Статья: Моделирование процессов генерации и эмиграции углеводородов

УДК 550.36

моделирование процессов генерации и эмиграции углеводородов

С.А. Попов, В.И. Исаев

Томский политехнический университет

E-mail: postal578@mail.ru isaev_sah@mail.ru

По проблеме моделирования процессов нефтеобразования выполнен анализ основных разработок, реализована численная модель генерации и эмиграции углеводородов из материнских отложений на основе ряда известных алгоритмов, проведено тестирование модели и оценена её адекватность на разрезе глубокой скважины, вскрывшей баженовскую свиту.

Ключевые слова:

Углеводороды, материнская свита, генерация, свободная энергия, энергия активации, эмиграция, предельная растворимость.

Аналитический обзор

Проблема генерации и первичной миграции углеводородов (УВ) - одна из важнейших в теории формирования залежей нефти и газа. Однако до настоящего времени она наиболее дискуссионна и наименее разработана [1].

На базе теоретических и эмпирических предпосылок, в основе которых лежат концепции о происхождении залежей нефти и газа (органическая - теория осадочно-миграционного происхождения нефти, неорганическая - теория абиогенно-мантийного генезиса и другие), существует ряд методических подходов оценки процессов генерации и эмиграции УВ природных нефтегазовых систем [1-3].

Не смотря на принципиальную разницу концепций, для описания процессов используются одни и те же подходы. Главным из них является кинетика химических реакций, основанная на представлении о реакционноспособности физико-химической системы, как совокупности кинематических характеристик входящих в неё элементов (частота соударения и средняя скорость движения молекул и атомов). Ключевым фактором осуществления химических реакций является наличие свободной энергии, позволяющей исходным компонентам преодолеть потенциальный барьер (энергия активации) квазистабильности системы и установить иное соотношение в энергетическом балансе возбужденных и невозбужденных элементов продуктов реакции [4]:

,

нефть газ моделирование отложение

где Н* и Н - энтальпия возбуждённого и основного состояний, Е и Е- энергия возбуждения исходного и первичного веществ.

С учетом вышеозначенного баланса, степень преобразования вещества будет определяться скоростью химической реакции, зависящей как от порядка реакции, так и от физической природы инициирующего процесса. Поэтому, с учетом [4], нами принята следующая классификация реакций:

1) по порядку реакции: нулевого (скорость не зависит от концентрации реагентов); первого (скорость прямо пропорциональна концентрации реагентов и продуктов в каждый момент времени); высших порядков (скорости, пропорциональны высоким степеням концентраций реагентов и продуктов реакции);

2) по физической природе: первичные химические (все этапы литогенеза); фотохимические (ранние стадии седиментогенеза); электрохимические (в зонах контакта с коллекторами); радиационно-химические (значительны при достаточном погружении материнских пород); механохимические (плитный орогенез/омоложение платформенных образований, разломная тектоника); плазмохимические (при вулканической активности и в осевых частях разломов).

Во многих моделях, описывающих нефтегенерационные свойства материнских отложений, делается акцент на первичных химических реакциях первого порядка. В настоящей работе принят этот тип реакций и реализован на примере разложения рассеянного органического вещества (РОВ) в условиях регионального метаморфизма с образованием нефти и газа.

С позиций кинетики катагенез РОВ и образование УВ из органических компонентов пород изучены достаточно хорошо. Поэтому большинство методик оценки генерации УВ на базе кинетических уравнений (модель А.Г. Арье [3], алгоритм обработки данных пиролиза [5, 6] и другие) достаточно адекватно описывают природный процесс нафтидогенеза. Иначе обстоит ситуация с моделями эмиграции и вторичной миграции УВ. Основываясь на анализе исследований последних лет, С.Н. Белецкая [7] пришла к следующим выводам касательно факторов и механизмов первичной миграции микронефти.

1. Отрыв микронефти от материнского вещества происходит вследствие повышения температуры и/или десорбции растворителей, в качестве которых могут выступать пластовая вода, газы и легкие УВ.

