Миграция нефти и газа и формирование залежей

Введение

Изучение условий залегания и закономерностей пространственного расположения углеводородных залежей всегда имело большое теоретическое и практическое значение. От его достоверности зависит оценка нефтегазоносности и геолого-экономическая эффективность разработки месторождений. Следует отметить, что эффективность поисково-разведочных работ залежей углеводородов тесно связана с научно-техническим обеспечением работ. Речь идет о различных геолого-геофизических моделях нефтегазовых месторождений. В процессе образования, переноса и накопления углеводородов важную роль играет механизм их вертикальной миграции. Таким образом, изучение геохимических особенностей миграции нефти и газа, а также условий формирования нефтегазоносных залежей является чрезвычайно актуальным.
Цель работы – изучение особенностей миграции нефти и газа, а также условий формирования нефтегазоносных залежей.
Достижение цели предполагает выполнение таких задач:
Характеристика основных нефтегазоносных пород;
Исследование геохимических особенностей и пространственных закономерностей миграции нефти и газа;
Исследование геологических условий и закономерностей формирования нефтегазоносных залежей;
Анализ современных методов и технологий нефтегазодобычи.
Объект исследования – нефтегазоносные залежи.
Предмет исследования – особенности миграции нефти и газа, условия формирование нефтегазоносных залежей.


1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОСНОНЫХ ПОРОД
1.1 Нефтегазоносные породы и их характеристика

Нефтегазоносные породы образуют пласты. Под нефтегазоносным пластом понимают массив или слой горной породы-коллектора, которая насыщенна нефтью с растворенным газом. Такой слой может быть полностью или частично насыщен нефтью. Характеризируя литологию нефтегазоносных пластов, следует отметить преимущественное наполнение алевролитами и песчаниками – приблизительно 70 %. Также в составе пластов присутствуют разные по составу доломиты и известняки, встречается чередование терригенных, карбонатных пород и других метаморфических пород.
Мощность нефтегазоносных пластов составляет от нескольких метров до сотен метров. Однако наиболее распространенными являются пласты с мощностью от 10 до 20 метров. Массивы нефтегазоносных карбонатных пород, включая терригенно-карбонатные или рифовые, как правило, имеют мощности свыше сотен метров. Следует отметить, что в разрезе нефтегазоносного месторождения могут быть расположены десятки пластов. В скважинах пласты устанавливают по керну и при помощи каротажных исследований [7].
Нефтегазоносные породы являются природными резервуарами и имеют сложное геологическое строение. Это обуславливает изменчивость путей движения и объёма сырья. Для нефтегазоносных пород характерно наличие капиллярных пор, объём которых в геологии называют абсолютной пористостью. Породы часто имеют первичную пористость межзернового типа. Следует отметить, что геологические породы, которые не содержат углеводородов, тоже зачастую являются коллекторами. Однако в основном такие породы вторичны и бывают трёх типов: перового, смешанного и трещинного.
Рассмотрим детальнее основные характеристики сырья. Газ разделяют на природный – добывается самостоятельно, а также попутный – находится в нефти в растворимом состоянии. На 1 тонну нефти попутно получают 100-150 м3 газа. Нефть представляет собой маслянистую темно-коричневую жидкость с красным или зеленым отливом, иногда черная, или синюю. Также бывает почти прозрачная с характерным резким запахом – например, нефть Бакинского месторождения.
Различают легкие и тяжелые нефти, плотность легкой – до 0,9 т/м3, тяжелой – до 1,04 т / м3. Очень редко нефть бывает плотной, полутвердой с большим количеством парафинов: Карпатские месторождения и месторождения Калифорнии. С легкой нефти получают бензин, керосин; с тяжелой – разные смазочные материалы, дизельное топливо, битум, мазут. Легкие нефти добывают насосами или фонтанным способом, а тяжелые – даже шахтным способом.
В отличие от других полезных ископаемых, нефть и газ не образуют самостоятельных пластов, они заполняют полости в породах. По своему составу нефть представляет собой смесь углеводов: парафины, нафтены, ароматические углеводороды. Основные виды нефти содержат 80-87 % углерода, 10-14 % водорода, 0-5 % серы, 0-3 % кислорода, 0-2 % азота [8].


2. ОСОБЕННОСТИ МИГРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА, ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
2.1 Геологические условия и закономерности формирования нефтегазоносных залежей

Существует две гипотезы образования нефти: из органических веществ и абиогенным путем. Однако относительно этих теорий ведутся дискуссии и сегодня ни одна из теорий происхождения не обрела статус парадигмы в геологической науке. Следует отметить, что главным доказательством генерирования осадочными породами нефтегазовых углеводородов является подавляющая приуроченность месторождений и определенная аналогия в составе углеводородов рассеянного органического вещества и нефти [1].
Характеризуя в целом процесс формирования нефтегазоносных залежей, следует отметить, что нефть и газ образуются в материнских породах – известняки и темноокрашенные глины, а затем перетекают и накапливаются в промышленных количествах в так называемых коллекторах – пористых и проницаемых породах. Здесь нефтегазовые залежи перемещаются в горизонтальном и вертикальном направлениях, пока не попадают в так называемые структурные ловушки. В этих ловушках, когда коллектор снизу и сверху ограничен водоупорными слоями, происходит накопление нефти и газа, которые вытесняются снизу подземными водами. В этих ловушках газ, нефть и вода залегают отдельными слоями, так как нефть не растворяется в воде и легче воды, а газ размещается над нефтью.
В осадочно-породном бассейне может быть несколько углеводородных систем и, соответственно, несколько различных генетических семей нефти. Присутствие в осадочно-породном бассейне нескольких углеводородных систем, которые перекрывают друг друга, стратиграфически и географически позволяет расширить спектр объектов для поисково-разведочного бурения.
Таким образом, ключевыми элементами для образования месторождений нефти и газа является материнская порода, породы-коллекторы и процессы, приводящие к образованию ловушек и генерации-миграции-накопления нефти. Все эти элементы должны находиться в определенном пространственном и временном соотношении для того, чтобы могли образоваться месторождения нефти и газа.
Материнские породы – это породы, содержащие органическое вещество в достаточном количестве, поскольку после накопления в осадочном бассейне и нагрева они будут генерировать углеводороды – нефть и газ [6]. Высоким содержанием органического вещества характеризуются зоны с застойным водным режимом и высокой производительностью растительного и животного мира

. Такими зонами могут быть заболоченные участки, богатые питательными элементами прибрежные зоны, неглубокие моря и озера. Однако большинство органического вещества, накапливается в таких системах и перерабатывается в течение одного жизненного цикла. Для сохранения органического вещества содержание кислорода в придонных водах должно быть очень низким. Подобные условия могут возникнуть в случае появления слишком большого количества органического вещества или в средах, где плохая циркуляция воды приводит к застойному режиму.
Различные виды органического вещества приводят к образованию различных видов углеводородов. Органическое вещество, богатое на мягкие ткани, как у водорослей, вызывает образование нефти с сопутствующим газом, тогда как древесина приводит к генерации только газа. Следует отметить, что газ может выделяться и из нефтегенерирующих пород, если во время накопления они подвергаются воздействию высоких температур.
Органический материал накапливается в двух фракциях: растворимой в воде – битум, а также нерастворимой – кероген. Кероген является самым распространенным органическим веществом на Земле, часто этот термин используют для названия разнообразных и сложных систем, состав которых зависит от источника накопления органического сырья.
Как известно, существуют три основных фактора, которые обеспечивают формирование залежей нефти и газа, и они же определяют успешность функционирования углеводородных систем:
- адекватный объем генерации нефти и газа во время, а также после образования ловушек;
- благоприятная геометрия миграционно-дренажного пространства, что приводит к фокусировке потока нефти и газа в ловушки в большей степени, чем на рассеяние в окружающей геосреде и потери углеводородов в литолого-стратиграфических и геотектонических барьеров или при утечке нефти на поверхность;
- существование адекватных миграционном потокам углеводородов ловушек, способных принять нефть и газ, начиная от раннего этапа вторичной миграции нефти к современному.
Таким образом, информационная среда нефтяной системы может быть описана согласно приведенным выше трем геологическим факторам: объемом генерации нефти и газа; миграционно-дренажным стилем перемещения потока углеводородов от очага генерации в зону аккумуляции; формирование и сохранение залежей в ловушках.

