Курсовая работа (т): Первичная миграция нефти и газа

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) (рис. 10).

Рис. 10 - Зерна породы, покрытые пленкой нефти

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^◦С) 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.

В-третьих, при фильтрации жидких УВ через породу свою негативную роль будут играть сорбционные силы. Пленки сорбированных УВ будут сужать и без того неширокие межпоровые каналы. Но возможен вариант, когда УВ движутся не по всему объему породы, а выбирают устойчивые каналы (т.н. «тоннельный эффект» Р.Коллинза). Первые порции микронефти здесь уйдут на насыщение сорбционных связей, но последующие за ними пройдут относительно свободно. Только в пределах этих каналов достигается насыщение, необходимое для перемещения в непрерывной фазе (в виде струй) (рис. 11).

Рис. 11 - Миграционные струи внутри резервуара

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

В процессе написания курсовой работы было изучено большое количество материала по первичной миграции (эмиграции) и были сделаны следующие выводы:

. Миграция является важным этапом в формировании скоплений, залежей и месторождений углеводородов.

. Первичная миграция имеет большое количество особенностей, которые необходимо учитывать при анализе истории движений флюида. Это время начала и длительность миграции, способы и формы миграции, физико-химические особенности.

. На процесс миграции влияет большое количество сил, такие как Архимедова, сила тяжести, силы, вызывающие АВПД, которые способствуют процессу первичной миграции УВ из нефтематеринских толщ в коллектор. Также существуют силы, которые препятствуют этому процессу, например, капиллярные и сорбционные.

. Миграция носит импульсный характер и имеет периодичность.

Изучением процессов первичной миграции занимались многие российские и зарубежные учёные, но, к сожалению, целый ряд вопросов до сих пор остаётся без ответа.

Автор благодарит своего научного руководителя С.В. Фролова за помощь в написании курсовой работы, предоставлении необходимого материала и консультацию по работе над курсовой работой.

Список литературы

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. Издательство Московского университета, 2000. 384 с.

2. Большая советская энциклопедия / Под ред. А.М. Прохорова. - М.: Советская энциклопедия, 1989. 1632 с.

3. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. - М.: Недра, 1991. 287 с

4.      Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. Москва «Недра», 1986. 228 с.

.        Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых. Издательство Московского университета, 2010. 312 с.