Вторичная миграция

Cтраница 2

Таким образом, из рассмотрения геохимических критериев можно заключить, что постулируемые изменения, являющиеся результатом вторичной миграции, соответствуют, если даже не идентичны, химическим изменениям, происходившим во время созревания нефти. При этом существует одно важное различие: химические изменения при созревании нефти должны проявляться ощутимее с увеличением глубины погребения, так как для этого типа превращения нефти существенное значение приобретают факторы времени и температуры. Весьма вероятно, что миграция нефти происходила в горизонтальном, либо в вертикальном направлениях. [16]

Геологический профиль Кирикирского нефтяного месторождения. [17]

Наилучший способ продемонстрировать это различие, а также определить масштабы изменений, которых можно ожидать в результате вторичной миграции, - это представить полевой пример миграции, подкрепленный геохимическим доказательством. [18]

В ряде случаев в формировании газоконденсатных залежей существенная роль принадлежит ретроградной газовой фазе, образовавшейся в процессе вторичной миграции нефти и газа или в локальной ловушке. В подобных случаях в областях размещения газоконденсатных месторождений наблюдается геохимическая инверсия нефтей. Если в обычных условиях в зонах нефтенакопления плотность нефтей с глубиной закономерно уменьшается, сопровождаясь возрастанием содержания светлых фракций, то в районах развития газоконденсатных месторождений плотность нефти с глубиной, наоборот, увеличивается, что свидетельствует о переходе ее светлых фракций при контакте с мигрировавшими газами, в газовую фазу. Этот показатель может служить критерием эффективности испарения нефти при миграции углеводородов в газовой фазе. [19]

Приходится признать, что принцип дисперсности, положенный в основу теории нефтематеринских пород, весьма осложняет объяснение и вторичной миграции нефти. [20]

Приходится признать, что принцип дисперсности, положенный в основу теории нефтематерпнских пород, весьма осложняет объяснение и вторичной миграции нефти. [21]

Такой подход к гидрогеологии нефти и газа позволяет конкретно решать многие теоретические и практические вопросы генезиса УВ, их первичной и вторичной миграции, условий формирования и разрушения залежей, методики регионального и локального прогнозирования нефтегазовое - ности. [22]

Существование в недрах газоконденсатных месторождений, содержащих в газовой фазе колоссальные объемы жидкой нефти, является своеобразным доказательством правомерности первичной и последующей вторичной миграции нефти и газа в единой ретроградной газовой фазе. [23]

Содержание их зависит от состава ретроградной газовой фазы, формировавшейся в нефтематеринской толще, и от величины ретроградных потерь на пути ее вторичной миграции. Конденсат подобного генезиса, рожденный в самой нефтематеринской толще, можно назвать первичным. [24]

В качестве еще одной возможной схемы можно указать образование газоконденсатных залежей за счет первичной ретроградной газовой фазы, значительно обогащенной в процессе вторичной миграции и массообмена низкокипящими компонентами нефтей или нефтяных битумов. Залежи подобного генезиса, по-видимому, должны обладать высоким или уникально высоким содержанием конденсата. [25]

Ввиду этого происходит скопление нефти в более грубой породе под поверхностью соприкосновения ее с вышележащей пелитовой породой, что и является начальной стадией вторичной миграции, вызывающей формирование нефтяных залежей. [26]

Этот пример дифференциации, приписываемый сепарации-мигра-ции, указывает на существенное различие, которое можно ожидать между изменениями, обусловленными процессом сепарации-миграции, и изменениями, которые возникали в результате обычной вторичной миграции нефти. Наоборот, различия нефтей, принятые за результат сепарации-миграции, были настолько значительны, что потребовались дополнительные химические данные для доказательства генетического родства этих нефтей. [27]

Полное развитие: теория седиментационного уплотнения получила впервые в трудах Льюиса ( J. V. Lewis) 54 - Последний отметил, что уплотнение глин может служить решающим фактором как первичной, так и вторичной миграции нефти и газа. Льюис исходил из наблюдений, согласно которым плотность глин и сланцев варьирует в широких пределах. Льюис полагает, что значительные различия о плотности глин обусловлены различной интенсивностью уплотнения, которое они испытывали во время своего отложения, и различной продолжительностью времени, в течение которого это уплотнение продолжалось. Далее Льюис отмечает, что при уплотнении глин из них выжималось значительное количество воды. [28]

Все это несомненно свидетельствует о колоссальных количествах природного газа, генерируемого органическим веществом, особенно на катагенетических этапах его преобразования, и способного обеспечить испарение нефти, ее эмиграцию из нефтега-зообразующей среды и последующую ее вторичную миграцию. Даже отсутствие свободных скоплений газа в ряде нефтегазоносных регионов или нехватка его в нефтях вовсе не говорят о недостаточности его ресурсов в период нефтегазообразования, эмиграции и миграции, а скорее свидетельствует о длительной дегазации образовавшихся скоплений. Все это свидетельствует о более значительной роли природного газа в формировании не только газоконденсатных, но и газонефтяных, а в ряде случаев и нефтяных залежей. [29]

Реальным фактором первичной миграции газа и газового раствора является диффузия. Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, т.е. перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в больших масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. [30]

Страницы: 1 2 3 4