Курсовая работа (т): Первичная миграция нефти и газа

2.      Открытая (насыщения) пористость - учитывает объём тех пор, которые сообщаются между собой. Определяется при помощи керосинонасыщения.

.        Закрытая пористость - разница между величинами общей и открытой пористости даёт величин, которая представляет объём изолированных замкнутых пустот

.        Эффективная (динамическая) пористость - объём тех пор, по которым происходит движение флюидов. Определяется путем заполнения породы смолой, которая застывает в порах. Используется при подсчетах извлекаемых запасов. Многие вещества и породы, в том числе глины, обладают высокой пористостью, но очень малой - эффективной. (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991)

Определение пористости происходит как экспериментально в лаборатории, так и косвенно по данным разных видов каротажа.

·  Уменьшение размеров пор и снижение пористости происходит по мере роста давления.

·        В обломочных недоуплотненных породах величина пористости зависит от формы зерен и от их укладки.

·        Большое влияние на величину пористости оказывает степень отсортированности.

·        Способ образования, генетический тип обломочной породы часто имеют определенное значение для пористости.

·        Цементация породы также снижает пористость. В карбонатных породах процессы выщелачивания, доломитизации вызывают увеличение пористости, а перекристаллизация часто уменьшает ее. (Соколов, Бурлин, 2000)

Определение пористости производится различными способами, в основном экспериментальными. Пористость хороших коллекторов составляет 30-35%, обычные пределы колебаний пористости в коллекторах 5-20%.

2.2 Проницаемость

Проницаемость - свойства какого-либо вещества пропускать сквозь себя частицы другого вещества. Различают проницаемости нескольких видов:

Абсолютная проницаемость - понимается проницаемость, измеренная в породе при 100% её насыщении однородным флюидом. Измерять ее лучше по какому-нибудь инертному газу (воздух)

Фазовая проницаемость - способность породы пропускать через себя флюид в присутствии других флюидов, если этот флюид насыщает породу не полностью (через водонасыщенную породу пропускают газ).

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости для данного флюида к величине проницаемости при 100%-м насыщении породы данным флюидом (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991)

Абсолютную фазовую проницаемость горных пород определяют по закону Дарси:

V = Q/F = k (P₁ - P₂)/ μL

V - скорость линейной фильтрации;

Q - объём флюида, прошедшего через породу в единицу времени;

F - площадь поверхности породы, через которую проходит фильтрация;

k - коэффициент пропорциональности (коэффициент проницаемости породы);

P₁ и P₂ - давление на входе и на выходе из образца;

L - длина образца породы;

μ - динамическая вязкость фильтрующейся фазы.

Единицей проницаемости служит Дарси или мкм². Проницаемость пород зависит от нагрузки вышележащих пород. Проницаемость определяется на всех приборах, где можно обеспечить фильтрацию и замер объема прошедшего через образец флюида при установленных перепадах давления. Между пористостью и проницаемостью существует определенная прямая зависимость. Однако могут быть высокопористые породы с низкой проницаемостью, когда размеры пор очень малы. (Соколов, Бурлин, 2000)

В отличие от коллектора, нефтематеринские породы обладают не такой большой пористостью и проницаемостью. Из-за этого и затруднена миграция углеводородов. Здесь в силу вступают различные силы, которые способствуют миграции, которые будут рассмотрены чуть позже.

.3 Структура пустотного пространства

Коллекторские свойства пород во многом определяются структурой пустотного пространства и количеством остаточной воды. Структура пустотного пространства складывается, изменяясь на всех этапах седиментогенеза и литогенеза. Для ее показателей важны структурно-текстурные признаки породы: размер пор, отсортированность материала, цемент, извилистость поровых каналов и т.д.

Тремя основными характеристиками, определяющими структуру пустотного пространства, являются распределение пор и поровых каналов по размерам, величина внутренней удельной поверхности и извилистость каналов.

Распределение пор и каналов по размерам производится водной и ртутной капиллярометрией. Водная капиллярометрия применяется для изучения пор в коллекторах, выжиманием воды под давлением газа из полностью насыщенного водой образца. Ртутная применяется в плохопроницаемых очень тонкопоровых породах, основанная на нагнетании ртути в образец, из которого предварительно откачан воздух.

Для определения внутренней удельной поверхности, т.е. площади поверхности всех пустот в единице объема или массы вещества используют метод БЭТ, основанный на измерении величины физической адсорбции инертного газа на поверхности твердого тела при низких давлениях и постоянной температуре.

Извилистость показывает, что реальный путь течения флюидов в Т раз длиннее, чем по прямой. Для определения извилистости существует несколько визуальных способов (по фотографии шлифа, рентгеновскому снимку) и статистический. (Баженова, Бурлин, 2000)

земной нефтематеринский миграция недра

Глава 3. Условия для первичной миграции

Для того, чтобы инициировать миграцию УВ необходимо влияние некоторых сил, которые могут запустить и поддерживать процесс перемещения нефти и газа. Начальной стадией перемещения УВ, выделившихся из РОВ НГМТ, их первичной аккумуляцией и перемещением в коллектор, является первичная миграция. Некоторые ученые разделяют этот процесс на первичную миграцию и эмиграцию.

