Курсовая работа (т): Первичная миграция нефти и газа

Первичная миграция нефти и газа

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Геологический факультет

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Курсовая работа

на тему:

Первичная миграция нефти и газа

Студента 3 курса Судинко О.Ю.

Научный руководитель: Фролов С.В.

Доцент, канд. геол.-мин. наук

Москва, 2015

Оглавление

Введение

Глава 1. Нефтематеринские толщи

Глава 2. Коллекторы. Классификация и свойства коллекторов

.1 Пористость

.2 Проницаемость

.3 Структура порового пространства

Глава 3. Условия для первичной миграции

.1 Факторы, влияющие на процесс миграции

.2 Причины аномально высокого пластового давления

Глава 4. Механизмы первичной миграции

.1 Эмиграция углеводородов в водорастворённом состоянии

.2 Эмиграция углеводородов в газорастворённом состоянии

.3 Эмиграция углеводородов в свободном состоянии

Заключение

Список литературы

Введение

На сегодняшний день в мире открыто около 38000 нефтяных и газовых месторождений, из которых только около 20 содержат каждое от 3 млрд. до 35 млрд. т нефти и около 10 - от 1 трлн. до 6 трлн. м³ газа. Однако механизм формирования скоплений газа, нефти и битумов до настоящего времени изучен не полностью. Это связано с тем, что в процессе формирования залежей нефти и газа основную роль играют растворимость и фильтрация углеводородов в неоднородной по проницаемости среде при меняющихся температуре и давлении, сорбционные явления, гравитационные разделения флюидов в пористой среде, химические превращения нефти и газа и т.д. (Высоцкий, 1986)

Существуют две различные концепции происхождение нефти: биогенная (органическая), основоположником которой является М.В. Ломоносов, и глубинная абиогенная (минеральная, неорганическая) возникшая в середине XIX в. и сформулированная Д.И. Менделеевым как научная гипотеза.

Первыми гипотезами неорганического происхождения нефти и газа является теория Бертелло 1866 года, который высказал предположение о том, что нефть образовалась в глубинных зонах земной коры из минеральных веществ. В 1877 году Д.И. Менделеев создал карбидную гипотезу о минеральном происхождении нефти в результате взаимодействия воды и карбидов железа. В 1892 году В.Д. Соколовым была выдвинута космическая гипотеза происхождения нефти, учитывая факты нахождения битумов в метеоритах и наличие углеводородов в хвосте некоторых комет. Еще одна - вулканическая гипотеза, признает возможность возникновения углеводородов в магматических очагах, залегающих в мантии в районах действующих и потухших вулканов.

Начало органической гипотезе положил в 1757-1759 гг. М.В. Ломоносов. Существенный вклад в области химии нефти, жиров и жирных кислот в 80-90е гг. XIX в. внес К. Энглер. Он привлек внимание к жирам как наиболее вероятным исходным веществам для образования нефти. С 1904 г. провел большую работу Г. Потонье для познания каустобиолитов. Вместе с Энглером он показал, что жировыми веществами богаты и низшие растительные организмы. В.А. Соколов развивал идею о том, что начальная миграция нефти возможна лишь при высокой концентрации жидких УВ в исходном органическом веществе. Основываясь на достижениях геологии и геохимии, в рамках биогенной концепции выделились положения осадочно-миграционной теории образования нефти.

Суть этой теории сводится к тому, что все горючие ископаемые признаются генетически родственными образованиями, связанными с биогенным живым веществом. Они возникли из отмерших концентрированных или рассеянных остатков ОВ живых организмов. Исходным веществом для образования нефти и газа были продукты распада и преобразования биогенного материала, в основном сапропелевого или гумусово-сапропелевого состава. Повышенные концентрации ОВ обычно накапливались в глинистых или глинисто-карбонатных осадках. В процессе литогенеза, начиная с седиментогенеза и далее в диагенезе и катагенезе, происходили преобразования донных отложений в осадочные горные породы, вместе с породами в результате разных процессов происходило преобразование находящегося в них органических веществ в кероген. Дальнейшее созревание керогена в зоне мезокатагенеза сопровождалось отделением от керогена углеводородных компонентов микронефти, генерация сопровождалась первичной миграцией углеводородных флюидов. Микронефть и газ мигрировали из нефтегазоматеринской породы в проницаемые пласты, коллекторы-проводники, по которым под действием градиента давления флюиды мигрировали в ловушки и формировали в них скопления - залежи нефти и/или газа. (Соболева, Гусева, 2010)

В большинстве случаев нефть и газ генерируются не в тех породах, в которых находятся их скопления, поэтому возникает вопрос, как они переместились из материнских пород в породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Этот процесс очень сложный и до сих пор вызывает серьёзные дискуссии. Перемещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из неё в природные резервуары называется первичной миграцией. Она вызывает наибольшее количество вопросов, на многие из которых ответ пока не найден. Исследованием процессов первичной миграции углеводородов занимались И.О. Брод, С.Н. Белецкая, Г.М. Борова, А.Э. Конторович, В.А. Соколов, А.Е. Гуревич, Л.М. Зорькин, С.Г. Неручев, В.Д. Наливкин и многие другие. (Соболева, Гусева, 2010)

На данный момент процессы миграции флюидов в недрах изучены недостаточно. Это очень важный вопрос, так как в результате миграции возникают скопления, залежи и месторождения углеводородов. Основное внимание при изучении этой проблемы следует обратить на время начала и длительность миграции, способы и формы миграции, их масштабы в земной коре, физико-химические особенности.

