Отчёт по практике Мамонтов С.Н.(1 курс). Миграция нефти и газа в горных породах

• Название: Миграция нефти и газа в горных породах
• Дата: 22.01.2023
• Размер: 84.48 Kb.
• Имя файла: Отчёт по практике Мамонтов С.Н.(1 курс).docx
• Тип: Отчет; #899380
• страница: 5 из 5

Эмиграция углеводородов в свободном состоянии

Возможность эмиграции жидких УВ в свободном состоянии определяется соотношением объёма генерации УВ с их количеством, способным раствориться в воде или газе. В условиях генерации УВ происходит растрескивание материнской породы под действием выхода паров легких УВ и воды. Выяснено, что при температуре 300℃ (в недрах это соответствует условиям диагенеза) происходит образование трещин, связанных с выходом паров легких УВ и воды. При температуре 400℃ (конец ПК - начало МК) появляются крупные линзообразные трещины, образованные в местах наибольшей концентрации вновь образованных флюидов, на этом этапе происходит максимум генерации УВ. При температуре 470℃ (начало АК) новые крупные трещины не образуются, отмечаются мелкие трещины поперек напластования, соединяющие ранее образованные более крупные пустоты, начинается процесс миграции. А при температуре 510℃ уже изменений в структуре порового пространства не фиксируется. В процессе миграции разница давлений выравнивается, поры схлопываются и снова начинается процесс аккумуляции.

Если взять мощность материнской породы 20 метров, то площадная продуктивность материнской толщи будет 700 кг на 1м². Площадная продуктивность рассчитывается по формуле

П_пл = 6,4C_овК_в

Измеряемая величина площадной продуктивности кг/м2. Площадная продуктивность позволяет подсчитать общий объём сгенерированных УВ и сравнить его с количеством УВ, растворившихся в воде или сжатом газе. Так, количество жидких УВ, которые способны раствориться в воде, измеряется лишь граммами на кубометр породы и иногда достигает нескольких десятков граммов при температуре 150С. В процессе эмиграции растворением УВ в воде можно пренебречь.

Генерирующийся в материнской толще газ растворяется в жидких УВ, а его избыток способен растворить легкие УВ при определенных термобарических условиях. Количество газа, растворившегося в жидких УВ характеризуется величиной газового фактора:

Q_г = C_ув G * 10^-6

С_ув - количество жидких УВ,

G - газовый фактор.

Растворённый в жидких УВ газ составляет лишь небольшую часть от объёма образующегося газа. Возможность растворения и переноса жидких УВ в газе происходит при контакте двух фаз: жидких и газовых находящихся в свободном состоянии. Такая возможность появляется на глубинах 3-4 км, то есть ниже зоны генерации жидких УВ, где образуются лёгкие УВ и газ. В таких условиях жидких УВ в газе достигает 100г/м3, а при меньших давлениях и температуре показатель уменьшается. Если принять площадную продуктивность жидких УВ равной 6.5 кг/м², что является минимальным показателем для расчета значений, то количество газа, необходимое для растворения полученной нефти, составляет 86м³. Это можно наблюдать на глубинах свыше 3 км. Выше по разрезу предполагается раздельное существование газа и жидких газонасыщенных УВ в порах материнской породы. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

Возможность первичной миграции в виде самостоятельной жидкой непрерывной фазы рассматривалась многими исследователями (А.Н. Снарский, Б. Тиссо, и др.). Известно, что нефть плохо смачивает большинство минералов, и лишь поверхности частиц, имеющих битуминозное покрытие, родственное нефти, образуют пути, благоприятные для её движения. Движение потоков углеводородов может облегчаться наличием прожилок и трещин, заполненных керогеном. В богатых нефтематеринских породах типа баженовской свиты или формации Монтерей с содержанием ОВ 10-20% и выше эти керогеновые включения образуют непрерывную сеть. При высоких содержаниях сапропелевого ОВ, богатого липидными компонентами, в НМ толщах (более 5%) стенки поровых каналов оказываются смоченными не водой, а нефтью (микронефтью) (Баженова, Бурлин, 2000) Поверхностное натяжение, обычно возникающее на границе двух сред - воды и нефти, исчезает, и новообразованным УВ легко подниматься вверх. Эта гидрофобная система рассматривается как путь перемещения углеводородов. При этом углеводороды будут подниматься от участков большей их концентрации в сторону меньшей концентрации.

