Виды и формы миграции углеводородов (стадийность, фазовое состояние УВ и характер миграции).

Миграция углеводоров - это их перемещение под землей.

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.

 

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.

Вторичная миграция — передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора (латеральная, пластовая миграция) и из одного пласта в другой через толщу пород (вертикальная, межпластовая миграция).

Нефть и газ при миграции перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими образуется залежь.

Наиболее важными причинами миграции — это уплотнение пород, гидродинамический, гравитационный.

Латеральная миграция — это (боковая миграция) ведущая миграция при формировании промышленных скоплений нефти.

ФАКТОРЫ МИГРАЦИИ

Гравитационный фактор. Под гравитационным фактором миграции нефти и газа понимают действие силы тяжести. Если в результате тех или иных перемещений нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды, то нефть в силу своего веса будет стремиться занять в этом пласте его пониженные участки, а газ — повышенные.

Гидравлический фактор. Вода в земной коре может находиться в движении. В пластах горных пород наблюдается струйное движение воды, подчиняющееся закону Дарси. В своем движении. вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и таким образом перемещает их.

Капиллярные и молекулярные явления. Механизм перемещения нефти и газа под действием капиллярных сил

Энергия газа. Энергия газа как движущая сила для нефти в пласте довольно хорошо изучена путем наблюдений за разрабатываемыми скоплениями нефти и газа.

Поглощения промывочной жидкости. Причины их возникновения и способы борьбы с ними.

Поглощение промывочной жидкости – один из основных видов осложнений в нефтегазовой промышленности и связано со вскрытием слабых или проницаемых пластов в процессе углубления скважины, и представляет собой движение жидкости из ствола скважины в пласт под действием избыточного давления.

Факторы, влияющие на возникновение поглощения:

группа 1 - геологические факторы:
– тип породы, глубина залегания и мощность пласта;
– характеристика пластового флюида;
– значение пластового давления;
– недостаточность сопротивления пласта гидроразрыву.

группа 2 - технологические факторы:
– способ бурения;
– подача промывочной жидкости;
– качество подаваемой в скважину промывочной жидкости;
– скорость проведения СПО и т. д.

Наибольшие трудности в процессе проводки скважины вызывают полные потери циркуляции промывочной жидкости в пластах, имеющих большие трещины, пустоты и каверны.

Основными признаками поглощения являются:

Уменьшение объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях при бурении.

Расход вытекающего на устье бурового раствора меньше закачиваемого в

Скважину.

Увеличение скорости бурения (обусловлено снижением Р г.ст в скважине при

падении уровня раствора).

Провалы инструмента при бурении (обусловлено закарстованностью пород,

Наличием трещин и пещер).

Снижение уровня бурового раствора в скважине в «покое».

Снижение давления в скважине за счёт снижения гидравлических сопротив-

Лений в затрубье.

Причины возникновения поглощений:

Поглощение промывочной жидкости обусловлено такими факторами, как пористость и проницаемость горной породы, прочность коллектора, пластовое давление, объем и качество закачиваемого раствора. Избыточное давление (Р«изб»), это превышение гидростатического или гидродинамического давления (Р«гидр») над пластовым (Р«пласт»).

Р«изб» = Р«гидр» – Р«пласт»

Один пласт может быть как поглощающим, так и проявляющим. При превышении гидростатического давления столба жидкости над пластовым, промывочная жидкость в скважине будет проникать в трещины, поры и каналы горных пород. Снижение гидростатического давления относительно пластового будет приводить к возврату жидкости в скважину из пласта, т.е. вызывать газонефтеводопрояление.

Поглощение промывочной жидкости может быть обусловлено механическим воздействием, таким как вибрация или удары инструмента о стенки скважины, либо большим избыточным давлением. В этом случае, может открыться поглощение в ранее не проявившие себя, либо ранее изолированные горизонты. Разрушение участка породы, зависит от цикличности и значения воздействующих на него нагрузок, и может произойти в различные моменты: в процессе бурения; при СПО; при прекращении, либо восстановлении циркуляции; при спуске или тампонировании колонны и т.д. Еще одним технико-технологическим фактором, который способствует возникновению поглощения промывочной жидкости, является рост давления в затрубном пространстве, во время промывки скважины.

Поглощение промывочной жидкости может начаться при условии обладания вскрытым пластом высокой гидропроводности. В случае, если прочность горной породы недостаточная, происходит гидроразрыв пласта.

 

Методы борьбы с поглощениями

(по Б.Б. Кудряшову и А.М. Яковлеву)

 

1 группа - умеренное поглощение (Удельные потери раствора меньше 0,1 м³/ч и процент потерь от подачи насоса меньше 5%)

Способ борьбы: замена воды глинистым раствором, закачивание воды(раствора) в скважину до восстановления циркуляции.

2 группа - частичное поглощение (Удельные потери раствора 0,1-0,2 м³/ч и процент потерь от подачи насоса 5-30%)

Способ борьбы: Регулирование свойств раствора (снижение плотности,повышение динамической вязкости, увеличение водоотдачи); ограничение скорости спуска бурового ин-струмента, плавное восстановление циркуляции послеостановки промывки; ограничение предельного СНС;применение растворов с недиспергированной твёрдойфазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов,применение сжатого воздуха, пен

3 группа - частичное поглощение (Удельные потери раствора 0,2-0,3 м³/ч и процент потерь от подачи насоса 30-60%)

Способ борьбы: применение растворов с повышенными структурнымисвойствами, высокой водоотдачей, недиспергирован-ной твёрдой фазой, аэрированных с наполнителями;задавливание СБС; применение сжатого воздуха, пен,эжекторных и эрлифтных снарядов.

4 группа - частичное поглощение (Удельные потери раствора 0,1-0,2 м³/ч и процент потерь от подачи насоса 60-100%)

Способ борьбы: применение растворов с наполнителями, закачиваниегипсовых и цементно-гипсовых растворов, использо-вание различных паст, БСС, затирка БСС в стенкискважины

5 группа - частичное поглощение (Удельные потери раствора 0,1-0,2 м³/ч и процент потерь от подачи насоса больше 100%)

Способ борьбы: задавливание различных паст, БСС с наполнителями ибез них; тампонирование, задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов, доставляемых взону поглощения в разрушаемых капсулах; смолиза-ция; битумизация, торпедирование; замораживание;намывание песка; установка в скважине специальныхэластичных оболочек (сетчатых или тканевых) с последующим цементированием; установка труб «впотай», обход осложнённой зоны новым стволомскважины; бурение скважины без выхода промывоч-ной жидкости на поверхность и др.