Л 5
Эволюция молекулярного состава ОВ в процессе нефте - и газообразования. Роль миграции в образовании и разрушении месторождений нефти и газа. Первичная и вторичная миграция нефти.
Эволюция молекулярного состава ОВ в процессе нефте - и газообразования (кн.: теор. основы)
Сравнительные исследования элементного состава ОВ пород и нефтей (таблица [2]) показывает, что в ряду кероген – природный асфальт – нефть происходит увеличение содержания углерода и водорода и одновременное уменьшение роли серы, азота и кислорода.
В соответствии с этим, принимая кероген в качестве потенциального источника нефти и газа, процесс формирования нафтидов можно выразить как генерация из керогена и последующая аккумуляция в ловушках легких молекул, богатых водородом.
Химические реакции, предположительно происходящие в диагенезе, приводят к образованию многих углеводородов присутствующих в нефтях:
Химические реакции, предположительно происходящие на стадии катагенеза, приводящие к образованию нефтяных углеводородов:
а также реакции удлинения и укорочения парафиновых цепей при образовании АБ:
Роль миграции в образовании и разрушении месторождений нефти и газа. Первичная и вторичная миграция нефти.
Для образования залежей нефти необходимо ее выделение из нефтепроизводящей породы. При этом важными моментами являются:
1) Вид нефте - и газопроизводящей породы
2) Обеспеченность условий для миграции
При теоретическом рассмотрении процессов нефтегазообразования Вид породы, которую можно отнести к нефте - и газопроизводящей, и обеспеченность условий для миграции в значительной степени определяются гипотезой нефтегазообразования на которую опирается исследователь.
Если отправной позицией является органическая осадочно-миграционная гипотеза, считается, что первичное нефтегазообразование происходит в толще осадочных пластов богатых органикой. Здесь уже можно определиться с литологией отложений и попытаться смоделировать процессы нефтегазообразование и миграции.
Для того, чтобы разобраться в механизме миграции нефти из материнской толщи к месту скопления, принято процесс делить на две стадии:
1. Первичная миграция, при которой микронефть выделяется из материнской породы в пласт коллектор
2. Вторичная миграция – перемещение нефти по пласту коллектору к месту скопления или к земной поверхности в результате межпластовой миграции.
На каждой из стадий преобладают определенные механизмы и виды миграции, так как стадии значительно различаются по петрофизическим характеристикам (пористость, проницаемость, водонасыщенность) и физическим условиям (давление, температура) окружающей среды и форме миграции (водная, газовая, сверхкритическая флюидная).
Первичная миграция (эмиграция). Наиболее активизируется во время ГФН на глубинах 1500-3500 м. Эмиграция совпадает с уплотнением и дегидратацией глин при повышении Т и Р. Происходит массовое выделение связанной воды и вместе с ней эмигрируют нефтеобразующие УВ.
Различают три основных типа генерационных моделей [1, 2], которые достаточно принципиально различаются по интенсивности и форме протекания первичной миграции:
1. Миграция в открытом генерационном очаге – глинистая производящая толща, испытывает нормальное уплотнение в условиях свободного отжатия поровых флюидов. В такой системе катагенез идет по линии термодеструкции керогена с образованием легких осколков – воды, газов, легких углеводородов. Генерируемый в больших количествах газ, из-за раскрытости системы, не аккумулируется и рассеивается в среде. Вид (форма) в котором будут эмигрировать УВ зависит от преобладающего флюида – водные растворы (до глубин 3 км), свободная фаза (1-5 км) и газовые растворы (4-6 км).
2. Закрытый генерационный очаг реализуется в материнских толщах, ниже региональных флюидоупоров. Для этих очагов характерны недоуплотненные глинистые породы и аномально высокие пластовые давления. Уход продуктов превращения керогена затруднен, поэтому происходит внутримолекулярная перестройка керогена с образованием устойчивых в данных термобарических условиях структур. Идет синтез высокомолекулярных соединений нефти, гидрогенизация молекул. То есть образуется преимущественно нефть, но потенциал нефтематеринских толщ не реализуется из-за невозможности оттока продуктов.
