Cтраница 1
Миграция флюидов в природном резервуаре в значительных масштабах становится возможной при наличии наклонов и соответственно перепадов давлений. Перемещения нефти и газа происходят в пределах локальных ловушек, из одних структур в другие, а также на значительные расстояния из зон нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления. Последний вид миграции называется дальней. Определяя главное условие передвижения углеводородов в недрах, И. М. Губкин писал: Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать. Это довольно четкое определение условий передвижения нефти и газа достаточно просто объясняет пути миграции, обусловленные закономерностями геологического строения недр. При изучении процессов миграции и условий формирования скоплений нефти и газа важное значение имеет знание формы движения и физико-химического состояния углеводородов. [1]
Сторонники миграции флюидов из юрских отложений в меловые для объяснения ее высказали мнение о возможности перетока флюидов либо прямо через толщу солей, ангидритов и глин карабильской свиты, аргументируя эту мысль песчани-стостью солей и ангидритов, либо по линии разлома. Относительно песчанистости соленосно-ангидритовой толщи имеет смысл отметить следующее. Действительно, на некоторых месторождениях Амударьинского бассейна ( Байрамали, Майское, Елани) в соленосно-ангидритовой толще распространены пласты и пачки пластов ангидритов и солей, обогащенных мелкими комочками глин, песчаными частицами. Однако наряду с такими типами солей и ангидритов в разрезе месторождений всегда присутствуют чистые соли и ангидриты, причем их суммарная мощность всегда значительно превышает мощность прослоев, обогащенных терригенными частицами. В случае с ангидритами и солями, обогащенными терригенными частицами, матрица выражена ангидритом или солью, которые и носят характер породообразующего компонента, поэтому терригенная примесь практически не повышает их пористость и проницаемость, а если еще учесть и способность солей и ангидритов к пластичному уплотнению за счет горного давления, становится очевидным, что считать такие соли и ангидриты проницаемыми нет никаких оснований. Высказывания о проницаемости глин карабильской свиты, ангидритов и солей кимеридж-титона, не подкрепленные фактическим материалом, противоречат одному из основных положений нефтегазовой геологии относительно экранирующей роли глин, а тем более солей, и их значение для сохранения от разрушения залежей нефти и газа в залегающих под ними резервуарах не вызывает сомнений. [2]
Путями миграции флюидов обычно служат зоны региональных разломов, определяющие развитие зонального метаморфизма. [3]
Предпосылка о миграции однофазного флюида как единого целого может заметно нарушаться в тонкопористых слабопроницаемых средах. Если структура пористой среды такова, что подвижность растворенного вещества существенно меньше, чем растворителя, то исходное соотношение между объемами пор и заполняющего их флюида нарушается с соответст-вующим изменением исходного распределения гидростатического давления. При этом, наряду с диффузией, включаются два дополнительных механизма переноса. [4]
Для исключения миграции флюида снизу через пакер над ним необходимо прежде всего наличие давления, превышающего пластовое давление газа, которое может быть только гидростатически, Цементный камень гидростатическое давление не создает, он может является только механическим препятствием на пути дальнейшей миграции газа. [5]
В условиях латеральной миграции флюидов тектонически экранированные коллекторы являются благоприятными ловушками. Это обстоятельство способствует широкому распространению тектонически экранированных газоконденсатных залежей. К структурному типу залежей следует также отнести залежи, приуроченные к нарушенным и ненарушенным моноклиналям, и приконтактные со соляными штоками, диапировыми ядрами, магматическими штоками. [6]
Таким образом, миграция флюидов, вызываемая уплотнением, совершается тоже почти непрерывно в течение длительных периодов седиментации. Флюиды мигрируют из более уплотненных отложений в менее сжимаемые и неполностью насыщенные породы, а также - в слои, залегающие ближе к дневной поверхности. Песчаные породы отличаются значительно ( меньшей сжимаемостью, чем глины и сланцы. Вследствие этого решающее значение для выжимания флюидов, содержащихся в песчаных породах, имеет давление, развивающееся в сланцах, вмещающих песчаные породы, а не в самих песчаных породах. Уплотнение сланцев сопровождается выжиманием всей нефти, роме сорбированной зернами породы. Частицы, слагающие породу, стремятся при уплотнении последней занять минимальный объем, перемещаются, деформируются и раздробляются. Пленки нефти, обволакивающие зерна породы, при этом удаляются с поверхности последних. [7]
Если основными каналами латеральной миграции флюидов служат песчаные породы, залегающие между глинистыми или карбонатными толщами, то мощные аллювиально-русловые образования древних рек, которые наблюдаются в изучаемом литолого-стратиграфическом комплексе, лишь расширяют пути и повышают размеры этой миграции. Все выявленные речные палеодолины почти под прямым углом направлены в сторону Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины, откуда углеводороды перемещались в залежи, расположенные вдоль окраин Русской платформы. [8]
В работе [5] рассматривается миграция флюидов от пласта к устью только по кольцевому пространству, то есть непосредственно по цементному камню, включая контактные зоны обсадная труба - цементный камень - горная порода и зону рыхлой породы, контактирующей с пакером. Другие пути миграции не упоминаются. [9]
Предполагается, что масштабы латеральной миграции га-зоконденсатного флюида могут достигать сотни километров. Масштабы вертикальной миграции ограничиваются единицами и десятками километров. [10]
Эффективность воздействия волновых полей на процессы миграции флюидов определяется скоростью и длительностью упругих деформаций, частотой и длительностью их наложения, а также площадью распространения. Максимальные деформации во время прохождения упругих волн составляют 10 - 5 - 1 ( Г7, длительность нарастания напряжений по нижнему пределу составляет десятые и сотые доли секунды. При распространении упругих волн в пористых насыщенных средах возникают эффекты взаимодействия пластовых флюидов с вмещающими породами, инициируемые упруго-деформационными процессами на фронтах волн. [11]
Основная цель любого цементирования - предотвращение миграции жидких и газообразных флюидов из одного пласта в другой или к устью скважины. [12]
В этих публикациях огромная роль придается региональной, дальней вертикальной и фланговой межформационной миграции флюидов. Критика по этому вопросу приводится ниже при рассмотрении масштабов миграции УВ. [13]
Несомненно, большое значение имеет факт установления миграции флюидов по плоскостям напластования вверх по восстанию пород в глинистых толщах, для которых характерны поровые, а не пластовые воды. Здесь открываются широкие возможности для тектонических построений на основе геохимических исследований. В этом отношении очень показательны результаты изучения газов в двух скважинах, пробуренных на Северо-Ставропольском месторождении, из которых одна была заложена на куполе этого поднятия ( Рыдзвянная скв. [14]
Изучая пустотные пространства горных пород как пути миграции флюидов, следует учитывать также степень сообщаемости - проточ-ность этих пространств. Под частично изолированными понимаются такие пустотные пространства, которые сообщаются с другими через пустотные пространства меньших размеров. Например, алевроидные поры сообщаются с аналогичными через микропоры, что характерно для глинистых и некоторых карбонатных пород. Это представление обычно основывается на наблюдениях указанных пород в плоскопараллельных шлифах, где хорошо заметны сужения поровых каналов. [15]