Существуют «слабые места» концепции первичной миграции УВ в свободном состоянии. Во-первых, жидкие УВ в стандартных условиях обладают более низкой, чем вода относительной проницаемостью, т.е. при выжимании из НГМП в первую очередь ее должна покинуть именно вода. Микронефти в этом случае может просто не хватить давления. Однако, при высоких температурах (более 100℃) вязкость воды уменьшается (в 2,5 раза). Также она снижается при насыщении воды газом, как это повсеместно отмечается в условиях ГЗН (в одном м³ нефти может быть растворено несколько десятков и даже сотен м³ газа). Соответственно в этих условиях вязкость нефти может сравняться с вязкостью воды или даже стать меньше, и тогда при выжимании из НГМП первой может уйти именно нефть.

Во-вторых, капельки микронефти имеют размеры, значительно превышающие диаметры межпоровых каналов в глинах. Для того, чтобы пройти через эти каналы капля должна изменить свою форму, что потребует немалых энергетических затрат на преодоление сил поверхностного натяжения.

Таким образом, можно сделать выводы, что в истории существования материнской толщи происходит смена механизмов эмиграции жидких УВ. Изначально вынос УВ осуществляется в водорастворенном состоянии, позднее на уровне зоны генерации жидких УВ - в свободном состоянии, и в конце на самой поздней стадии с уменьшающейся ролью эмиграции в свободном состоянии - вынос происходит в газорастворенном состоянии. Границы и объемы стадий контролируются содержание ОВ в материнской свите, определяя ее продуктивность и геотермический градиент.

Наличие в материнских толщах значительного количества УВ указывает на то, что действующие механизмы эмиграции не способны обеспечить полного удаления их из породы, вследствие сорбционных и капиллярных явлений, наличия в материнской породе закрытых пор и микроловушек. Количество УВ, покинувших материнскую толщу называется коэффициентом эмиграции (Кэ). Корчагин и Четверикова рассмотрели методы подсчета коэффициента эмиграции и выяснили, что Кэ повышается с глубиной за счет смены малоэффективного механизма эмиграции в водорастворённом состоянии на более эффективную эмиграцию в газорастворённом состоянии, а также уменьшения объема уменьшения объема сорбционного и капиллярного захвата УВ, в связи с увеличением температуры и раскрытием части закрытых пор. Исследователи пришли к выводу, что коэффициент эмиграции жидких УВ не превышает 0.5. Также было выяснено, что Кэ газа составляет 0.9, а для жидких УВ, растворённых в газа несколько меньше 0.9. Связано это с большой вязкостью газа с растворенными жидкими УВ. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

В итоге процесс первичной миграции начинается с аккумуляции микронефти в порах нефтематеринской толщи. Пластовое давление растёт и в определенный момент становится аномально высоким, т.е. превышает гидростатическое. Увеличение давления происходит под действием уменьшения объёма пор и увеличения объёма генерируемого газа. В тот момент, когда давление в породах сильно превышает пластовое давление в порах коллектора, пустотное пространство не выдерживает и происходит флюидоразрыв. Эмиграция происходит под действием уменьшения объёма пор и увеличения объёма генерируемого газа

Также чтобы движение не прекращалось нужна постоянная подпитка. Огромное значение имеет смачиваемость стенок каналов при движении нефти. УВ, выжатые из материнских пород и объединившиеся в нефть, перемещаются струями среди пленок воды на поверхности зерен.

В процессе было выяснено, что газовые УВ мигрируют в водном растворе, а жидкие УВ в свободном состоянии. В процессе миграции разница давлений выравнивается, поры схлопываются и снова начинается процесс аккумуляции. Тем самым процесс миграции идёт не постоянно и носит импульсный характер.

Заключение

Научно обоснованная подготовка сырьевой базы для развития нефтяной и газовой промышленности предполагает достоверные знания об условиях и механизме образования скоплений нефти и газа в земной коре. В прямой зависимости от степени изученности условий формирования находятся наши познания о закономерностях размещения залежей углеводородов и, как следствие, о способах повышения эффективности прогноза нефтегазоносности и поисковых работ на нефть и газ.

Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие российские, советские и зарубежные исследователи. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию вертикальную и латеральную, или пластовую, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых, тонкодисперсных пород) в прилегающие коллекторы, а под вторичной - перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.

Проблема первичной миграции (эмиграции) углеводородов (УВ) из нефтегазоматеринских. преимущественно глинистых толщ, является наиболее сложной в общей проблеме генезиса УВ и формирования скоплений. Многие исследователи миграцию УВ связывают с подземными водами. Реальность водной формы миграции УВ становится особенно ясной если учесть, что нефть, газ и глубинные подземные воды - неизбежные продукты литогенеза, общего процесса, при котором происходит дифференциация твердой и жидкой (флюидной) фаз.

