Контрольная работа по "Промысловой геологии"

Современные представления  о факторах первичной миграции и  состоянии мигрирующих УВ заключаются  в следующем.

Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ ("юная" нефть) выжимаются вместе с водой  из осадков при их уплотнении. С  погружением пород они все  более нагреваются. Повышение температуры  обусловливает увеличение объема нефти  и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших  объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается  генерация газа, и первичная нефть  выносится им из материнских пород  в виде газового раствора. Эмиграция  нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально.

Следует указать также  на явление диффузии, как на реальный фактор первичной миграции газа и  газовых растворов нефтяных УВ. Расчеты  Л.М. Зорькина показывают, что примерно 65—70 % газа эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии.

Вторичная миграция нефти  и газа может быть обусловлена  гравитационным, гидравлическим и другими  факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1 - 2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии - это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по . приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

Таким образом, в различных  геологических условиях вторичная  миграция происходит разными способами.

Масштабы (расстояния), направления  и скорости миграции

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется  на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Расстояния, направления  и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической  обстановки формирования залежей.

При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских  пород водами в пласт-коллектор  перемещаются и углеводороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет  не меньше, чем воды. Однако интенсивность  первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более и. 10-6 м3/м2. год.

Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии  происходит с той же скоростью  и в том же направлении, что  и движение пластовых вод, в которых  он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших  пластовых давлений). Максимальные расстояния, на которые мигрирует  газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать  нескольких сот километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной  области и Западно-Сибирской нефтегазоносной  провинции) .

Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины  водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном  состоянии мигрируют преимущественно  в вертикальном направлении к  кровле пласта-коллектора, а затем  в направлении большего угла восстания  пласта. Миграция в этом случае характеризуется  наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит  главным образом от фазовой проницаемости  пород для газа и нефти и  пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти  и газа в пластовых условиях. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может  составить 1 м/год, при 70° -71 м/год, что  значительно (на два порядка) превышает  скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися  пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи  при этом может быть весьма небольшой  — около 1 м.

При генерации газа (и  нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (например, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.

Формирование и разрушение залежей нефти и газа

Формирование залежей  нефти и газа. Нефть и газ  при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в  направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом  и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может  быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипеометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой,

была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был  сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может  осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После  заполнения этих ловушек нефть будет  мигрировать вверх по восстанию  пластов. На участке, где пластовое  давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти  в свободную фазу и поступать  вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена  им в следующую гипеометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой.. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.

Принцип дифференциального  улавливания не является универсальным, объясняющим формирование залежей  во всех случаях. Например, при миграции газа в растворенном состоянии в  антиклинальных структурах, расположенных  на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения.

В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут  содержать залежи газа, а глубоко  расположенные окажутся пустыми. Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

 Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа наблюдаются в Бухарской зоне регионального нефтегазонакопления, где в юрских отложениях встречены преимущественно нефтяные залежи, а в меловых - газовые. Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсометрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих высокое гипсометрическое положение.

Формирование газовых  залежей за счет газа, прежде растворенного  в воде, а затем выделившегося  в свободное состояние, в результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить  во всех ловушках, расположенных в  этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей  происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Скорость накопления нефти  в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность  формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. Интенсивность формирования газовых  залежей, по опубликованным материалам, составляет п - 10-6 м3/м2. год.

Процессы миграции и аккумуляции  нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних  случаях формируются первичные  залежи - из рассеянных углеводородов, в других вторичные — за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Характер распределения  нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных  типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами.

В отдельных случаях залежи могут образоваться "на месте". Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются.

Разрушение залежей нефти  и газа. Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках последующем  могут быть частично или полностью  разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Тектонические движения могут  привести к исчезновению ловушки  вследствие ее наклона или образования  дизъюнктивного нарушения, тогда нефть  и газ из нее будут мигрировать  в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть. выведены на поверхность и УВ рассеяться.

Биохимические реакции при  наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также  могут привести к уничтожению  скоплений нефти и газа. К разрушению залежей могут привести в ряде случаев и диффузионные процессы.

Изучение процессов формирования и разрушения залежей нефти и  газа имеет большое значение, так  как позволяет целенаправленно  вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, разрабатывать  и совершенствовать методы их поисков.

12. геологические особенности строения нефтяных месторождений Удмуртии

На территории республики открыто 118 месторождений углеводородного  сырья. По степени промышленного  освоения 78 месторождений находятся  в разработке, 31 месторождение подготовлено к ней, восемь месторождений находится  в разведке и одно - в консервации.

 По величине начальных  извлекаемых запасов к группе  крупных относятся Чутырско-Киенгопское, Мишкинское месторождения и Вятская площадь Арланского месторождения, Гремихинское, Ельниковское, Красногорское месторождения по величине запасов нефти являются средними и остальные 112 месторождений остаются мелкими, где извлекаемые запасы не превышают одного миллиона тонн.

 Структура запасов  нефти месторождений Удмуртии  изначально не отличалась хорошими  показателями. Более 60 процентов  запасов нефти относится к  трудноизвлекаемым, что обусловило уже на первом этапе разработки искать пути совершенствования существующих методов извлечения нефти.

 Нефтяные месторождения  Удмуртии имеют сложное геологическое  строение. 80 процентов запасов насыщены  вязкой и высоковязкой нефтью, что существенно осложняет процессы  вытеснения чёрного золота.