» » Вторичная миграция нефти и газа

Вторичная миграция нефти и газа

06.08.2016

Строго говоря, разделение миграции углеводородов на первичную и вторичную является достаточно условным и характеризует процесс передвижения нефти и газа в недрах в различных средах и, соответственно, в различных физико-химической обстановках.
Говоря обобщенно о процессах передвижения нефти в породах, можно утверждать, что этот процесс всегда происходит из областей с высокими давлениями в области, где давления ниже, т.е. из участков с высокой потенциальной энергией пласта в сторону уменьшения его потенциальной энергии. Кроме этого, сама микронефть (нефть) обладает термодинамически потенциальной энергией, которая в свою очередь зависит от термодинамически потенциальной энергии компонентов, входящих в ее состав. Значительную роль в миграционных процессах играет возможность проявления этой энергии в том конкретном фазовом состоянии, в котором происходит миграция и в тех конкретных физико-химических условиях (породах), в которых происходит движение углеводородной системы.
Именно поэтому первичная миграция нефти в свободном состоянии, в газо- или водорастворенном состоянии или за счет диффузии отличаются друг от друга. Поэтому в этом разделе, рассказывая о вторичной миграции, нам периодически придется возвращаться к вопросам о передвижении углеводородов в нефтематеринских отложениях и их переходе в пласты-коллекторы.
В качестве примера приведем изменения термодинамической активности некоторых углеводородов при переходе их из материнских отложений в коллектор.
Известно, что термодинамическая активность углеводородов связана с их растворимостью в жидкой фазе, а также способностью сорбироваться твердой фазой. Углеводороды, растворенные в жидкости или сорбированные твердой фазой, естественно, имеют низкую активность, тогда как углеводороды, отталкиваемые жидкой и твердой фазами, имеют высокую активность. Наименьшей термодинамической активностью обладает сама нефть (микронефть). Однако ее активность зависит от размера капелек нефти. Уменьшение диаметра капельки, происходящее при уплотнении глинистых пород, будет сопровождаться увеличением миграционной способности всех компонентов, содержащихся в этой капельке нефти, и это способствует ее передвижению внутри материнских отложений. Однако, в зависимости от строения углеводородов их миграционная способность отличается друг от друга. Термодинамическая активность насыщенных и ароматических углеводородов и, соответственно, их миграционная способность показана на рис. 11.14.
Вторичная миграция нефти и газа