2. Микронефть перемещается под действием капиллярных или гравитационных сил с учетом градиентов давления, температуры, концентрации и дисперсности. Помимо этого, интенсивное нефтегазообразование само создает градиент давления и концентрации, способствующий миграции продуктов из нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) в коллектор и далее к местам их аккумуляции.

3. Миграция в водном растворе: в виде истинных растворов, коллоидных эмульсий, водных растворов (в том числе под действием приповерхностных сил), гидратов.

4. Миграция в растворе сжатого газа: в термобарических условиях, соответствующих главной фазе нефтеобразования, растворяющая способность газов смешанного состава исчисляется примерно 0,0012 м3 микронефти/нм3 газа.

5. Миграция в свободной фазе осуществляется в виде глобул, капель, пленок, с подплавленной водой, в виде струй и пленок на поверхности газового пузырька.

6. Миграция под действием капиллярных сил - это перемещение в системе глина - вода - жидкие УВ, наблюдающееся в тонкопористых гидрофильных породах и при температуре выше 200 С.

7. Диффузия или самопроизвольное выравнивание концентраций заключается в оттоке насыщенных углеводородами пластовых вод в коллекторские породы либо локальных перетоках внутри НГМТ.

Первичные скопления УВ формируются на границе коллектора и НГМТ, поэтому за генерационно-эмиграционную продуктивность принята величина G ? количество УВ, способное выделяться на единичной площадке материнской свиты.

Резюмируя данный раздел, можно констатировать, что проблема моделирования нефтегазопродуктивности требует дальнейшей разработки, большей формализации описания физико-химических процессов. В настоящей работе моделирование процесса нафтидогенеза выполняется на базе комплекса методик, обеспечивающего повышение адекватности моделируемых процессов, а значит и достоверности оценок продуктивности НГМТ.

Описание комплексного алгоритма

Ниже представлен комплексный алгоритм, построенный на базе данных пиролитического метода Rock-Eval, кинетики химических реакций, моделей А.Г. Арье и В.Ф. Симоненко. В данной работе механизм эмиграции ограничен двумя формами выноса УВ из материнских пород - в виде водного раствора и в свободной фазе. Так как временные рамки протекания процесса генерации УВ по данным пиролитического метода Rock-Eval невозможно определить, поэтому в комплексе с ними рассматриваются кинетические уравнения расхода РОВ.

Целевое назначение модели ? оценка интенсивности генерации и эмиграции углеводородов (с учетом эволюции термодинамических процессов и типа РОВ), оценка ресурсов нефти и газа.

Граничные условия для физико-геологической среды следующие.

1. Осадочный разрез ограничен по подошве «подматеринской» толщи.

2. Временной интервал охватывает период от начала диагенеза НГМТ до современного разреза.

3. Расчеты проводятся для отсчетов времени, соответствующих началу формирования свит.

4. Генерация начинается, когда текущее значение активной энергии (теплового потока) превышает пороговое значение энергии активации.

5. Эмиграция возникает с момента когда текущая концентрация генерированных углеводородов С превысит предельное значение растворимости. При С<С0 происходит выход растворенных УВ. При С=С0 генерация УВ прекращается. При С>С0 ? продукты выносятся в свободной фазе. С0 ? предельная концентрация (растворимость) УВ в пластовой воде.

Параметры НГМ-свиты: мощность m [м]; пористость n [доли ед.]; удельная поверхность S [м2/м3]; единичная поверхность НГМТ Sed [м2]; плотность твердой фазы нгмттв [т/м3]; плотность породы нгмт [т/м3]; плотность поровой воды уВ [кг/м3], п - коэффициент уплотнения НГМТ [безразм.].

Параметры РОВ: реализованный потенциал газа S0 [кг/т] и нефти S1 [кг/т]; нереализованный потенциал УВ S2 [кг/т]; исходная масса реакционноспособного РОВ на нефть Г0н [кг/м3] и газ Г0г [кг/м3]; масса РОВ преобразованного в нефть Гн и газ Гг [кг/м3]; остаточная масса РОВ Гост [кг/м3]; максимальная скорость генерации нефти е0н и газа е0г [млн л.-1].

