонесогласий, аппараты грязевых вулканов.

В геосинклиналях скопления ув образуются чаще за счет внерезервуарной (вертикальной) миграции.

13. Первичная и вторичная миграция УВ

Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Примером может служить баженовская свита. Западной Сибири, залегающая в кровле юры, или миоценовая свита Монтерей Калифорнии. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы – сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров.

Вместе с нефтью, или раньше нее в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные. Вода в них имеет различное происхождение. Она может быть захоронена вместе с осадками (погребенная), проникать с поверхности (инфильтрационная), или поступать из глубин (ювенильная).

В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая.

Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами.

Наиболее реальный механизм миграции ув, который признает большинство ученых, представляется в следующем виде:

1. отжатие ув в растворенном состоянии в составе подземных седиментационных вод

2. растворение нефти в газах и миграция однофазной ретроградной смеси ув

3. миграция ув в свободном состоянии (струйная)

14. Залежь нефти и газа и ее элементы

В залежи выделяется (рис. 1.27).

• Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

• Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая

15. Значения ретроградных процессов (ретроградное испарение и ретроградная конденсация при формировании залежей)

Ретроградные явления - переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

B области ретроградной конденсации при изотермическом снижении давления от P₁ до P_мк происходит увеличение количества образовавшейся жидкой фазы.

Дальнейшее снижение давления приводит к уменьшению объёма жидкой равновесной фазы, a при давлении P₂ жидкая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное (точка C) газообразное состояние.

В области ретроградного испарения при изобарическом снижении температуры от T₁ до T_мк происходит увеличение количества образовавшейся газовой фазы в системе до максимального значения (рис.).

Дальнейшее снижение температуры приводит к уменьшению объёма газовой равновесной фазы, a при температуpe T₂ газовая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное жидкое - точка C₁ состояние.

Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы: K - критическая точка многокомпонентной системы; I - область ретроградной конденсации; II - область ретроградного испарения.

Mногие природные MC обладают одной ретроградной областью. Hапример, y пластовых смесей газоконденсатных месторождений наблюдается в большинстве случаев только область ретроградной конденсации. Pетроградные явления проявляются y различных по составу углеводородных MC при разных значениях давлений и температуp. Cледует отметить, что термобарические, условия, приводящие к ретроградным явлениям в пластовых смесях газоконденсатных и нефтяных месторожденийний, часто соответствуют давлениям и температурамрам, наблюдаемым в практике их разработки. Это вызывает выпадение жидких компонентов в газонасыщенных пластах, изменение состава добываемой продукции, a также продуктивности скважин.

16. Температурный режим природных резервуаров

Температурные условия зк изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах. Для характеристики температурных условий недр используют два показателя – геотермическая ступень и геотермический градиент.

Геотермическая ступень –это интервал по вертикали в зк(ниже зоны постоянной температуры), на котором температура пород повышается на 1С. Величина ступени колеблется от 5 до 150м. Среднее значение 33м.

Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100м. В среднем он равен 3С. На величину градиента влияет теплопроводность пород: повышение ее ведет к снижению градиента. Поэтому в разрезах, где преобладают глинистые породы (менее теплопроводные) геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных.

Более разогреты всегда молодые альпийские горные сооружения и платформы.

Градиент возрастает при увеличении степени дислоцированности слоев. На щитах он составляет 0.6-0.9С, на платформах 0.9-2.5С, в складчатых альпийских областях – 2.5-19С.

Внутри крупных тектонических элементов положительные структурные формы (поднятия) нередко характеризуются повышенными (по сравнению с отрицательными структурами) значениями градиента.

Большую роль в распределении тепла играет вода, которая может как выносить тепло, перемещаясь из депрессивных участков, так и нагреваться от сводовых структур, получивших тепло от тектонического трения и сжатия.

На практике измерения температуры часто проводят в скважинах с целью определения местоположения участков с аномальными температурами. Эти исследования позволяют определить интервалы поступления газа в скважину( пониженные т-ры) или уточнить высоту подъема цемента за колонной (повышенные аномалии). По температуре можно коррелировать разрезы скважин.

Температурные условия влияют на состав нефтей. С повышение температуры происходит метанизация нефтей, уменьшается вязкость, плотность, концентрация смол, асфальтенов и увеличивается выход светлых фракций. На больших глубинах при высоких температурах (200С и более) происходит деструкция нефти и переход ее в газ(метан). Метан может также разлагаться на углерод и водород.