Глава 4. Механизмы первичной миграции. Виды миграции нефти


Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ФОРМИРОВАНИЕ ИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Основные понятия о миграции

Под миграцией нефти или газа понимается перемещение их в оса­дочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стра­тиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигриру­ют в земной коре, но и могут выходить на поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, но возможно перемещение УВ и из одного пласта (толщи) в другой. С этой точки зрения различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая — по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межплас­товой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещи­нам) горных пород (диффузия). В.П. Савченко установил, что пере­мещение газа (и нефти) при межпластовой миграции может происхо­дить через своеобразные "трубки взрыва", образующиеся в толще гор­ных пород в результате огромного давления скопившихся под этими толщами газов.

И внутрирезервуарная, и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и верти­кальное - нормальное к напластованию. С этой точки зрения разли­чают боковую и вертикальную миграцию.

По характеру движения и в зависимости от физического состо­яния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газо­нефтяного раствора.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают пер­вичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в кото­рых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция газа и нефти вне ма­теринских пород называется вторичной миграцией.

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды пере­мещаются; масштабы (расстояния) миграции.^ Долгое время уязвимым местом органической теории образования нефти являлся вопрос о факторах первичной миграции (эмиграции). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицали вся­кую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород.

Современные представления о факторах первичной миграции и сос­тоянии мигрирующих УВ заключаются в следующем.

Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ ("юная" нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погру­жением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обусловливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способ­ствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из ма­теринских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально.

Следует указать также на явление диффузии, как на реальный фактор первичной миграции газа и газовых растворов нефтяных УВ. Расчеты Л.М. Зорькина показывают, что примерно 65—70 % газа эми­грирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии.

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, иначе говоря, перемеща­ются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при на­личии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1 - 2 м/км создает достаточные условия для переме­щения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитацион­ному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пу­зырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вмес­те с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоя­нии - это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутри­резервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятель­ные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по . приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные фак­торы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

Таким образом, в различных геологических условиях вторичная миграция происходит разными способами.

^

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, конт­ролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей.

При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и угле­водороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более и. 10-6 м3/м2. год.

Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Максималь­ные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми во­дами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной области и Западно-Сибирской нефтегазоносной про­винции) .

Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикаль­ные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем это­го процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной мигра­ции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости неф­ти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость дви­жения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° -71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость мигра­ции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой — около 1 м.

При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отло­жениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не бу­дут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (на­пример, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же при­родном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вто­ричной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.

^

Формирование залежей нефти и газа. Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направ­лении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа до­статочно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, рас­положенные гипеометрически выше, могут оказаться пус­тыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференци­ального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сооб­щающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой,

была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимо­вым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осущест­вляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с раство­ренным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипеометрически вы­ше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут запол­нены только водой.. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.

Принцип дифференциального улавливания не является универ­сальным, объясняющим формирование залежей во всех случаях. На­пример, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ло­вушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения.

В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пус­тыми. Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа на­блюдаются в Бухарской зоне регионального нефтегазонакопления, где в юрских отложениях встречены преимущественно нефтяные за­лежи, а в меловых - газовые. Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсо­метрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих вы­сокое гипсометрическое положение.

Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенно­го в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результа­те восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Вы­соцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность форми­рования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. Интенсивность формиро­вания газовых залежей, по опубликованным материалам, составляет п - 10-6м3/м2. год.

Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формиру­ются первичные залежи - из рассеянных углеводородов, в других вто­ричные — за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом опреде­ляется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, вы­держанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллек­торами, а также раз­витием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гид­рогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами.

В отдельных случаях залежи могут образоваться "на месте". Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются.

Разрушение залежей нефти и газа. Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть. выведены на поверхность и УВ рассеяться.

Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к унич­тожению скоплений нефти и газа. К разрушению залежей могут при­вести в ряде случаев и диффузионные процессы.