3. Раскрытый генерационный очаг формируется из закрытого, как вторая стадия его эволюции. Раскрытие очагов генерации нефти происходит в результате неотектонических процессов, когда в результате тектонической инверсии возникают дренирующие каналы и происходит прорыв элизионных потоков из зон аномально высоких давлений в зоны разгрузки. Первичная миграция может происходить интенсивно, в форме струйных перетоков водных растворов и эмульсий.
Выбросы порций УВ могут происходить периодически. Если количество образующихся УВ и сопутствующих транспортных флюидов (воды, глубинные газы) невелико, они пропитывают прилегающие к материнской толще породы, постепенно теряют легкие компоненты и образуют битуминозные слои, аналогично наблюдаемым битумоидам малокуонамских горизонтов, прилегающих к слоям куонамских горючих сланцев Северо-Востока Сибирской платформы [129]. При достаточной концентрации углеводородов, миграционный поток может выделить капельно-жидкую форму течения.
Вопрос:
Каким будет химический состав последовательно образующихся и эмигрирующих веществ? – на семинар.
В чем различие микронефти материнских пород и нефти в коллекторе?
Все различия в составе ОВ при переходе от материнской породы к коллектору определяются одсорбционными свойствами веществ, размерами и конфигурациями молекул. В нефтях всегда меньше полярных N, S, O –соединений по сравнению с битумоидами материнских пород
Расстояние на которое перемещаются УВ-флюиды при первичной миграции в УВ-фазе не превышает нескольких метров, а в водных растворах – на большее расстояние до ближайших коллекторов.
Для миграции водных растворов в пористых средах предлагается несколько самостоятельных механизмов: в виде истинных растворов, коллоидно-эмульсионный механизм, капельно-жидкая форма течения в собственно жидкой фазе (движение в виде капелек, струй, пленок на пузырьках газа или на поверхности молекул керогена – эффект фитиля).
В случае неорганической гипотезы, установить конкретный вид нефтематеринской породы сложно – это мантия Земли и прилигающие к ней породы (астеносфера и нижние горизонты коры). Здесь можно как-то моделировать и изучать только флюидодинамику мигрирующих УВ по зонам разуплотнения, структурным и термобарическим неоднородностям пород и пластов. Такими исследованиями начали заниматься только в последние годы, данных мало и находятся в состояниипроработки различных гипотез (коровые волноводы, нелинейные флюидодинамические модели).
Согласно неорганической гипотезы, первоначальная генерация углеводородов происходит в результате превращения и дегазации мантийного вещества.
Здесь важная роль в формировании первичных потоков УВ отводится:
· диффузионным формам движения, которые усиливаются конвективными магматическими потоками
· горячим гидротермальным потокам под океанической корой на глубинах 8-10 км в процессе серпентинизации железистых оливинов может происходить образование свободнорадикального водорода и метана по реакциям:
9Mg2SiO4∙3Fe2SiO4 + 14H2O à 6Mg3[Si2O5](OH)4 + 2Fe2O3∙FeO + 4H´
9Mg2SiO4∙6Fe2SiO4 + 14H2O + CO2 à 6Mg3[Si2O5](OH)4 + 4Fe2O3∙FeO + CH4
Свободные радикалы и метан стимулируют и ускоряют образование новых УВ из рассеянного органического вещества пород и, таким образом, инициируют первичный поток углеводородов в осадочную толщу. Большая часть выносимых гидротермами УВ попадает в верхние части гидросферы и рассеивается. Но часть гидротерм дренируется в осадочные породы.
Количество органического вещества выносимого гидротермальными потоками практически неограниченно (все, которое может образоваться), так как флюиды находятся в сверхкритическом состоянии, при котором взаимная растворимость УВ и воды очень велика.
Расстояния такого массопереноса – любые, обеспеченные структурой пород.
