Презентация на тему "Миграция углеводородов"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Лекция 5

  Миграция УВ Изотопный состав углерода

• 
  Слайд 2

  Миграция нефти и газа

  Процесс перемещения углеводородов из нефтематеринских отложений называется первичной миграцией. Процесс передвижения углеводородов в природных резервуарах называется вторичной миграцией. Процесс формирования скоплений углеводородов аккумуляция. В отечественной литературе встречается термин «третичная миграция», подразумевающий движение нефти и газа при переформировании их скоплений. В зарубежной литературе, реже в отечественной, этот процесс иногда обозначается термином «ремиграция».

• 
  Слайд 3
  

  Схема первичной и вторичной миграции на ранней (I) и поздней (II) стадиях миграционных процессов

  (по Б. Тиссо с изменениями) Первичная миграция – выделение микронефти из нефтематеринской породы с потоками газов (до 10%), воды (порядка 90%). В коллекторе происходит аккумуляция нефти и газа (за счет снижения давления) Причины миграции: разность давлений в нефтематеринской толще и коллекторе и диффузия (за счет перепада концентраций)

• 
  Слайд 4

  Факторы миграции

  Процессы нефте-газогенерации (объемные эффекты) Давлениегеостатическое и динамическое, создаваемое тектоническими процессами (уплотнение); Дегидратация минералов. Тектогенез(разломы, трещиноватость, вибрация); Капиллярныесилы (вытеснение водой нефти из мелких пор в более крупные); Плотностными различиями (всплывание) воды, нефти и газа в пласте-коллекторе; Изменение объема пор породы (цементация, перекристаллизация породы); Упругие силы расширения (напряжения) флюидов (за счет различной сжимаемости воды, нефти и газа); Упругие силы расширения пород (горное давление влияет на сжимаемость пород и пористость)

• 
  Слайд 5
  

  8. Фильтрация (возникает при перепаде давлений и зависит от проницаемости пород и вязкости флюида – описывается законом Дарси); 9. Диффузия – возникает при перепаде концентраций в разных точках пласта, направлена на выравнивание концентраций (закон Фика); 10. Гидравлический фактор (движение вод от областей питания или из зон АВПД); 12. Энергия газа (при изменении давления в системе газ-флюид граница газ-флюид может мигрировать за счет процессов дегазации или растворения газовой фазы)

• 
  Слайд 6
  

  Повышение давления свободной воды с глубиной (по Дж. Ханту). Линия А соответствует среднему градиенту гидростатического давления (10,4 кПа/м), характерному для большинства нефтегазоносных территорий. Линия В соответствует градиенту геостатического давления (24,4 кПа/м). Пунктирная линия показывает изменение давления свободной воды в песчано-глинистой толще (разрез слева). В правом верхнем углу рисунка показано изменение давления флюидов в слоях песка (П) и глины (Г), под действием оказываемого на них сверху давления (стрелка). В центре глинистого слоя возникает избыточное давление, которое является гидравлическим барьером для движения флюидов. Поэтому флюиды выжимаются вверх (предпочтительнее) и вниз в песчаные слои В глинах создается АВПД что способствует оттоку из них флюидов + их уплотнение.

• 
  Слайд 7
  

  Различия в пористости глин, обусловленные разными возможностями отжима воды из глин во время их уплотнения (по Дж Ханту)

  Кривая по данным ученого Эти  отражает равновесное уплотнение палеозойских глин Оклахомы. Кривая по данным Диккинсона характеризует уплотнение молодых глинистых отложений побережья Мексиканского залива, которые не достигли равновесия уплотнения. Кривая Б.К. Прошлякова показывает, что деградация глинистых минералов изученного им района может происходить на глубине около 2440 м (изгиб а кривой). Кривые Хатберга и Н.Б. Вассоевича соответствуют промежуточным стадиям уплотнения

• 
  Слайд 8

  Вода

  Поровая (свободная) вода – большого значения не имеет, т.к. отжимается на более ранних этапах литогенеза Химически связанная (структурная) – вода, входящая в кристаллическую структуру минералов – начинает выделяться при 200300 С – после начала нефти генерации Физически связанная – сорбированная на поверхности минералов, от свободной воды связанная отличается химическими и физическими свойствами (пониженная t замерзания, высокая химическая активность). Количество связанной воды зависит от величины активной поверхности. Самые высокие значение активной поверхности у глинистых минералов. В смектите до (800 м2/г) .