Первичную миграцию можно рассматривать на разных уровнях, одним из первых является молекулярный или микроуровень. Он описывает поведение отдельно взятых молекул, находящихся в материнской породе в сорбированном состоянии. Чтобы органические молекулы могли мигрировать к границам НГМП (кровля, подошва), они должны:

.   оторваться от сорбента - порода, ОВ;

2.      далее начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция;

.        должна произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП - коллектор и перейти в коллектор - эмиграция.

Для начала процесса миграции молекул необходимо сначала оторвать их от поверхности сорбента. Происходит это благодаря следующим факторам:

.   Десорбция частиц пластовыми флюидами, чаще всего водой. Вода входит в состав пакетов глинистых минералов и выделяется при повышении давления и температуры в НГМТ.

2.      Повышение температуры - очень важный фактор, придающий молекулам дополнительную энергию. При этом связь молекул с сорбентом ослабевает, и они отрываются от него.

.        При погружении пород на глубину и увеличении давления происходит уплотнение минерального скелета и, следовательно, уменьшение площади активной сорбирующей поверхности, которая теряет способность удерживать прежнее количество молекул ОВ. (Баженова, Бурлин 2000)

В результате вышеперечисленных процессов капли нефти отрываются от поверхности сорбента и начинают мигрировать. Одним из процессов, который постоянно происходит в недрах земли - диффузия - выравнивание концентраций - движение от больших к меньшим. Диффузия - длительный процесс перераспределения вещества в породе, происходящий при движении молекул из зон с большей концентрацией в зоны с меньшей. Процесс диффузии (выравнивание концентраций) очень медленный, да к тому же не приводит к аккумуляции флюидов, а наоборот к рассеиванию, и оказывает, скорее, негативное воздействие на интенсивность первичной миграции.

Диффузия описывается законом Фика:

= w*sb(C₁-C₂)/h, где

- коэффициент диффузии- коэффициент сорбции (или растворимости)

С₁ и С₂ - концентрации исследуемого вещества

Явление первичной аккумуляции занимает значительную роль в процессе миграции УВ. Молекулы сгенерированных УВ собираются в капли и в таком виде продолжают миграцию. В случае их объединения в капли образуется микронефть, очень похожая по составу на нефть в залежи. (Баженова, Бурлин 2000)

К факторам, влияющим на процесс миграции, относятся давление, температура, гравитация, гидравлика, капиллярные силы, энергия упругости и др.

Рассмотрим основные из них:

)   Давление.

Гидростатическое давление - давление столба воды:

Р_{гидрост} = ρ_в*g*h,

где ρ_в - плотность воды, h - глубина, g - ускорение свободного падения.

Если коллекторский пласт сообщается с зоной разгрузки, то Р_пл в нем будет равно гидростатическому:

Р_пл = ρ_в*g*h,

где ρ_в - плотность воды, g - ускорение свободного падения, h - глубина залегания пласта. Р_пл в НГМП должно превышать гидростатическое. В природе, как правило, в НГМП Р_пл - аномально высокое пластовое давление (АВПД).

Литостатическое давление - давление насыщенной покрывающей толщи:

Р_литост = ρ_об*g*h,

где ρ_об - объемная плотность отложений.

Литостатическое давление больше порового давления, так как оно создаётся давлением перекрывающего флюидоупора.

Избыточное поровое давление создаётся путем быстрого накопления осадка и отсутствия возможностей удаления флюида из порового пространства. По мере того, как увеличивается нагрузка на породу, напряжение воспринимается в первую очередь поровым флюидом. В результате повышается поровое давление.

)   Температура - главный фактор преобразования РОВ в подвижные углеводороды. Она влияет на вязкость нефти, и при достижении критических значений разрушает сложные молекулы, повышая их миграционную способность.

3)      Гравитационный фактор обуславливается разностью плотностей воды, нефти и газа. Он вызывает всплывание газа и нефти через толщи поровой воды. Процесс облегчается, если он происходит не по отдельным каплям, а в виде непрерывных струй и потоков. При малых размерах пор породы и при незначительных перепадах давлений свободное движение подвижных веществ прекращается. Действует так называемая Архимедова сила - сила, действующая на любой объект, находящийся в воде (или иной жидкости). В данном случае мы рассматриваем каплю нефти, находящуюся в пластовой воде.

_арх = (р_в - р_н)*g*h, где

р_в - плотность воды; р_н - плотность нефти- ускорение свободного падения; h - высота капли нефти.

