Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






ВТОРИЧНАЯ МИГРАЦИЯ



Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа в пласте или группе гидравлически связанных пластов — природном резервуаре — внутрирезервуарная миграция или пере­мещение из одного пласта (резервуара) в другой — межрезервуар-ная миграция.

Вторичная миграция обусловлена гравитационным, гидрав­лическим и другими факторами. Попадая в коллектор, заполнен­ный водой, капли нефти и пузырьки газа всплывают в ней к кровле пласта. При наклонном положении пласта всплывание происходит вверх по его восстанию до тех пор, пока это всплыва­ние не будет по какой-либо причине прекращено (изгиб пласта в обратную сторону, непроницаемый экран и др.). Миграция угле­водородов возможна даже при незначительном наклоне пласта в первые метры на 1 км, если, конечно, размеры пустот не слиш­ком малы.

 

 

Всплыванию нефти и газа в воде препятствуют силы межфа­зового трения и молекулярное притяжение стенок пор в породе. Движению жидких флюидов в пласте будут препятствовать также капиллярные силы (капиллярное давление), особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм. Вода гораздо лучше нефти смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по ка­пиллярам, сужает (а иногда и совсем закрывает) и без того узкие пережимы в поровых каналах. Эти пережимы являются сущест­венной помехой на пути движения нефти. Каплю нефти, подо­шедшую к такому пережиму (рис. 5.7), гравитационная сила всплывания толкает вверх, но если диаметр капли больше шири­ны пережима, то пройти ей через узкое отверстие не просто. Для этого капля должна изменить форму, вытянуться, т.е. увеличить свою поверхность, для чего нужно преодолеть силу поверхност­ного натяжения. При накоплении достаточного количества нефти и увеличении давления перед пережимом это изменение формы


происходит, капля ужимается и проскальзывает сквозь пережим. Такое явление называется эффектом Жамена. При непрерывной нефтяной фазе, если головная часть массы нефти, обычно в виде выпуклого мениска, прошла через пережим, последующие пор­ции нефти двигаются более свободно. Фазовая проницаемость для нефти в этом случае относительно возрастает.



В случае полностью заполненного капилляра водой нефть должна протолкнуть эту воду, чтобы продвинуться дальше, т.е. преодолеть капиллярное давление. Движение происходит, если прилагается сила, способная преодолеть это давление. Капилляр­ное давление можно оценить по формуле, приведенной на с. 213. В нее входит величина поверхностного натяжения.

С ростом температуры на глубине значение величины поверх­ностного натяжения воды на границе с нефтью снижается, и, следовательно, снижается подъем жидкости.

Гидравлический фактор проявляется в том, что вода при дви­жении увлекает капли нефти и пузырьки газа. Движение нефти, газа и воды может происходить как в виде отдельных фаз, так и в виде газонасыщенной водонефтяной эмульсии. И.М. Губкин пи­сал, что «нефть выбирает линии наименьшего сопротивления», т.е. может двигаться в виде отдельных струй. В соответствии с представлением о струйной миграции, предложенном В.П. Сав­ченко, углеводороды, выделяющиеся из материнских пород в коллектор, объединяются в струи, которые потом сливаются в более мощные потоки, движущиеся по своим каналам, не всегда совпада­ющим с потоками воды. Скорость перемещения потоков различна, она может изменяеться в течении одного года от миллиметров до метров. Но движение потоков не очень равномерное, оно может за­медляться на длительный срок, а потом пульсационно ускоряться.

Гидравлический фактор про­является прежде всего в виде гид­родинамического напора в пласте. Этот напор может способствовать и преодолению капиллярных сил в сужениях поровых каналов. Наряду с такими зонами создания напоров в водных системах, как участки инфильтрации вод с в областях питания выходящих на поверхность пластов, на глубинах могут возникать и другие зоны напоров, связанные, например, с теми уровнями, на кото­рых происходит дегидратация глинистых минералов и выделяют-


ся дополнительные объемы воды, или с очагами генерации угле­водородов, которые также пополняют общий объем флюидов. В соответствии с дефлюидизацией происходит перераспределение давлений и начинается движение. Нельзя не учитывать, что в процессе погружения и роста температур в горных породах про­исходят различные изменения. К их числу относятся механичес­кое сжатие и уплотнение пород (при этом с различной степенью в разных по составу толщах), процессы физико-химического и минерального преобразования. Возникающие в осадочных тол­щах аномально высокие пластовые давления (АВПД), иногда сильно превышающие гидростатические или даже приближаю­щиеся к геостатическим, являются мощным фактором создания неравновесия давлений и возникновения выжимающихся из глу­боких зон бассейнов так называемых элизионных потоков флюи­дов. Границы, на которых сталкиваются элизионные и инфи-льтрационные потоки, являются критическими рубежами. Здесь потоки могут серьезно изменить свою структуру и направление течения.



Наряду с гидродинамическим перетоком возникающее разли­чие в минерализации вод вызывает гидрохимический переток; неоднородность поля температур — геотермический переток, процессы перестройки тектонических структур и динамического напряжения — геодинамический перетоки. Все эти процессы в основном объединяются. В консолидированных породах осадоч­ных бассейнов при достижении некоторой критической нагрузки накопившихся выше пород начинаются процессы разрушения. Появляются микротрещины, в связи с чем порода как бы разбу­хает (явление дилатансии). На какое-то время порода может пе­рейти в псевдопластическое состояние. Давление в ней возраста­ет и может превысить не только гидростатическое, но и литоста-тическое. Этим объясняется возможность образования внедрений одних пород в другие — типа нептунических даек. Эффект раз­уплотнения пород проявляется с особой силой, если он совпадает со временем повышенной генерации углеводородов, что также способствует повышению давления в системе. При осуществле­нии таких кратковременных, но коренных преобразований в по­родах насыщающие их флюиды получают мощный импульс дви­жения, происходит активная миграция. После разрядки напряже­ния давление в системе постепенно выравнивается, породы пере­ходят в относительно консолидированное состояние. Перемеще­ние флюидов (в том числе нефти и газа), которое и обеспечивает выравнивание давлений, постепенно ослабевает.

Все перечисленные явления создают чрезвычайно сложную и изменчивую картину. В связи с периодичностью повторения этих процессов, чередования уплотненных и разуплотненных зон,


миграция в породах осадочных бассейнов носит пульсационный характер и протекает неравномерно в геологической истории, су­ществуют периоды усиления и ослабления миграции. Процессы раз­уплотнение могут также способствовать улучшению коллектор-ских свойств.

По направлению движения различают вертикальную и боко­вую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная мигра­ция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вер­тикальная миграция более явно проявляется в складчатых облас­тях в связи с большей нарушенностью структур. Платформенные условия хотя и более спокойные, но флюиды, в том числе и угле­водороды, по-видимому, также перемещаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертикали. Лате­ральная миграция может ограничиваться ближайшими структура­ми, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти и дальше, если ловушка не способна удержать нефть или газ или ловушка наполнена уже «до краев». При перемещении мощ­ного потока нефти и газа на более или менее значительное рас­стояние проявляется иногда так называемое дифференциальное улавливание при перемещении по цепи взаимосвязанных подня­тий по линии их воздымания. По первоначальной схеме В. Гас-соу и СП. Максимова, в самую близкую (и наиболее глубоко расположенную) к очагу генерации углеводородов ловушку пер­вым приходит газ и заполняет ее полностью до замка (рис. 5.8, I). Если даже нефть и газ приходят совместно, то дополнительные порции газа вытеснят нефть в более высоко расположенную ло­вушку. В ней формируется нефтяная залежь, потом по мере при­хода газа - нефтяная залежь с газовой шапкой, затем по мере увеличения газа — газовая залежь с нефтяной оторочкой, затем нефть переходит в структурно более высокие ловушки. Возникает как бы аномальное распределение — газовая залежь находится на более глубоких уровнях, а газонефтяные и чисто нефтяные выше. Затем в эту схему были внесены поправки с учетом пластового давления и давления насыщения нефти газом. При пластовом давлении выше давления насыщения на больших глубинах газ растворяется в нефти и могут возникать нефтяные залежи с вы­соким газонасыщением (рис. 5.8, II). По мере миграции углево­дородов в более приподнятые структуры и уменьшении пластово­го давления газ выделяется из нефти в свободную фазу. Далее все идет по схеме, описанной выше. Схема не учитывает все разно­образие природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, возникающая при определен­ных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине: погружение, изменение структурного плана, изменение


гидродинамического режима и др. Кроме того, подобное распре­деление может происходить только если углеводороды идут как бы одной струей, без боковых подтоков и других нарушающих факторов.

Восходящие флюидодинамические потоки, по мнению Б.А. Со­колова и др., являются одним из важных факторов миграции, они даже могут способствовать созданию локальных поднятий и дру­гих форм, которые могут служить ловушками для углеводородов. Некоторые исследователи (А.Н. Дмитриевский и др.) предполага­ют, что в земной коре существуют восходящие каналы повышен­ной проницаемости, по которым идут потоки флюиды. Субверти­кальные аномалии на сейсмических разрезах иногда связывают с существованием таких каналов, идущих с глубин в несколько ки­лометров. Свидетельством постоянного подтока нефти с глубины является то, что на некоторых месторождениях происходит по­полнение нефти в залежах за счет подтоков из глубоких недр. По-видимому, так обстоит дело в Ромашкинском месторождении в Татарстане, где в некоторых участках, связанных, по мнению Р. Муслимова с соавторами, с разломами на глубине, скважины долгое время характеризуются устойчивыми дебитами. Некоторое изменение состава нефтей в девонских залежах за счет подтока с глубины также могут служить косвенным свидетельством подтока нефтей.

По масштабам движения (расстояния) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношением в пространстве очагов генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами (локаль-


ными складками, тектоническими разрывами, литологическим выклиниванием пласта и т.д.). Вопрос о дальности боковой миг­рации не решен. Допускают, на примере Азово-Кубанского и других бассейнов, что она может составлять десятки ки­лометров. В большинстве случаев обычно она определяется по расстоянию от наиболее прогнутой части бассейна, т.е. оча­гов максимальной генерации, до ближайших структур-ловушек на бортах бассейна. По отношению к протяженным зонам нефте-газонакопления И.В. Высоцкий различал фронтальную (попе­рек основной протяженности структур-ловушек) и продольную (вдоль основного простирания структур) миграцию. Продольная миграция происходит при совпадении направления основной вы-тянутости линейных зон нефтегазонакопления и миграционного потока.

Усиление миграции приводит к переформированию залежи и возникновению новой в благоприятных условиях. Свидетельст­вом существования былых залежей являются следы бывших водо-нефтяных контактов, которые запечатлены в породе в виде оста­точной окисленной нефти, выделений сульфидов и других воз­никших на бывшем контакте минералов. Анализ палеоконтактов дает много материала для раскрытия истории формирования за­лежей нефти и газа. О значительных масштабах миграции нефти за длительный срок свидетельствуют крупные скопления биту­мов в виде нефтяных песков, закированньгх пластов, асфальтовых «озер» и др. Крупнейшие скопления (миллиарды тонн) загустев­ших нефтей в толщах пород известны в меловых песках Кана­ды (месторождение Атабаска), в Венесуэле — пояс Ориноко и в других местах. Вероятно, чтобы такие гигантские количест­ва ныне окисленной нефти образовались, нужен был ее подток в результате латеральной миграции из более погруженных частей бассейнов.

Вопрос о скоростях миграции не очень ясен. В реальных гео­логических условиях, по-видимому, скорости существенно изме­няются в зависимости от тектонических, литологических, гидро­геологических и других условий. Известна высокая скорость пе­ремещения флюидов при формировании диапировых структур. Для скорости миграции нефти большое значение имеют уклон и перепад давления. В лаборатории скорость вертикальной мигра­ции нефти в водонасыщенном песке была определена в пределах от 100 до 4300 м в год. По расчетам С.Г. Неручева, в зависимости от наклона и проницаемости скорости в платформенных областях составили от 0,34 до 490 км в 1 млн лет при наклонах в первые градусы, а в складчатых областях при наклонах более 10° - от 0,7 до 2750 км в 1 млн лет. Общая формула скорости миграции имеет следующий вид:


где VM — скорость миграции, Кпр — проницаемость природно­го резервуара, Кф.пр — фазовая проницаемость природного резер­вуара, ρв и ρн — соответственно плотность воды и нефти, m — пористость, η — вязкость, α — угол падения пласта.

В данной формуле С.Г. Неручева обращает на себя внимание тот факт, что скорость миграции прямо пропорциональна прони­цаемости природного резервуара и обратно пропорциональна его пористости. Несмотря на то что эти две величины имеют между собой прямую зависимость, большая пористость тормозит миг­рацию, увеличивает миграционные потери.

В процессе перемещения нефть безусловно испытывает изме­нения и миграционные потери. Часть ее адсорбируется, рассеива­ется по дороге, идет на преобразование (восстановление) ми­нерального вещества. Для газа наибольшие потери происходят вследствие растворения в пластовых водах и выхода затем на по­верхность в виде источников. В некоторых складчатых сооруже­ниях расход газа, замеренный в поверхностных источниках, со­ставляет на ограниченной площади в несколько квадратных ки­лометров (например, в районе Баку, в грязевых сопках на Таман­ском полуострове и в других зонах повышенной тектонической активности) сотни и тысячи кубометров в сутки.

Обычно миграционные процессы рассматривают по форме, направлению и масштабам движения. В данном разделе авторы старались разобрать все варианты истории нефти и газа. На осно-

ве современных представлений предлагается принципиальная классификация миграционных процессов (табл. 5.1).

Из всего вышеизложенного ясно, что миграция всех подвиж­ных веществ в породах, в том числе углеводородов, носит очень сложный характер и многолика по форме. В условиях реальных осадочных толщ, где часто встречаются литолого-фациальные пе­реходы, формы и интенсивность миграции постоянно изменя­ются. Главным фактором, определяющим миграцию, является ре­гиональный флюидодинамический режим, который складывается под влиянием как внешних сил, так и внутренних преобразова­ний в самих породах. Миграция в недрах осадочных бассейнов носит пульсационный характер, существуют периоды усиления и ослабления или даже временного приостановления миграции (кроме диффузии), которые и являются благоприятными момен­тами для формирования скоплений нефти и газа.








Date: 2015-04-23; view: 360; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.009 sec.) - Пожаловаться на публикацию