Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов

Сущность процессов вторичной миграции заключается в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. Поэтому вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией.

Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах. Это:

1) весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород;

2) зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами;

3) плоскости напластования и несогласного залегания пластов;

4) контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами;

5) сутурные поверхности

6) литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.

Соответственно видам пустотного пространства, в которых протекает миграция, различают следующие виды миграции: поровый; трещинный; трещинно-поровый; поверхностно-межпластовый.

По масштабам выделяется локальная, зональная и региональная миграция.

-Локальная миграция происходит в пределах ограниченного объема горных пород. Она ведет к образованию одного месторождения или залежи нефти и газа.

-Зональная миграция приводит к образованию зоны нефтегазонакопления, то есть залежам нефти и газа, связанным с генетически едиными ловушками в пределах тектонической зоны.

В результате региональной миграции формируется несколько зон нефтегазонакопления, часто разного генетического типа, которые объединяются в нефтегазоносные районы (НГР) и области (НГО).

Классифицируют миграционные процессы в зависимости от их:

-отношения к толщам пород, в которых они протекают;

-направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, контактам, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают:

-Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

-Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Таким образом, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах: фазово-обособленной или струйной; водорастворённой; диффузионной.

Струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.

3.Нефтеносность территории Беларуси.

Согласно количественной оценке перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба по состоянию на 01.01.1988 г извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти оценены в 362,1 млн т, в том числе накопленная добыча – 78,9 млн т (21,8% от НСР). Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти в объеме 191,9 млн т.

По состоянию на 01.01.2002 г добыто 104 млн т. Открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. Потенциальные ресурсы разведаны на 47,7%. Объем текущих разведанных запасов составляет 63,6 млн т, 44,5% из них относятся к классу трудноизвлекаемых. Наиболее крупные Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно-Осташковичское месторождения обводнены на 56‑85%, их извлекаемые запасы выработаны на 68‑86%. За период с 2002 по 2010 года произойдет падение добычи нефти с 1840,5 до 1580 млн т. Большинство месторождений приурочены к шести зонам нефтегазонакопления Северо-Припятского (Северного) нефтеносного района (Судовицко-Березинской, Оземлинско-Первомайской, Александровско-Дубровской, Речицко-Вишанской, Червонослободской и Малодушинской), единичные залежи открыты в Комаровичско-Савичской зоне Южно-Припятского (Южного) района. Притоки нефти из отдельных скважин были получены на Восточно-Выступовичской, Радомлянской, Южно-Валавской, Ельской, Каменской, Западно-Бобровичской и Савичской площадях в Южном районе, Чистолужской, Оланской и Старомалодушинской в Северном районе.

В платформенном чехле Припятского прогиба выделяются подсолевой терригенный и подсолевой карбонатный нефтеносные комплексы, межсолевой и верхнесоленосный нефтеносные комплексы и надсолевой возможно нефтегазоносный комплекс.

Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс выделяется в обьеме эйфельского и живетского ярусов среднего девона и ланского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Комплекс сложен терригенными породами, которые служат резервуарами, и глинами, мергелями и ангидритами, которые являются локальными, зональными и региональными флюидоупорами.

Подсолевой карбонатный нефтеносный комплекс выделяется в объеме саргаевского и семилукского горизонтов среднефранского подъяруса, речицкого, воронежского и подсолевой части евлановского горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона.

Межсолевой нефтеносный комплекс выделяется в объеме задонского, елецкого и петриковского горизонтов нижнефаменского подъяруса. Он сложен карбонатными отложениями на севере, глинисто-карбонатными в центре и терригенно-карбонатными на юге прогиба. Мощность комплекса изменяется в широких пределах и уменьшается вверх по восстанию тектонических ступеней вплоть до полного выклинивания. В пределах прогиба его мощность в целом уменьшается от 800‑1000 м на севере и юге прогиба в погруженных частях Речицко-Вишанской и Ельско-Наровлянской тектонических ступеней до 200‑300 м в центре.