)   Капиллярные и молекулярные силы играют существенную роль на стадии первичной миграции микронефти из глинистых пород в коллекторы. Чем меньше диаметр пор, тем больше капиллярные силы. Так как вода смачивает породу лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она вытесняет нефть из мелких пор в более крупные (рис. 2).

Определяется по формуле:

= 2б/r, где

Б - межфазное натяжение, r- радиус поры

Рис. 2 Изменение формы капли при сужении порового канала (Баженова, Бурлин, 2000)

Третьей важной силой, влияющей на процесс первичной миграции, является выжимание флюида при превышении порового давления над пластовым (Рпор>Рпл). Поровое давление - давление флюида внутри порового пространства (рис. 3). Возникает при быстром накоплении осадка и отсутствии возможности удаления из него флюида. По мере увеличения литостатического давления вышележащих пород напряжение распределяется между скелетом породы и насыщающим её флюидом, что ведет к возрастанию давления последнего на стенки порового пространства. В итоге, при соответствующих условиях, происходит выжимание капель флюида из материнской толщи - особый процесс, характерный как для нефти в свободной фазе, так и для водных растворов (рис. 4).

Рис. 3. Дискретные инъекции (Pпор>Pпл2>Pпл1)

Рис. 4. Выжимание капли нефти из материнской породы (по Бриену и др.)

Превышение порового давления над пластовым достигается под действием следующих факторов:

а) Уменьшение объёма пор при уплотнении

б) Температурное расширение флюидов

в) Превышение объёма сгенерированного УВ над объёмом исходного ОВ на 25%

г) Появление новых порций воды при десорбции и дегидратации

Далее мы рассмотрим данные причины наиболее подробно.

Гидравлический напор так же может играть определённую роль в процессе первичной миграции. Он способствует передвижению пластовых вод, в результате возникает, так называемый, гидравлический фактор способствующий преодолению капиллярных сил.

Давление в пласте равно гидростатическому в том случае, если есть сообщение с зоной разгрузки, что в природе встречается очень редко. В большинстве же случаев пластовое давление в коллекторе превышает гидростатическое. (Высоцкий, Высоцкий, 1986)

3.2 Причины аномально высокого пластового давления

Аномально высокое пластовое давление (АВПД) - давление, превышающее гидростатическое давление (Р_{гидрост}), соответствующее данной глубине залегания пласта. Причин возникновения в НГМП АВПД может быть несколько:

1) Увеличение геостатического давления за счет погружения

В процессе погружения, под действием статической нагрузки НГМ пласт испытывает уплотнение, в нём происходит рост горного давления, практически равного геостатическому:

Р_геост. = р_пор*g*H,

где Р_геост. - геостатическое давление в МПа,

р_пор - плотность породы,

Н - глубина, м.

Из-за превышения Ргеост. над Ргидрост. в пласте создаётся АВПД. Разница этих давлений (геостатического и гидростатического), определяемая разностью плотностей породы и воды, является главной движущей силой эмиграции.

Но геостатическое давление может не распространяться на поры и содержащийся в нём флюид. Если мы имеем дело с плотным, непроницаемым минеральным скелетом (каркасом), то давление, которое будет оказываться именно на этот скелет, не будет передаваться флюиду. И тем самым не будет значительного влияния геостатического давления на рост АВПД.

2) Рпл. может увеличиваться также при повышении пластовой температуры, при которой происходит температурное расширение молекул флюидов.

Существует понятие коэффициента теплового расширения - величина, характеризующая относительную величину изменения объёма или линейных размеров тела с увеличением температуры на 1 Кельвин (К) при постоянном давлении.

Коэффициент объёмного теплового расширения - относительное изменение объёма тела при нагревании его на dT градусов при постоянном давлении - может рассчитываться по формуле:

 , К^-1, (°С^-1),

где V - объём тела,

dV - изменение объёма тела,

dT - изменение температуры.

В ГЗН при Т = 60-180°С матрица пород, вода и жидкие УВ ещё не расширяются (коэффициент  не так высок;  = 0,587х10^-3 К^-1 для воды при 60-80°С). А вот уже в главной зоне газообразования (ГЗГ), где Т значительно выше, может происходить значительное расширение молекул газа (=3,658х10^-3 К^-1 для газов при температуре 0-100°С), увеличение Р_пл и миграция газа. (Большая советская энциклопедия)

3) Увеличение Рпл. за счет увеличения объема УВ относительно исходного ОВ является для нас самым важным фактором возникновения АВПД.

В связи со значительным сокращением водонасыщенности генератора и усиленным ростом генерации жидких УВ, АВПД увеличивается за счёт увеличения объёма образующихся углеводородов. По Дж. Ханту при генерации УВ объём их увеличивается на 25% по сравнению с объёмом ОВ; по Г. Хинчу увеличение объёма флюидов эквивалентно увеличению пористости породы на 4-5%. Увеличение Р_пор приводит к началу эмиграции. (Высоцкий, Высоцкий, 1986).