Изучение процессов формирования и разрушения залежей нефти и газа имеет большое значение, так как позволяет целенаправленно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, разрабатывать и совершенствовать методы их поисков.

^

В ЗЕМНОЙ КОРЕКлассификация нефтегазоносных территорий как основа нефтегазогеологического районирования

На земном шаре известно примерно 35 000 местоскоплений нефти, газа и битумов, открытых на Всех континентах Земли (кроме Антар­ктиды) и во многих омывающих их морях и океанах. Однако выявлен­ные залежи УВ в пределах нефтегазоносных территорий распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу осадочных отложений, что является главнейшей геологической особенностью раз­мещения нефти и газа в недрах. Например, значительные концентрации ресурсов нефти и газа установлены на Ближнем и Среднем Востоке (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт и др.), в Северной Африке (Ливия, Алжир), в Мексиканском заливе, Северном море, на террито­рии СССР (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) и в других регионах. В то же время известно громадное количество мелких и средних местоскоплений.

Как показывают многочисленные -исследования, размещение ре­сурсов нефти и газа, типы локальных и региональных скоплений на­ходятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры (платформы, геосин­клинали и т.д.) и с особенностями строения и состава слагающих их осадочных отложений. Все известные местоскопления размещаются группами, зонами, ассоциациями, образуя различные категории регио­нальных скоплений нефти и газа.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегазогеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо для научно обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и выбора наиболее эффективных направлений поисково-разведочных работ.

Исходя из планетарной приуроченности регионально нефтегазо­носных территорий мира к различных типам геоструктурных элемен­тов земной коры (своды, впадины, прогибы, мегавалы и т.д.), А.А. Бакиров разработал классификацию региональных нефтегазоносных территорий и соподчинённость различных единиц нефтегазогеологичес­кого районирования. Основываясь на тектоническом принципе, А.А. Бакиров в качестве основных единиц нефтегазогеологического райони­рования рекомендует выделять в платформенных и складчатых терри­ториях нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления.

^ - единая геологическая провинция, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и ха­рактеризующаяся сходством главных черт региональной геологии, в том числе общностью стратиграфического положения основных реги­онально нефтегазоносных отложений в разрезе. По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойс­кого нефтегазонакопления.

^ - территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологи­ческой истории.

Зонд нефтегазонакопления - ассоциация смежных, сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе связанных между собой ло­кальных ловушек.

В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным, а местоскопления (месторождения) и зале­жи - к. локальным скоплениям нефти и газа.^

В настоящее время можно считать доказанным, что образование УВ в земной коре генетически связано с формированием осадочных толщ. Отсюда вытекают и важнейшие выводы о закономерностях раз­мещения нефтяных и газовых скоплений в земной коре.

1. Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99,9 % приурочено к осадочным образованиям. В разрезе каждой нефтегазоносной провинции содержится один или несколько литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегазоносностью и разделенных газонефтенепроницаемыми толщами отложений-покрышек.

2. В земной коре залежи и местоскопления нефти и газа группи­руются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, объединяемые в крупные нефтегазоносные провинции. В геоструктурном отношении нефтегазоносные области приурочены на платформах к внутриплатформенным и краевым впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых регионах к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам.

3. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях нефти и газа могут встречаться одновременно не­сколько типов залежей.

4. Ареалы региональной нефтегазоносности в отложениях различ­ных стратиграфических подразделений в одних случаях совпадают, а в других - территориально смещены.

5. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность: выделяются территории преимущественно нефтеносные, преимущественно газоносные, содержащие и газ, и нефть. Зональность может быть и вертикальной.^

нефти и газа

Анализ размещения запасов жидких и газообразных УВ в Совет­ском Союзе и за рубежом показывает, что верхние части разреза (до глубины 1,2 - 1,5 км) содержат преимущественно скопления газа, на глу­бинах 1,5 - 3,5 км запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы , жидких УВ. Далее с ростом глубины (более 4-5 км) вновь проис­ходит увеличение запасов газообразных УВ и уменьшение запасов нефти. Как правило, в нижней газовой зоне (на глубине более 4 - 5 км) наряду с газом встречается нефть,- растворенная в газе (газоконденсатные залежи).

Такая закономерность в размещении запасов нефти и газа по вер­тикали объясняется генерацией УВ различного фазового состояния на различных уровнях погружения нефтегазоматеринских толщ, т.е. в различных геохимических зонах, выделенных В.А. Соколовым. Кроме того, в возникновении вертикальной зональности распределения жид­ких и газообразных УВ определяющую роль играют также повышенная миграционная способность газообразных УВ по сравнению с нефтью и процессы преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур.

Наряду с вертикальной зональностью в размещении скоплений нефти и газа наблюдается региональная (горизонтальная) зональность.

Например, почти все нефтяные местоскопления Предкавказья сосре­доточены в восточной части этого региона, а преимущественно газовые и газоконденсатные местоскопления - соответственно в Центральном и Западном Предкавказье. В пределах среднеазиатской части эпипалеозойской платформы крупные скопления газа располагаются в восточ­ных районах (местоскопления Шатлык, Газли и др.), в то время как в западных районах (Южно-Мангышлакская впадина) распространены преимущественно нефтяные местоскопления.

Региональная зональность в размещении скоплений нефти и газа наблюдается также в Западной Сибири. Здесь местоскопления нефти содержатся в основном в центральной части низменности, а газа - в пределах обрамления региона, главным образом северного.

Основными факторами образования региональной зональности являются состав исходного 0В, геохимическая и термодинамическая обстановка и условия миграции и аккумуляции УВ.

litcey.ru

Миграция - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Миграция - нефть

Cтраница 3

Под миграцией нефти и газа понимается любое перемещение УВ в земной коре. При этом способность к перемещению у нефтей легких газонасыщенных выше, чем у вязких плотных нефтей, а тазы перемещаются легче, чем нефти.  [31]

Под миграцией нефти и газа понимают любое перемещение этих веществ в земной коре.  [32]

Препятствием для миграции нефти и газа в такой ловушке является слабо ( плохо) проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.  [34]

Вопрос о миграции нефти и газа в земной коре и формировании таким путем их крупных скоплений имеет очень важное значение для повышения эффективности ( результативности) поисково-разведочных работ на нефть и газ.  [35]

Если жо миграция нефти продолжается и за пределами данной нефтеносной свиты, образующаяся в конечном итоге залежь называется вторичной.  [36]

Поэтому и разнонаправленная миграция нефти и газа под влиянием гидравлического фактора в подобных условиях маловероятна. При малых углах ( а 1) наклона она более вероятна, но величина критических градиентов остается все же значительной ( табл. VI.13), особенно для газа.  [38]

Хотя механизм миграции нефти еще неизвестен, природа движущих сил установлена с достаточной полнотой.  [39]

В процессе миграции нефтей и конденсатов проявляется отчетливая, но разнонаправленная тенденция к фракционированию изотопов углерода: в и.с.у. углеводородных фракций мигрироваших нефтей - к обогащению легким изотопом 12С, а в конденсатах - к утяжелению. Пределы изотопных изменений б13С составляют - ( 0 1 - 0 15) % и согласуются с таковыми при миграции в естественных условиях [ Коломбо У.  [40]

Какие виды миграции нефти и газа происходят в земной коре.  [41]

Наилучшим доказательством миграции нефти являются ее выходы на поверхность. Они известны во всех частях мира. На поверхность высачивается жидкая нефть, а в некоторых местах выходит газ или наиболее летучие компоненты нефти. Однако в большинстве случаев в выходах встречаются смолистые остатки окисленной нефти.  [42]