• 
  Слайд 9
  

  Важное значение в процессе первичной миграции играет процесс иллитизациисмектита (перекристаллизация смектита в гидрослюду), в результате которого в поровое пространство выделяется большое количество сорбированной на смектите воды. При этом из-за более плотной структуры иллита при иллитизациисмектита порода заметно разуплотняется. Этому же способствует и «разуплотнение» воды – плотность прочносвязанной воды по разным оценкам составляет 1.15-1.5 г/см3. Перекристаллизация смектита в иллит начинается при температурах 40-50оС и завершается при ~ 200оС (наиболее интенсивно этот процесс протекает при ~ 120 оС) [Colten-Bradley, 1987; Дриц, Коссовская, 1990; Холодов, 2006]. Объем выделившейся воды при этом достигает 15% от объема глинистых толщ. Приращение пористости в глинах при этом может достигать 5-6 %

• 
  Слайд 10
  

  Схема первичной миграции микронефти в водорастворенном состоянии (по Д.В. Несмеянову, 1995)

  а литологический разрез; бмикронефть и газообразные углеводороды, растворенные в десорбированной воде внутри пор в нефтематеринской толще до флюидоразрыва; вситуация в глинистой толще и примыкающем к ней коллекторе во время флюидоразрыва; г изменения порового давления; 1 коллектор; 2 центральная часть глинистой толщи, не затронутая флюидоразрывом; 3микронефть и газообразные углеводороды, растворенные в десорбированной воде внутри пор в нефтематеринской толще до флюидоразрыва; 4 микротрещины; 5 водный раствор в микротрещинах материнской толще и в коллекторе (до их дифференциации); 6 фазово-обособленная нефть (а) и газ (б); 7 направление движения раствора и фазово-обособленных компонентов; I перефирийная часть материнской толщи, где происходит флюидоразрыв; II  центральная часть нефтематеринской толщи, не затронутая флюидоразрывом; виды давлений:  поровое до флюидоразрыва;  поровое после флюидоразрыва; р2 гидростатическое; р3геостатическое Выделение воды приводит к гидроразрывам пород на границе коллектора с нефтематеринской толщей. В коллекторе происходит дифференциация воды и нефти.

• 
  Слайд 11
  

  Соотношение величины диаметра пор в зависимости от величины общей пористости и диаметры органических молекул (по Д. Вельте) . Миграционная способность органических соединений зависит от размера пор и диаметра молекул. Крупные молекулы УВ удаляются из глин медленнее чем легкие УВ

• 
  Слайд 12
  

  Изменение некоторых значений различных физических параметров глин при увеличении глубины погружения (по Б. Тиссо и Д. Вельте, 1981 с изменениями) Формы миграции ОВ в виде: идеального раствора в воде и газе, коллоидов и мицелярныхрастворов, эмульсии, обособленной фазы Мицелла (новолат. micelle, от лат. mica  крошечка)  частица дисперсной фазы, окруженная слоем молекул или ионов дисперсионной среды

• 
  Слайд 13
  

  Растворимость в воде сырых нефтей ЯмингФармз и Луизиана Стейт, а также четырех отбензиненных нефтей (фракция 200 С  конец кипения): Эймосиз-Лейк, Риди-Крик, Аляска и ЮнионМун (по Прайсу)

  С ростом температуры растворимость жидких нефтепродуктов в воде возрастает, что способствует их миграции в виде истинного растовра

• 
  Слайд 14

  Влияние тектонической активности на первичную миграцию

  Процессам первичной миграции способствует тектоническая активность: прогрев, увеличение горного давления, «сейсмическое встряхивание», сейсмомагнитные, сейсмоэлектрокинетические, а также вибросейсмичесие процессы создают не только пути для первичной миграции углеводородов, но и способствуют отрыву микронефти от органического вещества.

• 
  Слайд 15

  Вторичная миграция нефти

  разделение миграции углеводородов на первичную и вторичную является достаточно условным между первичной и вторичной миграциями нефти существует переход от молекулярного уровня миграции углеводородов до миграции собственно нефти, представляющей собой гомогенную массу (начальная аккумуляция).

• 
  Слайд 16
  

  Классификация миграционных процессов помасштабам и форме (характеру) движения

• 
  Слайд 17

  Виды вторичной миграции

  Внутрирезервуарная (латеральная) - движения нефти по простиранию пласта-коллектора (характерна для платформ); Внерезервуарная (вертикальная) - по тектоническим нарушениям и трещинам (характерна для горных областей и тектонически активных районов)

• 
  Слайд 18

  Масштабы миграции

  Расстояние латеральной миграции может составлять десятки, а по некоторым оценкам даже сотни километров. Вертикальная миграция– несколько км, особенно сильно ее влияние в горно-складчатых областях.

• 
  Слайд 19

  Классификация миграционных процессов по путям миграции нефти и газа

• 
  Слайд 20

  Определение направления миграции

  определение соотношений коэффициентов заполнения ловушек углеводородов (снижается с удалением от источника УВ), изучение закономерностей изменения состава нефтей и газов (химические исследования нефти и газа) – пример: обеднение свободных газов гомологами метана исследования изотопного состава элементов, входящих в состав нефтей и газов - в направлении миграции наблюдается фракционирование изотопного состава нефтей и газов, при котором они обогащаются легкими изотопами

• 
  Слайд 21

  Формирование залежей УВ

  Залежи могут быть первичными по отношению к нефтематеринским отложениям и вторичными, если сформировались за ее пределами в результате вторичной миграции. Передвигаясь в пласте-коллекторе вверх по восстанию пластов, вследствие изменения термобарических условий часть воднорастворенные УВ выделяется в свободную фазу и при наличии ловушек может сформировать скопления нефти и (или) газа. Порядок заполнения ловушек позволяет судить о формах миграции УВ. Мигрируют в свободной или водно растворенной фазе

• 
  Слайд 22
  

  Схема дифференциального улавливания УВ, мигрирующих в свободном состоянии

  В природе в цепи ловушек довольно часто наблюдается распреде­ление скоплений углеводородов различного фазового состояния, сформировавшихся по принципу «дифференциального улавливания» При ступенчатом расположении ловушек вверх по восстанию слоев, по мере повышения их гипсометрических отметок газовые залежи сменяются газонефтяными и еще выше нефтяными залежами. Дифференциация возможна только в том случае если УВ мигрируют в свободном виде (в виде струй нефти и газа). Газ передвигается быстрее нефти и первым занимает ловушку, нефть переносится выше по пласту. движение флюида

• 
  Слайд 23
  

  Дифференциальное улавливание воднорастворенных УВ будет отличаться - картина распределения залежей нефти и газа будет обратной!

  При движении растворов по региональному восстанию слоев снижение давления и температуры будет способствовать выделению из них нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие углеводороды растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора должна выделиться нефть, которая и заполнит первую, гипсометрически самую нижнюю ловушку. Газ заполнит ловушки, располагающиеся выше по потоку. По принципу дифференциального улавливания залежи чаще формируются в пределах мобильных тектонических элементов: предгорных прогибов, межгорных впадин и т.д. (Пример - рифовые массивы сакмаро-артинских отложений Предуральского прогиба и провинции Альберта в Канаде). В пределах платформ такой механизм имеет подчиненное значение. Дифференциальное улавливание отмечается и при вертикальной миграции флюидов (Ферганская впадина, в Южно-Таджикская депрессия)

• 
  Слайд 24

  Формирование многоярусных (чередующихся) и висячих залежей.