Вопрос состоит только какие УВ образуются в этих условиях и можно ли их считать нефтью.
Вторичная миграция. Если первичная миграция протекает в плотных породах, то вторичная миграция – в более проницаемых пластах-проводниках, пластах-коллекторах – если говорим о латеральной миграции, и в трещинной, разломной структуре разреза – если говорим о межпластовой миграции.
Механизм вторичной миграции заключается в следующем. Попадая в коллектор, заполненный водой, капли нефти и пузырьки газа всплывают в ней к кровле пласта. Если пласт имеет наклонное положение, то всплывание происходит вверх по его восстанию.
К настоящему времени среди физических факторов, контролирующих механизмы миграции нефти, главная роль отводится плавучести нефти, капиллярному и гидродинамическому давлению.
Движению флюидов в пласте препятствуют силы межфазового трения, молекулярное притяжение стенок пор в породе, капиллярное давление.
Гидродинамический напор в водоносном пласте может как способствовать, так и препятствовать вторичной миграции, все зависит от направления движения водных потоков
Фактор плавучести – основная движущая сила вторичной миграции - действует повсеместно и способен обеспечить необходимый напор сил для восходящей миграции.
Плавучесть частиц нефти растет по мере их укрупнения.
Француз Пулэ рассчитал длину непрерывного нефтяного шнурка, который может быть образован и удержан на месте в наклонном пласте песчаника (уклон 100 м на 40 км) со средним радиусом зерен 0,5 мм, напряжением раздела вода-нефть 40,4 дин/см при 400С. В гидростатических условиях критическая высота нефтяного столба составила 35 см. При превышении этой величины шнурок начинает двигаться.
Рис. Образование нефтяного шнурка.
Подъемная сила всплывающего в вертикальном капилляре пузырька газа без учета сил торможения определяется из выражения
Fa = (4\3)∙πr3∙n∙ρ∙g∙h\cosα (5)
где r – радиус микропузырьков; n – количество микропузырьков в условном капилляре; g – ускорение свободного падения; h – толщина пласта (высота условного капилляра); ρ – плотность вмещающей среды – воды; α – угол наклона условного капилляра от вертикали.
при диаметре капилляра d=10-4 м, длине h=10 м и заполненности его дисперсной газовой фазой с микровключениями нефти, архимедова сила, действующая в объеме вертикального капилляра (α=00) будет:
Fa = 0,17 МПа (6)
Такой силовой фактор почти в 1000 раз превышает гидравлический градиент, существующий в недрах, и является реальной силой, обеспечивающей флотомиграцию. Вместе с мигрирующим газом могут переноситься и пузырьки микронефти, как показано на рис. 1.24.
Рис. 1.24 Модель порового капилляра [122].
По масштабам движения миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношением в пространстве очагов генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами (локальными складками, тектоническими разрывами, литологическим выклиниванием пласта).
Гипотеза вертикальной миграции углеводородов имеет практическое применение при поиске и разведки нефтяных и газовых месторождений. По мнению [19], именно восходящие флюидодинамические потоки является одной из важных форм миграции.
Углеводородные потоки, поднимаясь по трещинам и порам вверх по разрезу, пересекают горизонты коллекторов, в которых температура и давление ниже соответствующих показателей очагов генерации. Если на пути движущихся углеводородов встречается преграда (экран или барьер), то происходит аккумуляция углеводородов в этих горизонтах.
При длительном процессе погружения бассейна в его разрезе появляется несколько уровней расположения очагов генерации, а над ними – несколько этажей размещения залежей углеводородов
Далее говорим о зональности.
Литература
1. Тараненко аспекты вертикальной зональности в нафтидогенеза / Е. И Тараненко, , Фарах Салех Фарах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008, № 9. - С. 4-10.
2. Образование и распространение нефти и газа. – М.: Мир, 1981. – 501 с.
Критерии прогнозирования нефтегазоносности недр (там же)