Здесь важно иметь в виду два обстоятельства: первое - на каждой стадии литогенеза генерируется определенная ассоциация УВ и формируются (рождаются) определенного типа подземные воды; второе - в процессе литогенеза эмиграция нефти, газа и воды протекает синхронно, на что указывает однотипность изменения пористости глин и песчано-алевритовых пород и содержания в них битумойдов с глубиной.

Представляется возможным выделить три крупных этапа дифференциации твердой и жидкой фаз.

Первый этап приурочен к стадии диагенеза и раннего протокатагенеза к интервалу глубин до 1200-1500 м. На этом этапе генерируются биохимические газы, а из осадков удаляются воды, унаследованные от бассейна седиментации, с глубиной возрастает роль физически и химически связанных вод. Совместно с отжимаемыми водами в водорастворённом состоянии эмигрируют значительные объемы углеводородных газов. Однако благодаря малой газоемкости вод и интенсивной генерации газов возможна их свободная миграция.

Второй этап приходится на интервал позднего протокатагенеэа и мезокатагенеза, когда генерируются жирные газы и нефти и удаляются физически и химически связанные воды. Повышенная и высокая температура, большое внутрипоровое давление и особые свойства этих вод способствуют выносу больших масс жидких УВ, жирных и сухих газов в виде водных растворов. Кроме истинных растворов важную роль в эмиграции УВ на этом этапе играют газоконденсатные растворы, эмульсии нефти в воде.

Третий этап дифференциации твердой и жидкой фаз приходится на стадии позднего мезокатагенеза и апокатагенеза, когда идет генерация сухого метанового газа, а из пород удаляются химические связанные воды; в составе газов с глубиной возрастает доля углекислоты. Наличие пресных литогенных вод, высоких температуры и давления способствует выносу УВ в виде истинных водных растворов. Однако объем литогенных вод незначителен, и определенная часть газа эмигрирует в свободном состоянии.

Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана и дистиллированной поде изменяется от 0,05 м3/м3 при давлении 1 МПа и нулевой температуре до 50,3 м3/м3 при давлении 188,8 МПа и 280° С и до 135.2 м3/м3 при 354° С и том же давлении. Минерализация значительно снижает растворимость углеводородных газов: при 250°С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6,5 м3/м3.

Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 - 4 км, где она обычно составляет 1-5м3/м3, реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается гаэоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 - 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. С ростом давления растворимость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.

Данные о высокой газонасыщенности вод глубоких зон нефтегазоносных бассейнов получены и зарубежными исследователями. Так, из скважины, пробуренной на глубину 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане (США), получен приток воды с газонасыщенкостью 92,8 м3/м3.

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 норовых вод. Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой - к микроразрывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.

Список литературы

1. 
   Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. Издательство Московского университета, 2015 - 384 с.
   
2. 
   Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых. Издательство Московского университета, 2018 - 312 с.
   
3. 
   Туманова Е.Ю. История нефтегазовой отрасли. – Ставрополь: СКФУ, 2017. – 34 с. 
   
4. 
   Шевелева Н.А. Нефтегазовая энциклопедия. – М.: Городец, 2020. – 96 c. 
   
5. 
   Аммосов Н.И., Горшков В.Н., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. Н.И. Аммосов, В.Н. Горшков, Н.П. Гречишников. - М.: Наука, 2017 - 315 с.
   
6. 
   Карцев А.А. - Гидрогеологические условия нефтегазонакопления. Карцев А.А. - Известия АН СССР. Сер. Геол.- 2015. - № 10. - С.115 -121.
   
7. 
   Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа / Бека К., Высоцкий И.- М.: Недра, 2019. - 592 с.
   
8. 
   Байбаков В.В. О процессе первичной аккумуляции углеводородов и нефти в воде. Байбаков В.В. - Киев: Наукова думка, 2016. - C.131 - 135.
   
9. 
   Блох А.М., Симоненко В.Ф., Пантелеев В.М. Об экспериментальной оценке растворяющей способности связанной воды минеральных систем. А.М. Блох, В.Ф.Симоненко, В.М. Пантелеев. Изв. высш. учебн. завед. Сер. Геология и разведка. - 2020. - №4. - С.53-61.
   
10. 
    Губкин И. М. Учение о нефти. И. М. Губкин. - М.: Наука, 2015. - С. 14.