Наилучшим доказательством миграции нефти являются ее выходы на поверхность. Многочисленные выходы нефти во всех частях мира были описаны в главе I. Во многих из этих естественных выходов на поверхность высачивается жидкая нефть, а в некоторых на поверхность высачивается газ или наиболее летучие компоненты нефти. Однако в большинстве случаев в выходах встречаются тяжелые смолистые остатки окисленной нефти. В Мексике нефть на поверхность выходит из насыщенного ею известняка с глубины около 600 м по узким зонам контакта между глинистыми сланцами и интрудированными изверженными породами в виде даек. Нефть высачивается в жидком состоянии, но затем сгущается по мере исчезновения легких фракций.  [43]

Несомненным доказательством миграции нефти является буровая скважина, вскрывающая нефтеносный песчаник. Как только долото вскрывает зону нефтегазонасыщения. Известны многочисленные примеры движения нефти от одной скважины к другой и на значительно большие расстояния. Доббин в своем сообщении о нефтяных месторождениях Северной Монтаны упоминает некоторые скважины, характер работы которых показывает, что они под землей связаны с другими скважинами, расположенными на расстоянии до 3 2 км.  [44]

Гидравлическая теория миграции нефти была разработана Манном в 1909 г. Поскольку вода двигается под гидравлическим и капиллярным давлением, часть воды, содержащейся в песчанике, который залегает над неуплотненным илом, будет уходить вниз. Манн понимал, что уплотнение вызывает уменьшение объема, и полагал, что вода и нефтяная эмульсия должны вытесняться из ила в вышележащий песок.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Первичная миграция нефти - Справочник химика 21

    I Первичная миграция нефти и газа идет из глинистых отложений в соседние пористые породы. Эта миграция происходит как в результате отжатия воды с растворенными в ней нефтью и газом, так и вследствие диффузии газообразных и легких жидких углеводородов.) Образование внутри глинистого пласта нефти и газа под большим давлением может привести также к их прорыву в соседние песчаные или карбонатные породы. Попавшие сюда, нефть и газ будут перемещаться дальше по этим породам, благодаря латеральной миграции, вместе с водой в направлении от центральной наиболее погруженной части впадины и ее периферии. [c.84]     Белецкая С. Н. Моделирование процесса первичной миграции нефти в однофазном газовом состоянии.— Труды ВНИГРИ, вып. 227, 1964. [c.103]

    Существенно, что в осадочных комплексах, где не фиксируется микронефть, другими словами, не улавливаются следы первичной миграции нефти, состав автохтонных битумоидов оказывается иным, чем там, где такие следы улавливаются. Таким образом, отмечаются различия между автохтонными битумоидами (суммарными) и остаточными первые стоят ближе к микронефти, так как содержат в себе последнюю, еще не выделившуюся, не эмигрировавшую. [c.65]

    Белецкая С. Н. Моделирование процесса первичной миграции нефти в однофазовом газовом состоянии. Геохим. сб. 9. Тр. ВНИГРИ, вып. 227. Изд-во Недра , 1964. [c.310]

    Различия в составе ОВ нефтематеринских пород предопределяют и многообразие нефтей, наследуемое от генерировавшего их ОВ. Однако наиболее сложен вопрос о том, что непосредственно наследуется нефтями от ОВ пород. Важно также выяснить, как влияют первичная миграция и вторичные процессы преобразования нефтей в залежах на генетические показатели углеводородов нефти и ОВ материнских пород. [c.30]

    В этом разделе мы не будем касаться вопросов первичной миграции (эмиграции), т. е. процессов перемещения УВ внутри нефтегазоматеринской толщи. Формирование состава нефти происходит, по мнению ряда исследователей, в основном в коллекторской толще, в которой концентрируется значительная подвижная масса жидких и газообразных УВ (в различном сочетании), смолисто-асфальтеновых компонентов, неуглеводородных соединений и элементов, таких как азот, сероводород, двуокись углерода, металлопорфириновые комплексы и т. д. [c.112]

    Белецкая С. Н. Экспериментальное изучение механизма первичной миграции рассеянных битумов из осадочных пород в однофазном газовом состоянии. — В кн. Генезис нефти и газа. М., 1967, с. 420—428. [c.154]

    I Различают латеральную или пластовую миграцию и вертикальную миграцию. Выделяют еще первичную миграцию, под которой подразумевают миграцию газа и нефти, образовавшихся в глинистых породах, в соседние пористые песчаные и другие породы.]  [c.84]

    Нефтеобразование — весьма сложный, многостадийный и очень длительный химический процесс, детали механизма которого пока не ясны. Так как исходный органический материал находится в рассеянном состоянии, то очевидно, что продукты его превращения— нефть и газ — также первоначально рассеяны в нефтематеринской, чаще всего глинистой породе. Но вследствие своей подвижности нефть и газ, так же как и вода, способны передвигаться в толще пород. Геологи называют эти перемещения миграцией. Различают первичную и вторичную миграцию. В результате первичной миграции из нефтематеринских пород нефть [c.8]

    Чтобы проверить это предположение, нами была построена кривая зависимости между величиной запасов нефтей в Западной Сибири и отношением п/ф (рис. 32). Для этого были суммированы геологические запасы нефтей, имеющих одинаковые величины отношения п/ф. Одинаковыми считаем значения, если они не отличаются более чем на 0,1. При построении кривой мы сделали ряд допущений, предположив, что 1) все нефти сингенетичны вмещающим отложениям 2) для любого количества нефти, генерированной нефтематеринскими отложениями, всегда найдется ловушка достаточного объема, чтобы вместить ее 3) условия первичной миграции в разных частях бассейна принципиально не различались 4) мощность нефтематеринских отложений с разным генерационным потенциалом ОВ примерно одинакова. [c.131]

    Первичной миграции, по-видимому, способствует также увеличение давления газов в нефтегазоматеринских толщах. Повышение давления газовой фазы под влиянием прогрессирующего прогибания бассейна и интенсификации процесса газообразования благоприятствует растворению нефти в газах и растрескиванию пород, вследствие чего происходит проскальзывание (по В. А. Соколову) газонефтяной смеси из пелитовых пород в породы-коллекторы по микро- макротрещинам и порам. Повышению давления газов также способствует уменьшение порового пространства пород вследствие их уплотнения по мере погружения нефтегазоматеринских толщ. [c.134]

    Рассмотрим механизм формирования первичных залежей нефти или газа, который представляется относительно более простым по сравнению с процессом образования вторичных локальных скоплений. Представим себе, что первичная миграция завершилась и УВ отжаты из пелитовых пород в породы-коллекторы (рис. 80). Дно (ложе) седиментационного бассейна практически не всегда бывает строго горизонтальным, а имеет определенный первичный уклон, который в некоторых случаях уже может обусловливать миграцию УВ по региональному восстанию слоев. Некоторые исследователи допускают возмож- [c.145]

    Кроме того, в нефтегазовой геологии все еще имеется ряд нерешенных — дискуссионных вопросов, научно обоснованное решение которых в значительной мере позволит повысить эффективность поисково-разведочных работ. К ним относятся некоторые аспекты происхождения нефти и формирования ее залежей (в особенности вопрос первичной миграции УВ). [c.279]

    В большинстве случаев нефть, составляющие ее углеводороды и другие соединения, а также углеводородные газы, генерированы не в тех породах, в которых находятся их скопления, поэтому всегда возникает вопрос, как они переместились из материнских пород в породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Этот процесс очень сложный, и далеко не все исследователи считают, что он происходит в природе в широких масштабах. Перемещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из нее в природные резервуары называется первичной миграцией. Процесс перехода флюида из НМ толщи в коллектор называется эмиграцией (некоторые исследователи используют термин эвакуация). В отдельных случаях сами материнские породы в результате литогенетических процессов приобретают достаточно высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС), что позволяет содержать нефть и газ и отдавать их при разработке. В этом случае углеводороды, по-видимому, испытывают лишь минимальные перемещения. [c.199]

