Модели первичной и вторичной миграции УВ в бассейнах

б—солянокуподьная (диапировая); в—тектонически экранированная; г — стратиграфическая; д—литологическая; е—погребенный риф;

1—непроницаемые породы (покрышки); 2—проницаемые породы (пески, песчаников - коллекторы); 3—непроницаемые известняки; 4—проницаемые известняки; 5—каменная соль;6—залежи нефти; 7—залежи газа; 8—линии тектонического нарушения.

Основные аспекты
моделирования осадочных бассейнов
1) воссоздание истории пог-ружения осадочного бассей-на, 2) восстановление его термической истории, 3) реконструкция истории гене-рации УВ, 4) коли-чественные оценки первич-ной и вторичной миграции УВ и формирование собственно залежей в ловушках.

идеале модель миграции УВ в материнских и несущих (carrier) породах

должна бы быть трёхмерной (фазы: вода, нефть и газ).
Но существующие реальные модели миграции УВ делят на два класса: модели первичной миграции УВ (модель эмиграции или expulsion models) и модели вторичной миграции УВ в масштабе бассейна.
Модели эмиграции используют детальные кинетические схемы генерации УВ вместе с упрощённой формулировкой их первичной миграции, чтобы получить объём (количество) и состав УВ, эмигрирующих из пород материнского слоя.

Модели миграции УВ в масштабе бассейна – описание вторичной миграции и аккумуляции нефти в ловушках. Они рассматривают двух- и трёхфазовую миграцию, затрагивают кондуктивный и конвективный перенос тепла и используют исходные данные, известные, как правило, с плохой точностью (например, распределение проницаемости с глубиной и простиранием бассейна и др.). Эти модели, в отличие от модели эмиграции, требуют для расчётов мощных машин и используются в основном в исследовательских институтах и лабораториях больших нефтегазовых компаний.

плавучести, становятся
основными и формируют
поток вторичной
миграции УВ в дренажном
объёме бассейна

на пути их к ловушке.

В силу низкой проницаемости материнских пород течение первичной миграции жидкой УВ-фазы будет преимущественно вертикальным.

этапов:
.
По мере погружения материнских пород (МП) и роста катагенеза

ОВ продолжающаяся генерация нефти и газа, приводит к повышению внутрипорового давления.

2) Когда насыщенность углеводородами (УВ) в МП становится достаточной (например 20%), достигается порог микрорастрескивания, УВ-фаза становится непрерывной и полное давление, вызванное генерацией УВ и нагрузкой осадков, может преодолеть барьер капиллярных сил - начинается первичная миграция УВ из материнских пород.

кривых относительных проницаемостей – схема (Ungerer, 1993). :
.

нефти.
Незрелая стадия 1: S(oil) ≈ 0, поры заполнены водой

и только она эмигрирует из слоя.
Стадия 2: начало генерации жидких УВ, насыщенность S(oil) растёт
Зрелая стадия 3: высокие %Ro, продолжение генерации жидких УВ, S(oil) растёт, Р растёт,
достигается порог, начинается эмиграция.

Упрощённые модели первичной эмиграции основаны на понятии порога насыщения. Когда насыщенность УВ S(УВ) в порах достигает порога, давление от генерации УВ и нагрузки осадков преодолевает барьер прочности пород (начало микротрещин) и начинается первичная миграция жидких УВ.

в истории погружения баженовской материнской свиты Западно-Сибирского бассейна на Уренгойской

площади, скв. 411

Сорг

Степень созревания
Ro=1.04%).

АВПД на уровне 1.6-1.7.
Тип керогена: 70%

керогена II (627 мг УВ/г Сорг)
+ 30% керогена III (160 мг УВ/г Сорг),

в истории погружения тогурской материнской свиты Западно-Сибирского бассейна на Вать-Еганской

площади Приобского района

и отражательной способности витринита должны совпадать с измеренными в современном

разрезе бассейна,

Относительные вариации ампли-туд тектонического погружения фундамента, вычисленные удале-нием нагрузки воды и осадков на его поверхность (линия) должны сов-падать с вычисленными из вариа-ций в распределении плотности пород фундамента с глубиной в истории бассейна (пунктир).

созревания ОВ, гарантирующей необходимый объём генерацииУВ в порах материнских пород

(тогурской свиты). 2) Уменьшением объёма пор, что облегчает достижение критического давления начала микрорастрескивания

породами тогурской свиты



Тип ОВ:
50% керогена типа

II (627 мг УВ/г Сорг) + 50% керогена III (160 мг УВ/г Сорг).

Исходный потенциал: HI=394 мг УВ/г Сорг,

породами тогурской свиты



Исходный потенциал: HI=394 мг УВ/г

Сорг, остаточный потенциал 225 мг
УВ/г Сорг. Порог эмиграции (Сорг=6%) достигнут около 40 млн. лет назад.
Объём эмигрировавших УВ сравним с пороговым объёмом УВ.
Объём УВ, оставшихся в матрице пород составляет около 25% порогового.

УВ породами баженовской свиты


)



История эмиграции УВ

Кероген типа I (Z=3 км; HI=760 мг УВ/г Сорг, Ro=0.97%; Сорг=9%
Порог эмиграции достигался в верхнем мелу около 83 млн. лет назад.
Объём эмигрировавших УВ значительно превосходит пороговый. Объём УВ, оставшихся в матрице пород снова составляет около 25% порогового.

газа, в том числе (и особенно) при вторичном крекинге жидких

УВ, может рассматриваться как вероятный механизм образования АВПД н начала микрорастрескивания.

Один объём стандартной сырой нефти при крекинге дает 534.3 объёма газа (при стандартных Р-Т условиях); крекинг только 1% нефти способен повысить поровое давление до литостатического, т.е. превышающего предел гидрорастрескивания.

)

вертикальным (из-за низкой проницаемости материнских пород).

Как только мигрирующие УВ

встречают более проницаемые пласты, силы гидростатического напора и плавучести, становятся основными и формируют поток вторичной миграции УВ в дренажном объёме бассейна на пути их к ловушке.

Первичная миграция заканчивается, когда нефть или газ, мигрирующие из МП, достигают соседней проницаемой
ловушки. Расстояние первичной миграции обычно не превосходит 100 м.

УВ (нефти или газа) через высокопроницаемые слои (носители) от материнских

пород к резервуару. Расстояния вторичной миграции достигают 100 км (England et al.,1987).

Вторичная миграция УВ - довольно быстрый процесс в геологическом масштабе времени. Её скорость ограничена лишь скоростью генерации УВ в материнских породах и значительно превосходит скорость движения грунтовых вод. Основная причина этого - большая плавучесть и малое поверхностное натяжение нефти. Например, в бассейне Лос Анжелес вода мигрирует с глубины бассейна в крылья за срок более чем 1 млн. лет, в то время как нефть проходит то же расстояние за 100 000 лет (Bethke, 1993).

2 до 5% порового пространства “несущих” пород, теряется на пути

к ловушке (England, 1993).
Определяющим механизмом миграции УВ является двухфазовое течение, когда нефть и газ являются фазами, отделёнными от воды.
Миграция нефти в водном растворе не достаточна, чтобы сформировать месторождение УВ, в силу низкой растворимости большинства компонент нефти в воде. (Этот механизм не согласуется и с элементным составом нефти)

Диффузия УВ в материнских породах (за исключением газа) также не может объяснить количество жидких УВ в ловушках (Tissot and Ungerer, 1990). Однако, процессы диффузии лёгких УВ (метан, пропан) на очень коротких расстояниях могут давать вклад в первичную миграцию УВ.

УВ на путях их миграции:
1) силы плавучести, направленные вверх:

(ρw-ρh)⋅gz,
2) капиллярные силы, вызывающие сопротивление движению УВ в поровом пространстве 2γ⋅(1/ r1 - 1/ r2),
γ - константа натяжения поверхности, r1, r2 - минимальный и максимальный радиусы пор, и
3) гидродинамические силы, движущие поровые воды.
В реальных бассейнах потенциал движения поровых вод, Φw, является определяющим для движения УВ на путях вторичной миграции.

Тогда сила Fp движущая поток жидких УВ, в пористой среде, включает градиенты давлений от плавучести УВ, каппилляр-ных сил и гидродинамического напора (England et al.,1987):

Fp = -∇Φp = -∇ [P - ρp⋅g⋅z + (2⋅γ / r)]

градиентом соответствующего потенциала Φw:
Fw = -∇Φw = -∇ [P -

ρw⋅g⋅z]
где ∇ - вектор градиента, ρp, ρw - плотности УВ и воды, g – ускорение силы тяжести, Р – поровое давление и z – глубина.
Тогда потенциал, движущий поток УВ, принимает вид:
Φp = Φw + ( ρw - ρp)⋅g⋅z + (2⋅γ/r)
Плавучесть УВ-фазы будет определять концентрацию УВ в верхних участках путей вторичной миграции и в зонах аккумуляции УВ. Капиллярное давление, Pс=2⋅γ/r, где γ-константа капиллярного натяжения (γ ≈ 0.03 Н/м) и r-радиус пор, будет заметным только в мелкопористых породах материнских свит (первичная миграция) и покрышек.