Изучая рисунок можно сделать несколько выводов. Во-первых, термодинамическая активность углеводородов в глинистых породах значительно выше, чем в коллекторе. Это объясняется тем, что в глинистой породе углеводороды как бы отталкиваются водой, связанной с поверхностями глинистых минералов. Если бы глинистые частицы были покрыты нефтяным слоем, то этот слой притягивал бы к себе молекулы углеводородов и, соответственно, они имели бы относительно низкую активность.
Во-вторых, насыщенные углеводороды обладают значительно большей активностью, чем ароматические. И это имеет свое объяснение. Ароматические углеводороды обладают полярностью и некоторым сродством к молекулам воды, что снижает их миграционную способность. И последнее, наименьшей активностью обладает сконцентрированная нефть, миграционная способность которой в пласте-коллекторе значительно выше, чем в материнских породах. Именно поэтому иногда в нефтематеринских породах мы встречаем глинистые породы, пропитанные не мигрировавшей нефтью.
Так как миграционная способность насыщенных и ароматических углеводородов не одинакова, во время продвижения углеводородов в глинистых породах и их переходе в породы коллектора будет происходить естественный процесс фракционирования углеводородов, в результате которого в пласт-коллектор будут попадать в больших концентрациях насыщенные углеводороды, а ароматические соединения будут задерживаться в глинах. Эта особенность была изучена при сравнительном анализе состава нефтей и битумоидов нефтематеринских пород в различных регионах мира.
Данный пример достаточно наглядно показывает, что между первичной и вторичной миграциями нефти существует переход от молекулярного уровня миграции углеводородов до миграции собственно нефти, представляющей собой гомогенную массу. Этот промежуток формирования собственно нефти, как гомогенной массы называется начальной аккумуляцией. Каким же образом микронефть, проникая в коллектор, образует сплошную массу нефти? По мнению большинства исследователей, начальная аккумуляция нефти и газа в водонасыщенной проницаемой среде коллектора начинается после того, как в новообразованных трещинах периферических частей нефтематеринской толщи и прилегающей части пласта коллектора происходит дифференциация раствора с выпадением из него в свободную фазу пузырьков газа, микрокапель нефти и твердых минеральных компонентов. Твердые компоненты, в основном, выпадают в осадок, а для того чтобы микрокапельки нефти или (и) пузырьки газа соответственно сливались друг с другом, образуя постепенно увеличивающуюся гомогенную массу нефти и газа, необходимы благоприятные взаимосвязи между силой, вызывающей движение капелек нефти, и капиллярными силами, препятствующими этому движению.
Если вода, заключенная в порах коллектора, более или менее неподвижна (это так называемое гидростатическое равновесие), то единственной силой, способной переместить капельки нефти, будет ее плавучесть. Однако, как правило, на глубине имеется гидродинамический уклон, благодаря которому происходит переток пластовых вод. Поэтому течение воды под воздействием гидродинамических градиентов существенно влияет на всплываемость нефти и газа. Таким образом, начальная аккумуляция нефти и газа и последующий процесс формирования гомогенной массы нефти зависят от трех основных факторов: плавучесть нефти и газа в водонасыщенном коллекторе, капиллярное давление, препятствующее движению, и гидродинамический фактор, определяющий направление движение флюидов в пористой среде. Напряжение, имеющееся на разделе двух несмешиваемых фаз (жидкость - жидкость или газ - жидкость), а в нашем случае нефть - вода и газ - вода, изучена достаточно хорошо. Это напряжение рассматривается как сила, действующая на границе раздела, создающая разность давлений*.
Действие сил на границе раздела приводит к тому, что капелька нефти, помещенная в воду, будет стремиться принять форму, при которой площадь ее поверхности будет минимальной, т.е. в идеале - форму сферы.
Капелька нефти находится внутри порового пространства и напряжение на границе раздела нефть - вода препятствует ее прохождению через капилляр, если его диаметр меньше, чем диаметр капли. Сила, необходимая для проталкивания капли через такую пору также называется капиллярным давлением (в зарубежной литературе эта сила называется нагнетательным давлением).
Если в пласте имеется гидростатическое равновесие, то капелька нефти может так и остаться в этой поре. Если диаметр поры больше, чем диаметр капельки, то она сможет пройти через этот капилляр и слиться с другой капелькой нефти и т.д. В гидростатических условиях силы всплывания нефти могут быть достаточно большими, чтобы преодолеть капиллярное давление, так как силы всплывания тем больше, чем больше разница в плотности воды и нефти и чем выше столб нефти.
Эти процессы протекают аналогичным образом и для газообразных углеводородов и отличаются лишь тем, что плотность газа значительно меньше, чем плотность нефти, поэтому газообразные углеводороды обладают большими силами всплывания. Все эти процессы, как мы уже говорили, хорошо изучены и описаны соответствующими математическими формулами.
Нефть, оставшаяся в поре в гидростатических условиях, находится в равновесном состоянии между силами всплывания, стремящимися протолкнуть нефтяную каплю по капилляру и капиллярным давлением, противодействующим этому движению. Однако внутри капли нефти возникает избыточное давление, которое, в зависимости от радиуса поры, может изменить ее форму и будет увеличиваться с уменьшением радиуса кривизны поверхности капли до того момента, когда давление в верхней части деформированной капли будет больше, чем в поре (рис. 11.15).
Вторичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.15 становится понятным, что капиллярное давление противодействует силе всплывания до тех пор, пока радиусы кривизны деформированной нефтяной капельки в верхней и нижней частях не сравняются. Теперь капелька начинает продвигаться через поровое пространство. Когда она прошла половину сужения, капелька начинает всплывать. Если сужение в нижней части поры меньше, чем в верхней, сила всплывания и градиент капиллярного давления будут направлены в одну сторону, что значительно облегчит дальнейшее продвижение нефти.
Сила всплывания, действующая на капельку нефти или пузырек газа, определяется разницей плотностей нефти (или газа) и пластовой воды. Обычно эта разница для нефтей и пластовой воды составляет 0,1-0,3 г/см3, а для газа - 1,0 г/см3.
Аналогичная картина наблюдается на границе нефтематеринской породы и пласта-коллектора, то есть между тонкозернистой и грубозернистой породой.
Теперь нам надо рассмотреть такие важные вопросы, как гидродинамика и начальная аккумуляция.
Мы с вами хорошо знаем, что в большинстве случаев пластовые воды находятся в движении. Поэтому, рассматривая вопросы создания гомогенной массы нефти и газа, мы не можем не учитывать, какое влияние на этот процесс оказывает гидродинамическая обстановка в недрах, так как, в зависимости от направления движения пластовых вод, она может способствовать или затруднять передвижение нефти и газа.
Понятно, что если гидродинамический градиент направлен вверх, он как бы помогает силам всплывания нефти и газа. Если же он направлен вниз, то силы всплывания должны либо уровнять, либо превысить напор движущейся воды. Здесь надо отметить, что маленькие капельки нефти, существовавшие на начальном этапе их движения, уже представляют собой более крупные глобулы или, как их еще называют в зарубежной литературе, «шнурки» (stringer).
Давайте сначала рассмотрим вариант, при котором глобула нефти (нефтяное тело) расположено вертикально в поре и движущейся поток пластовой воды направлен вверх (рис. 11.16).
Вторичная миграция нефти и газа