Помимо первичной миграции выделяют так же вторичную и третичную. При вторичной миграции происходят процессы перемещения УВ внутри пласта - коллектора, что приводит в конечном итоге к формированию залежи. Процесс третичной миграции, так же именуемый ремиграцией, имеет место быть при расформировании ранее образованных залежей и перетоке флюида в другие ловушки.

Глава 1. Нефтематеринские толщи

Впервые понятие нефтегазоматеринской свиты было введено в 1927 году Архангельским, который на основании литологического состава и цвета породы выделял геологические тела с повышенным содержанием органического вещества.

В 1957 году И.О. Брод дал определение нефтегазоматеринской свите, как парагенетическая ассоциация обогащённых автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенетической эволюции углеводороды, способные к аккумуляции

Последовательные этапы эволюции рассматриваемого природного объекта нефтегазоматеринской свиты, характеризуются понятиями:

Потенциально нефтегазоматеринская свита (ПНГМ-свита) - отвечает этапу начального существования объекта: от седиментогенеза до раннего протокатагенеза включительно, когда генерационные свойства объекта только сложились и готовы к реализации.

Нефтегазопроизводящая свита - характеризует этап реализации потенциала: от конца протокатагенеза до начала апокатагенеза, при этом генерация УВ происходит и в настоящее время. Данные свиты имеют место быть в областях современного погружения на континентальных окраинах и в некоторых молодых кайнозойских бассейнах континентов, где претерпевают максимальные температуры за всю их историю. Примером может служить майкопская свита олигоцена - миоцена районов Предкавказья.

Нефтегазопроизводивщая свита - предполагает генерацию УВ в геологическом прошлом. Данный термин может означать прекращение генерации УВ, когда генерационный потенциал еще не исчерпан. Примером является доманиковая формация Русской плиты и куонамская свита нижнего-среднего кембрия Анабарской антеклизы Сибирской платформы.

Вторым значением рассматриваемого термина служит полная реализация НГМ-свитой своего потенциала с глубоко апокатагенеза до метагенеза. Примером можно назвать НГМ-свиты силура и девона Предуральского краевого прогиба и НГМ-свиты рифея-венда и нижнего кембрия северо-запада Сибирской платформы.

НГМ-свиты достаточно широко представлены различными литологическими породами. Осадки пелитовой размерности наиболее благоприятны для сохранности ОВ в седиментогенезе и аэробном диагенезе. Глинистые минералы являются хорошими сорбентами, адсорбируя растворенное ОВ в процессе седиментации. ОВ находится в прямой зависимости от количества глинистой примеси изменяясь в ряду конгломераты-глины. По концентрации ОВ карбонатные аргиллиты не уступают глинистым породам, а порой превосходят их. Наивысшей концентрацией ОВ обладают хемогенные и фитогенные карбонаты, а в обломочных и оолитовых карбонатах - мало автохтонного ОВ. Минералогия карбонатных пород может быть любой, так как она нейтральна к обогащению ОВ. В кремнистых породах обогащенными сапропелевым ОВ, ответственными за образование жидких УВ бывают глинистые породы и глинистые алевролиты. ОВ попадает за счет отмирания планктонных организмов с кремневым скелет, таких как диатомеи. Такие породы представлены в баженовской свите Западной Сибири, доманиковской свиты Русской плиты и куонамской свите Сибирской платформы. Песчанные и грубообломочные породы очень бедны содержанием автохтонного ОВ, за исключением содержания в ней гумусового ОВ. Обогащение их ОВ связано с детритом бурых водорослей обладающих крайне низким содержанием липидов.

Для того чтобы порода стала нефтегазоматеринской необходимо минимальное содержание органики 0.1%. Это связано с тем, что порода должна не только генерировать УВ, но и отдавать их.

Важным признаком нефтегазоматеринских пород является содержание в них органического вещества сапропелевого типа. На основе данного параметра была разработана следующая классификация

.   Породы со сверхрассеянной формой ОВ (Сорг<0.1%)

2.      Субдоманикоиды (0.1-0.5%)

.        Доманикоиды (0.5-5%)

.        Доманикиты (5-25%)

.        Собственно сапропелиты (>25%)

Данные термины происходят от названия Доманиковой толщи Русской плиты. Границы между указанными типами пород хорошо видны по некоторым признакам. Например, барьеры между первой и второй, а так же второй и третьей группами выделяются по изменению цвета от сероцветного до темноцветного - чёрного или коричневого. Изменение цветовой гаммы присуще подстадиям мезокатагенеза и апокатагенеза. Данные изменения определяются происхождением ОВ и его типом (рис. 1).