Параметры геологического разреза: геологический возраст t [млн л], мощности h [м], плотности пород уп [кг/м3] свит (толщ) перекрывающих отложений, суммарная мощность перекрывающих отложений Н(t) [м].

Геодинамические параметры: термическая история НГМ-свиты Т(t) [єС]; геостатическое Pгеост(t), пластовое Pпласт(t) и эффективное Pэфф(t) [МПа] давление.

Расчетные параметры генерации и эмиграции: активная энергия (свободная энергия) нефтеобразования Ен и газообразования Ег [кДж/моль]; текущая скорость генерации газа ег и нефти ен [млн л-1]; изменение газогенерирующей Гг и нефтегенерирующей массы от времени Гн [кг]; объем файлюационного потока отжатия Wф, водонасыщенность пород НГМТ W0 и суммарный поток отжатия W [м3]; концентрация газа Сг и нефти Сн [кг/м3]; газопродуктивность Gг и нефтепродуктивность Gн НГМ-свиты [кг/м2].

Свободная энергия рассчитывается через величину теплового потока за период времени на единицу молекулярной массы РОВ.

Исходная масса реакционноспособного РОВ рассчитывается по:

1. данным Rock-Eval:

;;.

2. способу Неручева (табл.).

Таблица. Коэффициенты пересчета остаточных концентраций Сорг на исходные в начале катагенеза [8].

Максимальная скорость реакции (е1, е2, е3) определяется с использованием уравнений, приведенных в [5]:

при s=1; при s=2; при s=3,

где s ? порядок реакции (нефть или газ s=1; нефть+газ или газ+конденсат s=2; нефть+газ+конденсат s=3), Г и Г0 ? текущая и начальная концентрация РОВ.

Изменение концентрации РОВ от времени имеет следующий вид:

при s = 1; при s = 2; при s = 3.

Экстраполируя к началу диагенеза НГМТ одно из уравнений, характеризующих изменение концентрации РОВ в породе (Г), получаем начальную концентрацию реакционноспособного РОВ Г0. Изменение концентрации РОВ dГ/dt за время накопления предыдущей свиты перекрывающих отложений есть интенсивность генерации к началу формирования следующей свиты. Уплотнение пород НГМТ и отжатие пластовых флюидов оценивается согласно эмпирическим зависимостям между величиной эффективного давления (разницей между геостатическим и гидростатическим давлениями) и искомыми параметрами [3].

или

где Н - глубина погружения НГМТ.

Соответственно, объемы файлюационного потока, пластовой воды, суммарный объем отжатого флюида [2]:

; ; .

Текущая концентрация компонента:

Интегральное значение генерационной и эмиграционной продуктивности НГМТ описывается частным случаем обобщенного закона нефтегазонакопления [9], с учетом [2]:

,

где С0 - предельная концентрация, определяемая эмпирической кривой растворимости УВ в поровой воде. Первый множитель уравнения - это величина, характеризующая массу УВ, генерированную материнским веществом за период времени t. Второй множитель - величина, характеризующая динамику растворения и вывода генерированных продуктов за время t в объеме W, с учетом предельной растворимости С0. Третий множитель - единичная площадь кровли НГМТ.

Результаты апробации модели

Тестирование проводилось для условий равномерного погружения НГМТ во времени, то есть для постоянных величин термобарических градиентов (рис. 1, 2). Остаточный потенциал продуктивности РОВ S2>0 кг/т (полная реализация потенциала НГМТ). Компонентный состав материнского вещества принимался однородным в диапазоне энергий активации 50…200 кДж/моль для газа и 46…220 кДж/моль для нефти, c шагом 10 кДж/моль. Плотность теплового потока принята равной 50 мВт/м2. Согласно рис. 1 и 2 максимальный уровень генерации достигается при 55…60 С для газа и 85…90 С для нефти. По тестовым данным полная реализация генерационного потенциала прогнозируется при 180…200 С.

Рис. 1. Термодинамика тестового разреза: температура (слева) и давления (справа)

Рис. 2. Тестовое моделирование процессов генерации (слева) и оценок продуктивности (справа)