Из рис. 11.16 видно, что поток воды помогает силе плавучести преодолеть противодействующую ей силу капиллярного давления и помогает силе всплывания.
Мы уже говорили о том, что чем больше высота нефтяного тела, тем сильнее сила плавучести. Поэтому, если поток воды направлен вниз, то для продвижения нефтяного тела вверх его высота должна быть намного больше, чтобы преодолеть силу капиллярного давления.
Как мы уже отмечали, все эти варианты имеют математическое обоснование. Первоисточники опубликованы в Интернете, а также имеются практически во всех крупных научно-технических библиотеках.
Теперь нам остается рассмотреть вариант, при котором происходит транспортировка наклонного вытянутого нефтяного тела в гидродинамических условиях (рис. 11.17),
При движении пластовой воды вдоль нефтяного тела разница гидростатических напоров в его нижней и верхней частях должна рассматриваться как добавление к высоте нефтяного столба, удерживаемого капиллярным давлением.
Вторичная миграция нефти и газа

Если движение воды направлено вверх по уклону, то для преодоления капиллярного давления столб нефти может быть относительно коротким. Если направление движения воды будет вниз по уклону, то для преодоления капиллярного давления столб нефти должен быть значительно длиннее.
Как мы уже говорили в начале раздела, для осуществления вторичной миграции нефти и газа и в конечном итоге образования скоплений углеводородов в ловушке необходимо, чтобы флюиды находились в пласте-коллекторе в виде достаточно крупной гомогенной массы. Ho природа, как всегда, предусмотрительна, и этому процессу в значительной степени способствуют процессы тектогенеза, о которых мы рассказывали вам в предыдущем разделе. Поэтому, как только поступление новых порций нефти и газа превысит критическую массу, гомогенная масса нефти и газа начнет мигрировать в пласте-коллекторе, С этого момента и начинается вторичная миграция нефти и газа, в результате которой в природных ловушках формируются единичные, элементарные скопления (залежи) нефти и газа.
Какие же виды вторичной миграции существуют? На приведенных примерах движения нефти в пласте-коллекторе видно, что миграция может происходить вверх по восстанию пласта. Такой вид миграции нефти и газа называется внутрирезервуарной или латеральной миграцией.
Для наглядности этот вид миграции представлен на рис. 11.18, а и б. Однако вполне возможно, что в этом конкретном месте есть разрывные нарушения или трещины. В этом случае миграция будет происходить по разрывному нарушению или трещинам через слабопроницаемые покрышки перпендикулярно к напластованию слоев.
Такое перемещение нефти и газа называют внерезервуарной или вертикальной миграцией (рис. 11.18, в и г).
Говоря о латеральной и вертикальной миграции нефти и газа, мы практически перешли к рассмотрению существующих классификаций миграционных процессов.