Рис. 1 Разделение пород на группы по содержанию органического вещества

Итак, среди вышеперечисленных типов пород нефтегазоматеринскими могут являться все, кроме пород со сверхрассеянной формой ОВ.

Необходимо отметить, что приведённая выше классификация пород основана на содержании в ней сапропелевого, либо сугубо сапропелевого вещества, которое формируется при захоронении планктонных водорослей и некоторых видов зоопланктона. Нефтегазоматеринские толщи, богатые сапропелевым ОВ почти всегда приурочены к докембрийским и среднепалеозойским отложениям, формировавшимся в условиях отсутствия высшей наземной флоры. Подобные свиты характерны для бассейнов древних платформ и их краевых частей. В составе их ОВ отмечается крайне малое разнообразие живых организмов. Так, например, ОВ кукерситовых сланцев Русской плиты целиком состоит полностью из сине-зелёных водорослей Gloeocapsamorpha.

В позднее палеозойское, кайнозойское и мезозойское время произошли существенные изменения в составе накапливаемого ОВ. Это было связано с активным заселением континентов высшей растительностью и развитием гумусового типа ОВ, плохо поддающейся окислению даже в зоне аэрации. Вследствие этого произошел ощутительный снос гумусового ОВ в бассейны седиментации. На участках удаленных от источников сноса, могли накапливаться чистые сапропелиты. В упомянутые эпохи накопление ОВ в существенно большей степени зависело от климатических условий, нежели в более ранние эпохи палеозоя - допалеозоя. А поскольку за нефтеобразование ответственны, прежде всего сапропелиты, то нижний предел концентрации ОВ для нефтегазоматеринских пород стал расплывчатым, но заведомо выше 0.1 - 0.2%. (Баженова, Бурлин, 200)

Глава 2. Коллекторы. Классификация и свойства коллекторов

Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной выработке. Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды. Пустоты могут быть первичными, образовавшимися при формировании самой породы и вторичными, возникшими в процессе дальнейшей жизни пород. Пустотами обладают все типы горных пород, но отдавать флюиды могут не все. По размерам пустоты делятся на три категории:

)   Субкапиллярные с сечением около 0.005 мм, в них жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается;

2)      Капиллярные с сечением от 0.005 до 0.1 мм, в которых на перемещение действуют силы капиллярного давления;

)        Сверхкапиллярные - крупнее 0.1 мм, в которых возможно движение жидкости под влиянием силы тяжести.

Выделяют четыре вида пустот: поры, каверны, биопустоты и трещины.

)   Порами принято называть пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами), пористость называется межзерновой (межгранулярной), а соответственно и коллекторы.

2)      Кавернами называют пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов. Особенно они характерны для карбонатных и эвапоритовых толщ.

)        Биопустоты бывают внутриформенные и межформенные. К внутриформенным относятся внутренние пустоты в раковинах, а также разделенные перегородками внутри коралловых скелетов. К межформенным относятся пустоты между раковин в известняках-ракушниках.

)        Трещины это разрыв сплошности пород. Выделяются две группы: литогенетические и тектонические. Среди литогенетических различаются трещины диагенетические, возникшие при уплотнении осадка, катагенетические, возникшие уже в горной породе при перекристаллизации и т.д. Тектонические трещины формируются под влиянием различных причин (эпейрогенические движения, складкообразовательные движения)

В соответствии с видами пустот коллекторы бывают поровые (межгранулярные), кавернозные, биопустотные, трещинные (табл. 1) (Соколов, Бурлин, 2000).

Таблица 1

Классификация коллекторов в зависимости от пустотного пространства по Р.С. Безбородову, Ю.К. Бурлину, 1976

Межгранулярные (поровые)

Трещинные

Кавернозные

Биопустотные

Пустоты

Порово-трещинные

Трещинно-каверновые

Внутрискелетные и межскелетные

поры

трещины

каверны

Породы

Обломочные

Карбонатные

Изверженные

Кремнистые

Глинистые метаморфические

Рассмотрим характеристики коллекторов по их основным свойствам.

2.1 Пористость

Пористость, или пустотность - неотъемлемое свойство пород, как плотность. Поры составляют часть объёма породы. Величина пористости выражается в долях или процентах и характеризует конкретный участок в породе. Различают четыре вида пористости: общая, открытая, эффективная и закрытая.

.   Общая (абсолютная) пористость - представляет отношение объёма всех полостей в породе к общему объёму породы. Определяется по сопоставлениям величин средней минеральной плотности зерен и плотности породы в объеме.