22 Миграция и аккумуляция нефти. Движущие силы и причины первичной, вторичной и третичной миграции.

Первичная миграция — движение нефти и газа из нефтематеринской породы в породы-коллекторы.

Движущей силой в данном случае является разность давлений, возникающая в нефтематеринских глинистых породах и пласте-коллекторе.

Перепад давлений обусловлен уплотнением глин и реакцией нефтеобразования.

Вторичная миграция — движение флюидов по пластам-коллекторам, ведущее к образованию залежей нефти и газа.

Движущей силой здесь является разность плотностей углефодородов и воды.

Третичная миграция — перемещение нефти из одной залежи в другую.

Причины: тектонические разрывные нарушения

изменение конфигурации ловушки

Залежь — ловушка, заполненная нефтью и/или газом.

Месторождение нефти — ссовокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров.

23 Типы залежей по фазовому состоянию. Причины существования различных типов залежей.

Залежь — ловушка, заполненная нефтью и/или газом.

Месторождение нефти — ссовокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров.

По фазовому состоянию залежи бывают: нефтяными, газовыми и различное их сочетание.

В пластовых условиях углеводороды в залежи могут быть в газовой или нефтяной фазе. Нет залежей, которые при добыче давали только нефть или только газ. В газовой залежи растворены жидкие углеводороды.

Нефтяная залежь — нефть в пластовых условиях находится в однородном жидком состоянии.

Газовая залежь — нефтяные углеводороды в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии.

Количество жидких углеводородов (в граммах), содержащихся в 1 м³ газа в стандартных условиях — потенциальное содержание конденсата.

< 30 г/м³ — газовая залежь

> 250 г/м³ — конденсатная залежь

Кроме нефтяных и газоконденсатных существует еще и переходная фаза — летучие нефти. Плотность 750-790 кг/м³, газовый фактор 300-500 — 2 000

Причины существования различных типов залежей:

• генетический фактор

если пристан/фитан < 1.5 — нефтяные залежи

если пристан/фитан > 5 — газоконденсатнst залежи

• Катагенез

при Ro < 0.9 — нефтяные залежи

при Ro > 1.5 — газоконденсатнst залежи

при Ro > 2 — газовые залежи

24 Нефтяные залежи. Внк, газовый фактор, объемный коэффициент, давление насыщения, глубинные и устьевые пробы.

Залежь — ловушка, заполненная нефтью и/или газом.

Месторождение нефти — ссовокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров.

По фазовому состоянию залежи бывают: нефтяными, газовыми и различное их сочетание.

В пластовых условиях углеводороды в залежи могут быть в газовой или нефтяной фазе. Нет залежей, которые при добыче давали только нефть или только газ. В газовой залежи растворены жидкие углеводороды.

Нефтяная залежь — нефть в пластовых условиях находится в однородном жидком состоянии.

Газовая залежь — нефтяные углеводороды в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии.

Водо-нефтяной контакт — поверхность, разделяющая в залежи нефть (газ) и пластовую воду, называется поверхностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) контакта. Поверхность ВНК обычно горизонтальная, но может быть и наклонной. В случае залежи нефти (газа) массивного типа поверхность ВНК сечет все пласты-резервуары, содер. нефть (газ.). В процессе разработки залежей внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) стягиваются к сводовой части залежи нефти (газа).

Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения количества ресурсов месторождения.

Газовый фактор определяется по результатам анализа специально отобранных пластовых (глубинных) проб нефти (проба, отобранная при пластовых условиях). Устьевая проба — отобранная на устье.

Объёмный коэффициент нефти — безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми.

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее:

1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное,

2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C,

3. Расширение — давление падает от пластового до атмосферного.

Объёмный коэффициент зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов, а также при интерпретации гидродинамических исследований. К примеру, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м³ нефти на поверхности занимает 1.25 м³ в пластовых условиях.

Аналогично используется объёмный коэффициент пластового газа, который существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры).