МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Под миграцией нефти и газа понимается любое перемещение УВ в земной коре. При этом, способность к перемещению у нефтей легких газонасыщенных выше, чем у вязких плотных нефтей. Газы перемещаются легче, чем нефти. Путями миграции нефти и газа являются поры, пустоты, трещины и разломы в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных смещений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность.

После того, как углеводороды были генерированы материнской породой, они должны мигрировать в коллектор, где и образуется залежь.

Различают два типа миграции: первичную и вторичную.

Первичная миграция– это высвобождение УВ и их транспортировка внутри узких пор в очень мелкозернистой материнской породе. Из-за глубины захоронения большая часть материнских пород обычно сильно уплотнена и малопроницаема. Таким образом миграция углеводородов главным образом осуществляется по микротрещинам, возникших в породе при увеличении внутреннего давления.

Вторичная миграция происходит после того, как УВ оказываются выжаты из материнской породы в породу, характеризующуюся большими размером зерна, более крупными порами и более высокой проницаемостью.

Вторичная миграция продолжается до тех пор, пока углеводороды либо не попадают в ловушку в недрах, либо уже не просачиваются на поверхность.

Факторы миграции: геостатическое давление (нагрузка вышележащих толщ), динамическое давление (тектонические движения), гравитационный фактор, гидравлический фактор (движение с пластовыми водами), капиллярные явления, диффузия, упругие расширения газа, жидкости и пород.

Характер миграции: струйная миграция - в свободном состоянии, в виде струй нефти и газа; молекулярная миграция - в растворенном в воде состоянии происходит из областей, где пласты-коллекторы погружены глубоко, к областям, где эти же пласты залегают в более приподнятом положении, т.е. в направлении – от региональных впадин и прогибов к сводам, валам и другим поднятым структурам; диффузионная миграция - за счет диффузионного массопереноса газа

9.СТРУКТУРНАЯ ЛОВУШКА

Структурные ловушки образуются в результате либо местного изгиба пластового природного резервуара, либо разрыва сплошности и вертикального смещения слагающих его проницаемых и непроницаемых пластов. В первом случае могут образоваться антиклинальные ловушки, во втором - тектонически ограниченные ловушки.

Структурные ловушки характеризуются формой залегания пластов: их возникновение тесно связано с процессами складкообразования, вызвавшими деформацию пластов. Структурные ловушки легко обнаруживаются по данным геологической съемки, геофизических исследований и структурно-картировочного бурения.

Структурные ловушки образуются, когда порода-коллектор деформируется или разрушается под действием высокого давления, а также в результате геологических процессов. Складка, направленная вниз, называется синклиналью. Свод или купол - это поднятие горных пород, аналогичное антиклинали.

Залежи нефти и газа, приуроченные к структурным ловушкам, подразделяются на сводовые, тектонически экранированные, висячие и приконтактные. Около 80 % залежей в мире связано со структурными ловушками.

13.ФЛЮИДОУПОРЫ

Формирование и сохранность скоплений нефти и газа в коллекторах возможны лишь при наличии над коллекторами слабопроницаемых или практически непроницаемых толщ, называемых покрышками. К покрышкам относятся породы, которые при существующих в земной коре перепадах давлений между пластами способны удержать нефть и газ в коллекторе. Основное свойство: их экранирующая или удерживающая способность. Мощность покрышки не является определяющим показателем при характеристике их удерживающих свойств. Покрышками могут служить мергели, глинистые и окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты, гипсы.

15.ДАТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНК

Водо-нефтяной контакт – условная поверхность, разделяющая нефть и воду в залежи нефти.

Также говорят о газонефтяном и газоводяном контактах. Поверхность водо-нефтяного контакта может быть горизонтальной, наклонной, выпукло-вогнутой. Обычно при малых толщинах переходной зоны ВНК принимают за горизонтальную поверхность.

18.ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ ПОЛОЖИТЕЛЬНО НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД

- окатанность;

- отсортированность.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрич. состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, кол-ва, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к разл. классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и кол-во её влияют на фильтрац. способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

19.ТЕКТОНИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

ü Режим и направленность колебательных движений крупных геотектонических элементов в пределах исследуемых бассейнов седиментации в течение рассматриваемого и последующих за ним отрезков геологического времени;

ü Физические свойства и мощность коллектора, участвующего в строении отложений исследуемых нефтегазоносных этажей;

ü Наличие, строение и мощность практически газонефтенепроницаемых толщ-покрышек, перекрывающих каждый регионально нефтегазоносный комплекс.

20.ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

Палеогеографические критерии. Нефтегазообразование может происходить лишь в определенных палеогеографических условиях. Регионально нефтегазоносные комплексы в НГП всех континентов Земли могут быть представлены литологическими разностями терригенных и карбонатных образований, накопление которых происходит в различных фациальных условиях (морских, прибрежных, лагунных и реже континентальных). Однако для всех регионально нефтегазоносных комплексов независимо от литологического состава и фациальных условий их образования характерно накопление в водной (субаквальной) среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации. Вместе с тем установлено, что в некоторых геологических провинциях встречаются регионально газоносные комплексы, генетически связанные с угленосными отложениями континентального происхождения. Например, генетические группы зон нефтегазонакопления, связанные с погребенными песчаными образованиями типа бар или дельт палеорек, формируются в прибрежных зонах палеоморей.

Следовательно, для прогнозирования и поисков регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления необходимо выяснить палеогеографические условия очертания береговых линий палеоморей, границ областей суши (областей сноса), основной гидрографической сети и других физико-географических условий для каждого изучаемого отрезка времени геологической истории. На завершающем этапе должны быть построены соответствующие карты с выделением в пределах исследуемых палеобассейнов в течение рассматриваемого цикла литогенеза областей, характеризующихся развитием морских, прибрежно-морских, лагунных, континентальных и других условий осадконакопления, с указанием литологического состава отложений (карбонатных, терригенных и т. д.) и направления сноса.

21.ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

Литолого-фациальными условиями контролируются прежде всего вещественный состав осадочных образований и геохимическая обстановка накопления и последующего преобразования захороняемого в осадке исходного OB, a следовательно, и формирование возможно нефтегазоматеринских комплексов отложений в различных частях бассейна седиментации. Поэтому для прогнозирования перспектив нефтегазоносности исследуемой территории необходимо выявить в разрезе осадочных образований возможно нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие комплексы.

По современным представлениям общими характерными (диагностическими) особенностями потенциально нефтематеринских отложений являются: накопление их в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой; повышенное содержание в них ОВ, преимущественно сапропелевой или гумусово-сапропелевой природы; определенная степень превращения (метаморфизма) ОВ от позднебуроугольной. до ранне- и среднекаменноугольных стадий (ПК₃ – МК₄); повышенное содержание в составе рассеянного ОВ битумоидов и УВ нефтяного ряда; региональная приуроченность к рассматриваемому комплексу отложений битумопроявлений.

В природе наряду с нефтегазоматеринскими распространены газоматеринские комплексы отложений, которые могут образоваться не только в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой, но и в угленосных формациях континентального происхождения.

Потенциально нефтегазоматеринские отложения могут генерировать нефтяные УВ только при сочетании определенных геологических, геохимических и геофизических условий. Поэтому необходимо различать потенциально нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие комплексы отложений.

Одним из основных критериев выделения нефтегазопродуцирующих отложении является способность потенциально нефтегазоматеринских отложений отдавать содержащиеся в них УВ. Формирование нефтегазопродуцирующих отложений происходит при теснейшем взаимодействии литолого-фациальных, геохимических, палеотектонических и палеогеотермических факторов. Литолого-фациальными условиями накопления осадков контролируются также формирование состава и коллекторских свойств пород, участвующих в строении природного резервуара, изменение их в разрезе и пространстве, а также распространение в разрезе и пространстве газонефтенепроницаемых толщ пород-покрышек.

Литолого-фациальные факторы накопления осадков иногда обусловливают также формирование некоторых генетических типов зон нефтегазонакопления, приуроченных к зонам регионального выклинивания или замещения проницаемых пород непроницаемыми по восстанию слоев.

Из сказанного видно, что литолого-фациальному фактору наряду с тектоническим принадлежит ведущая роль в возникновении и развитии процессов нефтегаообразования и нефтегазонакопления в земной коре.