трёхфазной среды в несущих (вторичная миграция) и материнских (первичная миграция)

породах принимает вид (Bethke, 1989):

(S⋅ϕ⋅ρ) / ∂t = ∑13 ∂/∂xi [(ρh К krh / μh) (∂P’/∂xi)] + ∂/∂z [(ρh kh krh / μh) (ρh g)]+ Ah

Здесь Ah - локальная скорость генерации УВ, P’ = P +Pc, Р - давление воды и Pc - капиллярное давление, К – тензор проницаемости.
Существенно, что в этом уравнении, как и в уравнениях Дарси, вместе с общей проницаемостью К входят параметры krh - относительные проницаемости среды для перемещения УВ фаз в i-ом направлении. Они – самые резко меняющиеся и трудно определимые параметры осадочных пород.

так как капиллярное давление Pc и относительные проницаемости krh меняются

с насыщением S.
Динамические вязкости и плотности воды и УВ являются функциями температуры:
μw = a / [b (T-c) √(d+(T-c)2) -e] (Doligez et al.,1986)
μw = 0.000024⋅10 [248.37 / (T+133.15)] (Person and Garven, 1992)
μh = a EXP(-b / T)
Здесь a, b, c, d, e - константы.
Плотность воды меняется с температурой по закону;
ρw = ρ0 [ 1. - 0.000317 (T-T0) - 0.00000256 (T-T0)2] (10°C ≤ T ≤ 300°C)
ρw = 1000⋅EXP [ β (P - 0.1) - α (T - 25°C) ] kg/m3
где T0 = 10°C и T в- °C, β = 4.3 10-10 Pa-1 сжимаемость воды и
α = 5 10-4 °К-1 - коэффициент термического расширения воды.

давления P (Mpa);
ρoil = [4.1642 exp(-2 p2)] - (7.8944 p)

+ 781.64
Зависимости плотности ρ и динамической вязкости μ УВ от температуры более сложные и для них в расчетах, как правило, используют экспериментальные данные.
Количественные оценки процессов миграции в рамках моделей миграции в масштабе бассейна, как правило, очень грубы, так как, во-первых, процессы уплотнения пород и вторичной миграции УВ всё ещё плохо изучены физически и, во вторых, в силу плохого знания распределения проницаемости пород в реальных бассейнах.
Часто более простые приближённые методы оценки потока УВ с разумным контролем исходных параметров, оказываются предпочтительнее решения сложной системы уравнений с массой слабо контролируемых параметров уравнений.

вторичной миграция (1)




HI (кг УВ/т Сорг)
HI (кг УВ/т породы)
HI

(кг УВ/т породы) = HI (кг УВ/т Сорг) × Сорг (т Сорг/т пор)

Сорг = 6%

материнской свиты к моменту времени t:

V1(м3 УВ/м3 пор) =

HI (кг УВ/т пор] ×
ρ (т пор/ м3 пор) / ρ (кг УВ / м3 УВ)

ρ(пор)=2.63 т/м3 ; ρ(УВ)=700 (кг/м3).

УВ, эмигрировавших из пород тогурской свиты ко времени t:

V2 (м3

УВ) = V1 (м3 УВ/м3 пор) × Vтогур (м3)

где Vтогур - объём тогурских н-м пород, работавших в направлении ловушки.
Vтогур = h·S = 11 м ·900000 м2 ≈ 107 м3.

вторичных путях миграции, то весь поток V2 идёт на заполнение

ловушки, которая имеет форму конуса с высотой 15 м с площадью основания в форме эллипса с полуосями 600 (А) и 350 (В) м. Тогда полагая пористость пород здесь 12% и насыщенность пор УВ 70%, получаем данные заполнения ловушки в таблице:

слайды 22-25 демонстрировали метод
грубой оценки хронологии заполнения ловушки, исходя

из генерационных свойств материнских пород, их
объёма и геометрии ловушки и в пренебрежении
потерями на путях первичной и вторичной
миграции УВ.

Приближённые методы оценки миграционных потоков,
рассматриваемые ниже, касаются динамических
свойств потоков, таких как степени заполнения
каналов первичной и вторичной миграции.

на м2 нефтяной сети (уравнение Дарси) :
qp = -

(К / μ)⋅∇Φp
K – тензор проницаемости, μ – динамическая вязкость нефти, ∇Φp – градиент потенциала, движущий поток.

Проницаемость сети пор, заполненных нефтью определяется из закона Пуазейля по формуле
К = r2 / (8⋅θ2)
r - средний радиус пор и θ - параметр сопротивляемости движению (среднее отношение длины пути, проходимого УВ жидкостью, к геометрической длине участка, занятого течением).

Поток жидких УВ через 1 м2 породы с учетом пористости пород, ϕ, и насыщенности их нефтью, S, равен :
qp = - ϕ⋅S⋅[(r2 / (8⋅θ2) / μ]⋅∇Φp

параметров принимают обычно в оценках миграции и аккумуляции УВ:
среднее

значение насыщенности пор нефтью S=50%, средний радиус пор r=10-8 м для глин и r=10-6 м для песчаников; динамическая вязкость нефти
μ=0.005 Ра•сек и θ =√3.
Тогда проницаемость для миграции нефти в умеренно проницаемых песчаниках К=4.17⋅10-14 м2 и для плохо проницаемых материнских глин К= 4.17⋅10-18 м2
Для вертикального течения первичной миграции нефтяной фазы в низкопористых материнских породах на основании лабораторных исследований принимают ∇Φp =104 Pa/м.

первичной миграции жидких УВ через 1 м2 материнских пород можно

оценить как:
qp = - ϕ⋅S⋅8.34⋅10-12 м/сек (м3/м2 с).

Для насыщенности S = 50% и пористости тогурских материнских глин ϕ= 5% вертикальный поток первичной миграции УВ через м2 породы (в сек) составляет :
qверт ≈ 2.1×10-13 м3 УВ / м2 сек.

Этот поток первичной миграции в МП использует априорную оценку градиента капиллярного давления: ∇Φp =104 Pa/м.

поток q верт есть предельный поток, который способен переносить градиент

капиллярного давления ∇Φp =104
Pa/м в материнских породах. Он составляет, таким образом,
qверт ≈ 2.1×10-13 м3 УВ / м2 сек
В то же время по генерационным характеристикам свиты из табл. 1 мы имеем, что средний за первые 2 млн. лет миграции (с 40.4 по 38.4 млн. лет) поток первичной миграции через 1 м2 кровли материнского пласта (он же будет максимальным потоком за все 40 млн. лет миграции) будет равет:
qверт = h⋅[V1(38.4) – V1(40/4)] / Δt = (40>t>38; h=11м)= 1.55×10-15 м3 УВ / м2 н-м п / с.
Тем самым этот поток составляет лишь малую часть предельного потока (1.55×10-15/2.1×10-13 = 0.0074)
и никаких проблем с его переносом в м.п. не возникает.

поток латеральной миграции от кровли пласта материнских пород в сторону

ловушки для тех же значе-
ний μр, S, θ, но для r=10-6 м (песчаные породы), пористости ϕ= 10-20% и движущего градиента
течения, равного :
∇Φp = ρw⋅ Δz ⋅g/Δx = 77.25 кГ/м3 ≈760 Pa/м,
и создаваемого подъёмом горизонта несущих песчаных пород на
Δz=120м на расстоянии Δx=1600 м, равен:
qлатер ≈ (3.2 - 6.3) ×10-10 м3 УВ / м2 сек.

миграция обеспечивала поток УВ (в первые 2 млн.лет) через 1

м2 кровли материнского пласта: qверт = 1.55×10-15 м3 УВ / м2 н-м п / с или поток
Qмат = qверт × Sтогур = 1.55×10-15 м3 УВ/м2 мп/ c× 106 м2 =
= 1.55×10-9 м3/сек -
со всей площади материнского пласта в сек.

Этот объём должен уноситься через несущие пласты потоком вторичной миграции, интенсивность которого составляла (для ϕ = 10 – 20%)

qлатер ≈ (3.2 - 6.3) ×10-10 м3 УВ / м2 сек.

Т.е. Qмат = S втор × qлатер. Или: Sвтор = Qмат/qлатер

самым, площадь, занятая жидкой фазой в канале вторичной миграции ра

пути от материнских пород к ловушке , равна: Sвтор= Qмат / qлатер = 2.5 – 4.8 м2.
Учитывая, что пористость пород φ=10-20% и насыщенность пор нефтью S = 50%, получим полную площадь сечения, занятую под поток нефти в канале вторичной миграции, равную
: SS2 = Sвтор / (S×φ) = 25 – 90 м2.
Заметим, что объём нефти, содержащейся в несущих породах на путях вторичной миграции от материнсих пород к ловушке, оценивается как:
Vмигр = L ×Sвтор = 1600 м×(2.5 - 4.8) м2 = 4000 - 7700. м3 , что составляет малую часть от 89900 м3 - объёма нефти, эмигрировавшей из материнских пород в первые 2 млн. лет

материнской свиты к моменту времени t:

V1(м3 УВ/м3 пор) =

HI (кг УВ/т пор] ×
ρ (т пор/ м3 пор) / ρ (кг УВ / м3 УВ)

ρ(пор)=2.63 т/м3 ; ρ(УВ)=700 (кг/м3).