    И.М. Губкин представлял первичную миграцию как вынос нефти из материнских пород водой в виде мельчайших капелек. Конечно, это очень трудно себе представить, если материнскими породами являются очень тонкопористые глины, из которых даже при очень большом давлении нефть трудно выжать. Тем не менее перемешение углеводородов все же происходит. При рассмотрении возможностей первичной миграции наибольшее внимание исследователями уделяется гипотезе о выносе углеводородов в виде растворов. [c.200]

    Из формулы следует, что величина капиллярного давления растет с уменьщением радиуса, при диаметре поры менее 0,1 мм капиллярные силы больще гравитационных, при диаметре 0,5 мм капиллярные силы не действуют. Поскольку поверхностное натяжение воды более чем в два раза выще, чем у нефти (соответственно 0,07 и 0,03 Н/м), то вода с большей силой поднимается по тонким порам, т.е. под действием капиллярного давления вода будет вытеснять нефть из мелких пор в более крупные. Экспериментально такое замещение было установлено на контакте песка и глины (опыты Мак-Коя). В условиях погружающейся толщи и направленного движения вьщеляющейся воды в коллектор капиллярные силы вряд ли могут изменить ход этого процесса. Действие капиллярных сил ослабевает под действием повыщен-ных температур, а в температурных условиях ГЗН они вряд ли как-то определяют процессы первичной миграции. [c.213]

    Проблема первичной миграции тесно связана с начальной аккумуляцией (по Д.В. Несмеянову) нефти. Необходимо накопление определенной критической массы нефти, которая бы обладала достаточной энергией, чтобы начать движение, преодолев капиллярное давление и прорвав поверхностную пленку воды. При достижении определенной массы нефти, если сила всплывания (различие в плотностях воды и нефти) преодолеет капиллярное давление, начинается ее движение в природном резервуаре. [c.214]

    Таким образом, основу важнейшего периода в жизни нефти — главной фазы нефтеобразования составляют два теснейшим образом связанных процесса генерация основного количества нефтяных компонентов и широкое развитие их первичной миграции. Нефтематеринские породы, прошедшие главную фазу, могут погружаться на большую глубину, но основная масса образовавшихся нефтяных компонентов будет концентрироваться на определенном гипсометрическом уровне, расположенном несколько выше глубинной зоны проявления главной фазы нефтеобразования. [c.26]

    В том случае, когда миграция нефти сводится к ее выжиманию из глин в пески той жо свиты, образующаяся нефтяная залежь называется, по И. М. Губкину, первично й. Если же миграция нефти продолжается и за пределами данной нефтеносной свиты, образующаяся в конечном итоге залежь называется вторичной. [c.184]

    Два ли М. Ф. Возможные процессы, геологические условия и время первичной миграции. — В кн. Генезис нефти и газа. М., Недра , 1967, с. 364—381. [c.181]

    Первичной миграция нефти может осуществляться в виде самостоятельной жидкой непрерывной фазы. Возможность такой формы первичной миграции рассматривалась многими исследователями (А.Н. Снарский, Б. Тиссо, Дж. Хант, Дж. Эрдман, Мак-Олифф и др.). Известно, что нефть плохо смачивает большинство минералов, и лишь поверхности частиц, имеющих битуминозное покрытие, родственное нефти, образуют пути, благоприятные для ее движения. Движение потоков углеводородов может облегчаться наличием прожилок и трещин, заполненных керогеном. В богатых нефтематеринских породах типа баженовской свиты или формации Монтерей с содержанием ОВ 10—20% и выше эти ке-рогеновые включения образуют непрерывную сеть. При высоких [c.210]