  Иногда в разрезе отмечается чередование водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов – результат активной гидродинамики (вымывание потоком воды нефти с определенных уровней) – Апшерон, Западная Туркмения В некоторых районах при обводненностисводовых частей структур выявлены скопления нефти на их крыльях или в периклинальных частях. Это  так называемые «висячие залежи».

• 
  Слайд 25

  Длительность процессов аккумуляции углеводородов

  геологическое время формирования скоплений нефти и газа тесно связано с цикличностью и длительностью процессов вторичной миграции углеводородов в региональном плане. длительность геологического времени формирования скоплений нефти и газа обусловлена конкретными особенностями геологического строения региона и истории его геологического развития. Поэтому в одних регионах этот период составляет всего единицы миллионов лет, а в других может быть весьма продолжительным  десятки или даже сотни миллионов лет. Иногда аккумуляция носит многофазный характер

• 
  Слайд 26

  Методы определения времени аккумуляции углеводородов в ловушках.

  палеотектонический анализ (основной метод), позволяющий определить время образования ловушки, к которой приурочена залежь нефти и газа;  определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом (А. Леворсен, У. Гассоу) – фиксирует глубину полного растоврения газовой фазы, не учитывает притоки/оттоки газа из ловушки; определение объема газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия (Н.А. Еременко);  изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора (литологические и геохимические исследования); использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах (В.Ф. Линецкий).

• 
  Слайд 27

  Изотопный состав углерода

  Изото́пы — разновидности атомов химического элемента, имеющие разное содержание нейтронов в ядре. Углерод имеет два стабильных изотопа — 12C и 13C. Содержание этих изотопов в природном углероде равно соответственно 98,93 % и 1,07 %. Радиоактивный изотоп 14C (его период полураспада равен 5,70±0,03 тыс. лет – используется для датирования объектов возрастом до 45 тыс. лет), основная масса образуется 14C в атмосфере при облучении изотопа 14N нейтронами, а так же при ядерных взрывах и в небольших колвах в земной коре. 27

• 
  Слайд 28
  

  Измерение изотопного состава производится на масс-спектрометрах. Для характеристики изотопного состава углерод-содержащего вещества (ОВ, карбонаты, СО2, СН4, нефть, алмазы) используется величина d13С, измеряемая в ‰ (промилле PDB): В качестве стандарта используют отношение 13С/12C в белемните мелового возраста формации Пи-Ди, Северная Каролина, США. 28

• 
  Слайд 29
  

  Изотопы (углерода) отличаются друг от друга по массе и, следовательно, по физическим свойствам и во многих природных процессах происходит их разделение - фракционирование. Правила фракционирования: чем меньше молекулярная масса элемента и чем больше различия масс изотопов – тем сильнее эффекты фракционирования (общее правило); в двуфазных системах (газ-вода; вода-порода) более легкий изотоп предпочтительнее уходит в более подвижную фазу; живые организмы «предпочитают» легкие изотопы; в углеводородах более сложные молекулы (Сn) отличаются более высокими значениями d13С. 29

• 
  Слайд 30
  

  Распределение стабильных изотопов углерода в природных объектах (по Э.М. Галимову)

  30

• 
  Слайд 31
  

  Общая схема образования углеводородов на различных этапах погружения осадковпо (Ал.А. Петрову, 1984)

  δ13С(С Н4), ‰ 31 Зависимость δ13С(С Н4) от пластовой температуры по Э.М.Прасолову (1990)

• 
  Слайд 32

  Изотопы водорода

  Водород имеет двастабильных изотопа 1Н (протий  99,98 % по массе) и 2Н (дейтерий  0,02 % по массе) и одинрадиоактивный изотоп 3Н (тритий  его содержание менее 0,02 % по массе). Период полураспада — 12,32 года, используется для датирования вод (поверхностных и подземных) Также проводятся исследования изотопного состава серы (32S/34S ) и кислорода (16О/18О) 32