Первичная миграция нефти и газа




ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Первичная миграция нефти и газа



 

Первичная миграция УВ представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного ОВ и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов – субвертикальное, в область меньших пластовых давлений. Микронефть - это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных УВ и 10-30 % смол и асфальтенов. Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ.

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 сапропелевого 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 минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ.

Процесс эмиграции в изучался многими исследователями, как в нашей стране (С.Н. Белецкая, Т.П. Жузе, С.Л. Закс, В.А. Кудряков, В.Д. Ламтадзе, С.Г. Неручев, В.Ф. Симоненко и др.), так и за рубежом (Д. Берер, Д. Вельте, К. Магара, М. Пауэрс, Р. Пеле, Б. Тиссо, Г. Чилингар и др.), но из-за своей сложности он до сих пор плохо изучен.

Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако 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 минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. 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. Например, 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. С.Г. Неручев и др. (1987), А. Перродон (1991) и другие исследователи считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, 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. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.

В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех 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 в зависимости от изменения

Однако 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 выделены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Затем рядом исследователей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ эмигрирующих в разных формах. Тем не менее, многие вопросы первичной миграции остаются открытыми.

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 выделением 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 (Высоцкий И.В., Корчагина Ю.И., Высоцкий В.И.; 1991). При этом 2,25 м3 глины с пористостью 60 % в результате уплотнения превращаются в 1 м3 с пористость 10 % и теряют 1,34 м3 воды, входящей в первоначальный объём.

Генерация жидких УВ на уровне протокатагенеза составляет несколько сотен граммов на 1 м3 породы. При этом их растворимость в поровой воде низкая, всего 40 см33, поэтому большая часть образующихся УВ сорбируется ОВ и минеральной 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. Однако Ю.И. Корчагина и О.П. Четверикова (1983) считают, что он 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 минеральной 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 минералов и химического разложения (катагенеза) РОВ. Выход органогенной воды из ОВ сапропелевого 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 минералов группы монтмориллонита (цеолитная вода). Минералы этой группы могут поглощать воду межпакетным пространством, вплоть до разрыва связей меду пакетами. При этом они имеют большую площадь активной поверхности – 800 м2/г. При десорбировании воды монтмориллонитовые глины в процессе гидрослюдизации превращаются в иллитовые глины, активная поверхность которых становиться почти на порядок ниже. Однако подавляющая часть монтмориллонитов образуется в корах выветривания, поэтому в нефтепроизводящих породах они присутствуют не всегда.

Таким образом, в ГЗН происходит резкое снижение выделения объёмов свободной воды. По сравнению с предыдущей стадией здесь выделяется всего 4,3 % воды. Однако 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). Кроме того, 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 объеме значительно больше, чем вмещающие их породы. Все это в условиях затрудненного оттока флюидов ведет к образованию АВПоД, которое 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 соседних 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 люминесцентного микроскопа (С.Г. Неручев, 1987; А. Перродон 1991). Таким образом, 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. (198), а применительно к эмиграции газа - К. Бека и И.В. Высоцким (1976). Возможность струйного характера эмиграции нефти за счёт увеличения поровых давлений и разности их потенциалов в ГЗН в результате увеличения объёма флюидов признаёт большинство исследователей (И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина и В.И. Высоцкий (1991); Н.А. Еременко (1985); Н.А. Еременко и Г.В. Чилингар (1996); П.А. Дикки (1975); Дю Руше (1978; 1981); Магара (1978; 1980); Мак-Олифф (1979); А. Перродон (1991); Роберт (1979); Б. Тиссо и Д. Вельте (1978) и другие геологи). При этом многие авторы подчёркивают роль увеличения фазовой проницаемости нефти относительно воды в процессе уплотнения глин, особенно на завершающейся фазе нефтеобразования, когда основная часть воды вытеснена в коллектор, а также роль тектонической напряжённости пород.

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. Таким образом, 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 м3 на 1 м3 породы. Основная его часть, составляющая 75,7 % от объема 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 % (И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, В.И. Высоцкий; 1991).

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 выделение дегидратационной воды. Для ГЗГ характерна высокая температура, от 160-170 до 250-260 ºС и интенсивная генерация метана, более 4 м33, при снижении темпа образования жидких УВ, вплоть до полного прекращения их генерации. Таким образом, метан становится здесь основным компонентом в составе образующихся летучих веществ. В этих условиях микронефть обладает высокой растворимостью в газе, более 500 см33.

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 люминесцентным микроскопом (К. Бека, И. Высоцкий; 1976).

Основной движущей силой эмиграции газа является АВПоД, которое образуется за счёт непрерывной генерации газа. Расчеты В.А. Соколова (1965), показали, что при превращении 20 кг ОВ, заключенного в 1 м3 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 И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной, В.И. Высоцкого (1991) в ГЗГ в свободном состоянии находится 88 % газа от объёма его генерации, а все 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.

 

 

Вторичная миграция.





Последнее изменение этой страницы: 2016-04-26; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.236.156.34 (0.007 с.)