Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа. (Лекция 9) презентация

Под первичной миграцией обычно понимают перемещение нефти и газа из нефтегазогенерирующих толщ, сложенных слабопроницаемыми, преимущественно глинистыми осадками, в пласт-коллектор (песчаники, известняки). Первичная миграция происходит в эксфильтрационных геогидродинамических системах при компрессии глинистых толщ и перетоке элизионных вод и растворенных в них углеводородов в пласты-коллекторы.
Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.

Пьезомаксимумы рассматриваются как зоны нефтегазообразования, а пьезоминимумы, характеризующиеся отставанием в накоплении пород, меньшей мощностью осадочных отложений, в сторону которых направлена миграция флюидов, относятся к зонам нефтегазонакопления.

При достижении предела насыщенности вод, газ начинает выделяться в свободную фазу (при Рнас≥Рпл). Поступающий в коллектор газ в виде струи свободного газа в последующем может мигрировать по коллектору до ближайшей ловушки в форме свободных струйных потоков (струйная миграция).
При подъеме территории, росте локальных структур пластовое давление может снижаться, а это вызывает интенсивное выделение растворенных газов в свободную фазу, что и приводит к формированию залежей в ловушках.

Рис. 24 – Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта и пьезометрической поверхностью (по А.И.Леворсену, с изменениями)
1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – направление движения воды
Разрушение залежей нефти и газа может быть механическим (гидравлическим), физико-химическим и биохимическим. Механическое разрушение залежи происходит в результате вымывания нефти и газа из ловушки подземными водами во взвешенном состоянии. Основной фактор гидравлического разрушения залежей нефти и газа – изменение гидродинамического градиента в пласте, приводящее к появлению наклона ВНК или ГВК.

По М.Хаберту, зависимость наклона ВНК или ГНК от гидравлического уклона описывается уравнением:
где
θ – угол между поверхностью нефтеводяного
(или газоводяного) контакта и горизонтальной поверхностью;
i – гидравлический уклон, равный отношению h/l;
ρв, ρн, ρг – плотности воды, нефти или газа.
Ориентировочно для нефтяных залежей
tgθ=(2–10)i, для газовых залежей tgθ=(1–1,5)i

Рис. 25 – Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при механическом действии вод
(по А.А.Карцеву)
Нефтяные залежи значительно менее устойчивы против гидравлического разрушения, чем газовые. Условия сохранения или разрушения залежей нефти и газа в ловушках сводового типа определяются соотношением угла наклона ВНК или ГВК θ и угла падения крыла ловушки α. Если наклон нефтеводяного или газоводяного контакта круче угла падения крыла сводовой ловушки, то нефть и газ вымываются из нее и залежь исчезает, если меньше, то залежь сохраняется.

Физико-химическому разрушению подвержены газовые залежи и газовые шапки нефтяных месторождений. При погружении пород и росте пластового давления, некомпенсируемом ростом газонасыщенности вод, газ (метан) будет растворяться, и газовая залежь постепенно может исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс растворения метана происходит на глубинах, где температура превышает 100-1200С.

Химическое разрушение нефтяных и газовых месторождений происходит в результате окисления углеводородов кислородом и содержащими кислород сульфатами, растворенными в пластовых водах.
Примером влияния окислительных процессов на инфильтрационном этапе гидрогеологической истории является нижнемеловой комплекс Западно-Канадского бассейна (Л.И.Морозов, 1980).

Рис. 26 – Схематическая гидрохимическая карта нижнемеловых отложений Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна (по Л.И.Морозову)
1, 2 – залежи углеводородов: 1 – битумы, 2 – нефти (I – Атабаска, II – Пис-Ривер, III – Уобаска, IV – Колд-Лейк, V – Пембина, VI – Ллойдминстер, VII – Джоаркам, VIII – Фен-Биг-Валли, IX – Беллшилл-Лейк, X – Вайнрайт, XI – Саффилд); 3 – направление движения инфильтрационных вод; 4 – предполагаемое направление движения элизионных вод; 5 – область питания инфильтрационных вод; 6 – выходы кристаллического фундамента; 7 – линии равной минерализации вод, г/л; 8 – глубина залегания фундамента, км; 9 – в числителе – удельный вес нефти, г/см3; в знаменателе – содержание серы, вес.%; справа – глубина, м