Факторы миграции Факторы вторичной миграции нефти и газа

Гравитационный фактор. По мнению большинства исследователей главной или даже единственной силой, обусловливающей вторичную миграцию УВ, является гравитационная сила. Поэтому миграция УВ происходит в свободном фазово-обособленном состоянии и является в основном восходящей. Представление о струйной миграции сформулировал в 1958 году В.П. Савченко.

Гравитационный фактор обусловлен всплыванием нефти и газа в природных резервуарах по наиболее крупным сообщающимся пустотам. Сила всплывания или выталкивания нефти и газа водой р_в пропорциональна разнице плотностей воды и углеводородов в пластовых условиях.

Гидравлический фактор. Сущность этого фактора заключается в транспортировке УВ водой. Движущиеся вверх по пласту или разрывному нарушению подземные воды переносят газ и нефть в растворенном состоянии и облегчают всплывание нефти и газа. Фильтрация жидкостей происходит согласно закону Дарси, по которому количество жидкости, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с определенным поперечным сечением, прямо пропорционально проницаемости породы и перепаду давления, обусловливающему фильтрацию, и обратно пропорционально вязкости жидкости. В настоящее время большинство геологов считают, что роль гидравлического фактора весьма незначительна.

Геодинамический фактор. Мощным источником энергии миграционных процессов являются тектонические процессы и геодинамика недр.

Тектонические движения наиболее интенсивно протекают при проявлении тектонических фаз. Повышенная тектоническая активность ведёт к существенной перестройке структуры природных резервуаров, образованию в них путей вертикальной миграции - разрывов и трещин и нарушает равновесие флюидных систем. Поскольку эти системы стремятся к статическому состоянию, то выравнивание энергии флюидов в пласте, нарушенной тектоническими процессами, достигается за счёт процессов миграции, формирования, переформирования и разрушения залежей УВ.

Диффузия УВ. Это один из механизмов переноса растворённого вещества, связанный с наличием в растворе градиента концентраций. Диффузия всегда происходит в сторону уменьшения концентраций.

Многие исследователи отмечают, что диффузия имеет место при эмиграции УВ, но она в принципе по своей природе, связанной с выравниванием концентраций, не может самостоятельно привести к аккумуляции УВ и образованию их залежей. Большая роль диффузии проявляется при разрушении и рассеянии скоплений УВ. Однако, в некоторых благоприятных геологических условиях, при наличии весьма надёжных флюидоупоров диффузия может способствовать первичной аккумуляции УВ и возникновению вторичной собирательной миграции в эпигенетичных НГК. Этому явлению может способствовать также понижение температуры вверх по разрезу, которое ведет к уменьшению коэффициента диффузии УВ.

Действие капиллярных сил. Вода лучше, чем нефть смачивает горные породы, поэтому силы поверхностного натяжения между породой и водой больше. В связи с этим вода вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Это создает в природном резервуаре условия для избирательного движения флюидов, дифференцированного по величине сечения проводящих каналов и возникновению струйной миграции нефти.

Миграции УВ могут способствовать и другие факторы, например:

- упругие силы (напряжения) расширения флюидов и заключающих их пород, возникающие вследствие уменьшения геостатического давления при тектоническом подъёме НГК;

- разные коэффициенты теплового расширения пород и флюидов при погружении НГК;

- изменение объема пор породы, вызванное их цементацией или перекристаллизацией минералов;

- избыточное давление.

3.Нефтепроизводящие отложения Беларуси. Под нефтепроизводящими толщами понимаются осадочные образования, для которых установлены реальные признаки участия в генерации и первичной миграции углеводородов. Главными параметрами нефтематеринской породы являются содержание органического вещества (С_орг), его генетический тип, степень катагенеза, эмиграция углеводородов. Органического вещества, достаточного для генерации углеводородов и формирования их залежей, должно быть не меньше 0,3% для карбонатных и 0,5% для глинистых пород, а степень его катагенеза – не ниже МК₁. В нефтематеринских породах должно преобладать сапропелевое ОВ.

В осадочном чехле Припятского прогиба обогащены ОВ и могут считаться нефтематеринскими эйфельские и франские подсолевые карбонатные, а также раннефаменские межсолевые отлож. Позднефаменско-турнейские надсолевые породы также обогащены органическим веществом и являются сланценосными. Рифейские, вендские, живетские и нижнефранские терригенные отложения содержат органическое вещество меньше кларкового и не могут рассматриваться в качестве нефтематеринских.

Поиск по сайту: