Курсовая. Геологии и геофизики нефти и газа

• Название: Геологии и геофизики нефти и газа
• Анкор: Курсовая
• Дата: 09.04.2022
• Размер: 5.57 Mb.
• Имя файла: Kursovoy_proekt_Panfilova_Darya_GR-16-02.docx
• Тип: Документы; #455996
• страница: 11 из 12

4.3. Анализ процессов миграции и аккумуляции углеводородов

Миграция углеводородов представляет собой процесс перемещения углеводородов в жидком и газообразном состоянии в пределах земной коры. Миграционные процессы обусловлены перепадом (градиентом) давлений – перемещение флюидов происходит из областей больших давлений в области меньших давлений. Различают вертикальную (первичную) и латеральную (вторичную) миграции. Вертикальная миграция, как правило, происходит при миграции углеводородов из нефтегазоматеринской толщи в выше- или нижележащие породы-коллекторы. Горизонтальная или латеральная миграция происходит в породах-коллекторах, как правило, в направлении восстания пласта (так как приподнятые участки – области меньших давлений). Скорость миграции зависит от вязкости, подвижности самих углеводородов, термобарических условий, а также от свойств горных пород, в которых происходит перемещение флюидов (пористость, проницаемость и др.).

Аккумуляция углеводородов – конечный результат миграционных процессов – как только углеводороды «находят» благоприятное место для скопления, миграция прекращается, и углеводороды аккумулируются в ловушке.

При постановке модели на просчет был выбран метод Hybrid, который сочетает в себе несколько методов (Darcy Flow, Flow path, Invasion Percolation).

1. 
   Франско-турнейский НГК
   

В кунгурском веке (281 млн. лет назад) началась вертикальная (первчиная) миграция из нефтегазоматеринских толщ доманиковского возраста в восточной части разреза в вышележащие коллекторы франско-турнейского возраста. Мигрирующие флюиды представлены жидкими углеводородами.

К концу кунгурского века ранней эпохи пермского периода (275 млн. лет назад) вертикальная миграция из доманиковских НГМТ происходила как в вышележащие коллекторы франско-турнейского возраста (но гораздо интенсивнее), так и в нижележащие коллекторы нижнего и среднего девона. Вертикальная миграция из доманиковской НГМТ происходила как в восточной части разреза, так и в центральной. Также началась миграция в латеральном направлении в вышеупомянутых коллекторах. Углеводороды, мигрирующие в франско-фаменском коллекторе в горизонтальном направлении вдоль вышележащего нижнекаменноугольного флюидоупора, достигли центральной части разреза. Мигрирующие флюиды по-прежнему представлены жидкими углеводородами.

К концу уфимского века ранней эпохи пермского периода (271 млн. лет назад) продолжалась вертикальная миграция из доманиковских НГМТ в вышележащие коллекторы франско-турнейского возраста и в нижележащие нижнего и среднего девона в восточной и центральной частях разреза. Углеводороды, мигрирующие в франско-фаменском коллекторе в горизонтальном направлении вдоль вышележащего нижнекаменноугольного флюидоупора, достигли западной части разреза. Мигрирующие флюиды по-прежнему представлены жидкими углеводородами.

2. 
   Нижнепермский НГК
   

К концу средней эпохи пермского периода началась вертикальная (первичная) миграция из нефтегазоматеринских толщ ассельско-сакмарского возраста в вышележащие коллекторы артинского возраста и в нижележащие коллекторы среднего и верхнего карбона. Мигрирующие флюиды представлены жидкими углеводородами.

В настоящее время идет вертикальная миграция из нефтегазоматеринских толщ доманиковского и ассель-сакмарского возрастов, причем из первой НГМТ на всем ее протяжении, а из второй НГМТ только в восточной части разреза. Продолжается латеральная миграция УВ в девонских коллекторах, и началась латеральная миграция в артинских породах-коллекторах. Мигрирующие флюиды представлены жидкими углеводородами.

На рисунке 12 представлена модель развития процессов миграции и аккумуляции.

К концу вендского периода (535 млн. лет назад)	К концу средней эпохи девонского периода (382 млн. лет назад)
К концу доманиковского времени позднего девона (371,5 млн. лет назад)	К концу девонского периода (347 млн. лет назад)
К концу радаевского времени раннего карбона (344 млн. лет назад)	К концу ранней эпохи каменноугольного периода (323 млн. лет назад)
К концу московского века средней эпохи каменноугольного периода (306, 8 млн. лет назад)	К концу каменноугольного периода (299 млн. лет назад)
К концу сакмарского века ранней эпохи пермского периода (290, 2 млн. лет назад)	К концу артинского века ранней эпохи пермского периода (287 млн. лет назад)
К концу кунгурского века ранней эпохи пермского периода (275 млн. лет назад)	К концу уфимского века ранней эпохи пермского периода (271 млн. лет назад)
К настоящему времени	Условные обозначения

Рисунок 12. Модель развития процессов миграции и аккумуляции

К настоящему времени были сформированы 9 расчётных аккумуляций – все они приурочены к верхнедевонско-нижнекаменноугольному коллектору в составе франско-турнейского НГК.

Расчетная аккумуляция № 1 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=50 м; длина l=3900 м;
  
• 
  Объем УВ V=22 734 500 м³; масса M=19,72 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 2 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=40м; длина l=1550 м;
  
• 
  Объем УВ V=4 914 150 м³; масса M=4,26 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 3 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=50м; длина l=1351 м;
  
• 
  Объем УВ V=4 346 582 м³; масса M=3,77 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 4 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=101 м; длина l=1546 м;
  
• 
  Объем УВ V=15 008 м³; масса M=13 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 5 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=42 м; длина l=1200 м;
  
• 
  Объем УВ V=4 770 м³; масса M=4,13 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 6 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=26 м; длина l=1566 м;
  
• 
  Объем УВ V=1 542 130 м³; масса M=1,34 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 7 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=37 м; длина l=1292 м;
  
• 
  Объем УВ V=1 820 350 м³; масса M=1,58 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефть.
  

Расчетная аккумуляция № 8 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=10 м; длина l=1268 м;
  
• 
  Объем УВ V=1 074 м³; масса M=0,93 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Расчетная аккумуляция № 9 характеризуется следующими параметрами:

• 
  Продуктивный пласт – франско-турнейские отложения;
  
• 
  Ловушка структурного класса, сводовая;
  
• 
  Размер: высота h=21 м; длина l=430 м;
  
• 
  Объем УВ V=742 448 м³; масса M=0,64 млн. тонн;
  
• 
  Аккумуляция является однофазной и на 100% представлена нефтью.
  

Модели расчетных аккумуляций углеводородов представлены на рисунках 13 и 14.





1 2 3 4 5

Рисунок 13. Модель расчетных аккумуляций углеводородов (№1-5)





6 7 8 9

Рисунок 14. Модель расчетных аккумуляций углеводородов (№6-9)

Таблица 2. Показатели процессов образования, миграции и аккумуляции УВ



На основании данной таблицы можно сделать вывод, что остаточный нефтегазогенерационный потенциал обеих нефтегазоматеринских толщ изучаемого разреза составляет около 134 ед. усл. топлива. Генерационный баланс или количество сгенерированных углеводородов для НГМТ доманиковского возраста составляет 55,15 ед. усл. топлива, что составляет 40% от остаточного нефтегазогенерационного потенциала (средняя степень выработанности ОВ). Это значит, что кероген органического вещества НГМТ доманиковского возраста еще может генерировать УВ. Генерационный баланс углеводородов для НГМТ ассель-сакмарского возраста составляет всего лишь 7,08 ед. усл. топлива, что составляет 5% от остаточного нефтегазогенерационного потенциала (средняя степень выработанности ОВ). Это значит, что нефтегазоматеринские толщи ассель-сакамарского возраста на сегодняшний день практически не реализовали свой нефтегазогенерационный потенциал, так как они не попали в необходимые для этого термобарические условия.

Также можно проследить, что из сгенерированных доманиковской НГМТ УВ в объеме 55,15 ед. усл. топлива, 51,54 ед. усл. топлива мигрировало из НГМТ и было аккумулировано в ловушках франско-турнейских коллекторов, а остальные 3,6 ед. усл. топлива так и остались в самой нефтегазоматеринской толще.

Ассель-сакмарская НГМТ сгенерировала всего лишь 7,08 ед. усл. топлива, 5,75 из которых мигрировала из НГМТ и была аккумулирована в нижнепермских ловушках, а остальная часть – 1,33 ед. усл. топлива – так и осталась в нефтегазоматеринской толще.