2.2 Нефтегазовый коллектор и его структурyые особенности

Рассмотрим основные особенности геологического строения и условия формирования залежей – наличие нефтематеринских пород, наличие пластов-коллекторов, наличие ловушки и покрышки и так далее.
Нефть и газ вместе с водой циркулируют в литосфере в породах-коллекторах, характеризующихся относительно высокой проницаемостью. Коллектор – это сложное сочетание первичных и вторичных взаимосвязанных пустот в горной породе, заполненных водой, нефтью или газом. Коллекторы в сочетании с непроницаемыми и плохо проницаемыми породами образуют естественные резервуары.
Система и структура коллектора тесно связана и зависит от следующих составляющих: покрышки, ловушки, залежи и резервуара углеводородов. В частности, с коллектором тесно связано понятие покрышки – это геологическое образование с плохой проникаемостью (пласт, пачка, света), расположенное над коллектором нефти и газа, которое препятствует фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты. Наличие покрышки является обязательным условием формирования залежей углеводородов.
Лучшие экранирующие свойства имеют пластические породы – соли и глины. В глинах с ростом глубины экранирующие свойства ухудшаются за счет преобразования монтмориллонита в гидрослюды и повышения способности к растрескиванию. Глинисто-карбонатные покрышки имеют худшие изолирующие свойства в связи с малой пластичностью даже при небольших глубинах погружения. Нередко высокие экранирующие свойства имеют сульфатные покрышки. В зависимости от площади распространения покрышки делятся на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.
Сама залежь углеводородов представляет собой естественное элементарное скопление углеводородов в ловушке нефти и газа, образованное одним пластом-коллектором или их группой под крышкой с относительно непроницаемыми породами. Все части связанны гидродинамически. Залежи различаются по количеству продуктивных пластов, фазовому состоянию углеводородов, крупности, строению коллектора в ловушке, типа экрана и так далее. Залежь, содержащая количество углеводородов, достаточное для их экономически целесообразного извлечения является промышленной залежью.
Залежи углеводородов расположены в их естественном резервуаре. Природный резервуар углеводородов – тело, состоящее из коллектора, которое частично или со всех сторон ограничено относительно непроницаемыми породами, выступает как естественное вместилище для нефти, газа и воды. По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.
Залежи углеводородов, в свою очередь, приуроченные к части продуктивного горизонта – ловушке. Необходимыми элементами ловушки является коллектор нефти и газа, который обеспечивает емкость резервуара; покрышка, что препятствует вертикальному перемещению углеводородного флюида; а также экран, препятствующий латеральному перемещению нефти и газа. В зависимости от структурных условий ловушки разделяют на антиклинальные или структурные, а также неантиклинальные или неструктурные.
Часть ловушки, занятая нефтью или газом, представляет собой объем эффективного пустотного пространства коллектора в ловушке, которое может быть заполнено нефтью и газом в пластовых условиях. Эта часть ловушки называется емкостью ловушки и численно равна общему объему соединенных полостей коллектора за вычетом объема остаточной воды. Для нефти это величина практически постоянная, и мало зависит от пластовых условий. Для газа она существенно возрастает с увеличением давления и снижается с ростом температуры.
В зависимости от строения коллектора антиклинальные ловушки разделяют на пластовые, в которых положение скопления углеводородов определяется подошвой пласта-коллектора; массивные, в которых положение скопления контролируется покрышкой. Среди неантиклинальних или неструктурных выделяются ловушки, литологически ограниченные и экранированного типа. Первые приурочены к песчаным телам различного генезиса: аллювиальным, русловым, дельтовым, пересыпей и так далее; в рифогенных телах – связанные с рифовыми системами или одиночными рифами, биострамами и другими образованиями.
Ловушки экранированного типа делятся на тектонически, стратиграфически и литологически экранированные