Шпоры по геологии нефти и газа (3). 1. Метановые Углеводороды
 Скачать 1.29 Mb.
|
|
3.Растворимость жидких и газообразных УВ в подземных водах. Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1—5 м3/м3 реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается газоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой минерализацией. Видно, что с ростом давления раствори мость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной. Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются поровые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодаря высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления по сравнению с оттоком поровых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой - к микрораз рывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор. Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ. С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода «УВ наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин. Миграция нефти в жидкодисперсном состоянии. Проблема миграции нефти в жидкодисперсном состоянии давно привлекала внимание исследователей. Растворимость УВ возрастает с увеличением концентрации солей органических кислот. 4.Переформирования и разрушения залежей нефти и газа и факторы их обуславливающие. Некоторые факторы, вначале обусловливающие формирование залежей нефти и газа, со временем начинают играть отрицательную роль, приводя к их разрушению. Тектонические движение, способствующие миграции и аккумуляции УВ, при усилении могут в дальнейшем привести к эрозии нефтегазосодержащих комплексов, а следовательно, к частичному или полному разрушению залежей нефти и газа. Наиболее часто разрушению залежей способствует раскрытие ловушек, эрозионные, геохимические (биохимические) и гидродинамические (гидрогеологические) процессы, дегазация нефтей, а также глубокий метаморфизм пород-коллекторов и содержащих в них нефтей на больших глубинах. Вследствие дифференцированных подвижек блоков фундамента на отдельных этапах развития некоторые локальные структуры раскрывались. Залежи нефти и газа в таких структурных ловушках древнего заложения в результате изменения прежнего структурного плана подверглись частичному или полному разрушению или переформированию. При раскрытии ловушек нефть и газа перемещаются по региональному восстанию слоёв, и если они не встретят на своём пути новые герметичные структурные или другие формы, способные играть роль ловушек, то будут выходить на поверхность образуя в результате разрушения нефти скопление асфальта. Такую же роль играют разрывные нарушения и эрозионные процессы, обуславливающие выходы пород, содержащих нефть и газ, на дневную поверхность. В ряде случаев причиной разрушения залежей ялвляется гидродинамическая активность подземных вод, вымывающих УВ из малопродуктивных и слабовыраженных ловушек. По данным А.А. Карцева условием для сохранения залежей от механического разрушения водой является неравенство Q<а, где Q- угол наклона водонефтяного или газонефтяного контакта, а – угол падения пласта на крыле ловушки. Существенно значение имеет также разрушение газовых, в некоторых случаях нефтяных залежей, вследствие растворение УВ в подземных водах. 5.Методы определения времени формирования залежей. Для определения времени аккумуляции УВ в ловушках применяются различные методы, среди которых заслуживают внимания следующие: а)палеотектонический анализ, позволяющий определить время возникновения ловушки, к которой приурочены залежи нефти и газа; б)гелий-аргоновый метод определения возраста газов и их ассоциаций; б) определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом; в) определение объёма газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия; г)изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; д) определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора; е) использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах; а также диффузивно-хроматографический способ определения возраста залежей нефти и газа. Наиболее надёжен метод палеотектонического анализа, позволяющий определить нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. Гелий-аргоновый метод весьма приближённого определения возраста газов и газовых ассоциаций основан на определении отношения гелия, образующийся в результате радиоактивных процессов, к аргону в основном воздушного генезиса. Метод «замороженного» давления насыщения нефти газом предполагал, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворённых в ней газов. Зная давления насыщения нефти газом в настоящее время, можно также приближённо определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время её формирования. 6. Механизм формирования залежей нефти и газа. Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений. Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими, будет происходить их аккумуляция, и в результате образуется залежь. Если же нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация нефти и газа (смотри вопрос дифференц. Улавливание УВ). Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины. В зависимости от того, образовались ли скопления нефти и газа в пределах нефтегазоматеринских свит или за пределеми последних, выделяются первичные и вторичные залежи. Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформационной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит главным образом в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса. Также важное значение имеет струйная миграция при формирования залежей. Капли нефти и пузырьки газов, при наличии свободной фазы, могут образовать струи, которые в силу плавучести будут стремится к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и газа. Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости. Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционныхзалежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки. 7. Понятия о фациях и формациях. Понятие фации и формации характеризуют накопление тех или иных комплексов. Характеристики осадочного чехла: 1)палеотектонический режим 2)палеогеографические условия Понятие «фации» появилось приблизительно в 1839 – 1840 годах. Гресли впервые выдвинул термин под которым он имел ввиду комплекс отложений, которые формировались в определенных вертикальных и горизонтальных последовательностях. Под фациями понимается единство генетического типа пород и обстановки их накопления. Проще говоря, это литогенетические типы пород, которые зависели от палеогеографических условий и их отложений (субаквальные или субаэральные фации, лагунные или озерные, удаленность от береговой линии и динамика водной среды, наличие продуктов жизнедеятельности, обстановка захоронения – окислительная или восстановительная). Фации – это комплекс отложений, характеризующийся общностью физико-географических условий и их образования. Следовательно, фациальный анализ позволяет выявить обстановку осадконакопления, именно эта обстановка осадконакопления предопределяет процессы диагенеза, с точки зрения накопления и образования органического вещества, что предопределяет образование или не образование нефти и газа. Иными словами, фациальный анализ в комплексе с изучением истории геологического развития территории дает основу для научно обоснованного прогноза перспектив нефтегазоносности, в том числе позволяет рассчитать уровень генерации углеводородов и дать оценку прогнозу углеводородных ресурсов. Формации (появились в 1780 годах).белоусов говорил, что к формациям следует относить комплекс фаций, соответствующие определенным стадиям тектонического развития. Для характеристики формации определяющим является тектонический режим и смена формаций в разрезе является следствием изменения тектонического режима в соответствующие периоды геологической истории. Название формации даются по преобладающему типу пород (например, песчано-глинистая угленосная формация, терригенно-красноцветная континентальная формация и т.д). Бакиров дал такое название нефтегазоносной формации. К нефтегазоносной формации следует относить ассоциацию горных пород, связанных между собой во времени и пространстве палеотектоническими, палеогеографическими условиями образования. Благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления . В составе формаций могут быть фации разного вида. Нефтегазоносные формации в платформенных, геосинклинальных провинций и провинций переходного типа: песчано-глинистые и карбонатные(для древних платформ), песчано-глинистые угленосные, песчано-глинистые глауконитовые, реже карбонатные и карбонатно-терригенные (для молодых платформ), угленосные, карбонатные, терригенно-карбонатные (для геосинклинальных и переходных областей). 8.Представления о струйной миграции нефти и газа. Струйное миграция- это миграция УВ в свободном состоянии. Оно происходи при условии в природе, когда генераторы УВ имеют значительно большую мощность по сравнению с заключёнными в них проницаемыми породами-резервуарами. Если происходит интенсивная генерация нефти и газа в этих отложениях, то избыток УВ, образующиейся после полного насыщения воды, может привести к возникновению струи нефти или газа, которая будет перемещаться уже в свободном состоянии к зонам нефтегазонакопления. Однако подобные случаи встречаются редко и струйная миграция УВ чаще происходит при переформировании скоплений нефти и газа. Капли нефти и пузырьки газов, при наличии свободной фазы, могут образовать струи, которые в силу плавучести будут стремится к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и газа 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:
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
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:
14. Залежь нефти и газа и ее элементы В залежи выделяется (рис. 1.27).
|