    Геохимические свидетельства вторичной миграции нефти. В настоящее время геологи пытаются выяснить характер среды, в которой протекала первичная миграция нефти, предполагая, что эта среда способствовала растворению или аккумуляции и перемещению рассеянного битуминозного вещества, образовавшегося в материнских породах. Однако анализ условий, способствовавших вторичной миграции нефти, но-видимому, заслуживает большего внимания. По сути дела, вторичная миграция являлась процессом перемещения всей нефти (или газа) но системе каналов благодаря действию различных факторов. При подобной миграции, как можно теоретически предположить, некоторые компоненты мигрирующей нефти селективно отделялись от нее, растворяясь в норовой воде и адсорбируясь на поверхности раздела между минеральными частицами и пленкой воды (Nagy, 1960). Очевидно, многие геологи-нефтяники были осведомлены об этом типе взаимодействия и постулировали обусловленную им систематическую потерю некоторых компонентов нефти по мере ее передвижения. [c.111]

    Первичная миграция нефти заключается в перемещении нефти и газа из плотной малопроницаемой материнской породы в пористую проницаемую породу-коллектор. При вторичной миграции перемещение нефти осуществляется в породе-коллекторе. Рассматривая карбонаты как возможные материнские породы, важно было бы сравнить процессы первичной миграции нефти в карбонатах и глинах. Из наиболее вероятной гипотезы следует, что по мере отложения осадков более глубоко погребенные отл.ожепия под давлением и в результате уплотнения покрываюпщх пород теряют свою норовую воду. Л. Уикс [62] подсчитал, что во время уплотпепия осадочного (осадочно-породного. — Ред.) бассейна примерно из каждых [c.224]

    Вассоевич Н. Б., И е р у ч е в С. Г. Возникновеппе, последующая эволюция и первичная миграция нефти. Сб. Проблемы геологии нефти . (Доклады ХХП Международного Геологического Конгресса). Изд-во Паукя , 19G4. [c.262]

    Среди сторонников органического происхождения нефти, как уже указано, выделяется особая группа ученых, которая исходит из представления о всякой залежи нефти как о первичном ее скоплении, т. е. если нефть в данное время мы находим в песках или пористых известняках, значит, в этих породах она и возникла. Известный геолог-нефтяник К. П. Калицкий выявляет в этом отношении наиболее крайнюю точку зрения. В своей книге Миграция нефти он говорит, что все сторонники теории передвижки нефти из одного пласта в другой исходят из одной основной мысли, по которой образование нефти в песках невозможно, так как в силу аэрации (проникновение воздуха) органический материал подвергается в них процессу окончательного разложения под действием кислорода воздуха. Он приводит ряд фактов, говорящих за возможное сохранение органического вещества в песках, и, следовательно, за возможность возникновения в них нефти. А раз это так, то нет, по мнению К. П. Калицкого, никакой нужды строить всякого рода предположения о перемещении нефти из одного п.таста в другой, тем более о передвижении ее с неведомых глубин. Для того чтобы подобное предположение оказалось соответствующим действительности, необходимо доказать, что в песках или известняках может происходить наконле- [c.184]

    Таким образом, длительный контакт первичного материала нефтей, как и самих нефтей, с аиюмосиликатами при температурах 50—100 °С неизбежно должен создавать условия, благоприятные для реакций распада, сопряжен-пых реакций гидрирования и дегидрирования за счет внутреннего перераспределения водорода и других реакций, постоянно меняющих характер нефтей, как в процессе и консервации в нефтеносных пластах, так и в процессе вертикальной или го]шзонтальной миграции. Образование бензина, подобного природному, происходит при высоких давлениях. В подземных условиях залегания нефти эго требование жидкофазного каталитического нроцесса пыпо 1Няется с избытком. [c.155]

    Сергеевич В. И., Жузе Т. П., Есаков Е. А. Растворимость углеводородов в пластовых водах как фактор первичной миграции. — В сб. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа в геотектонических областях территории стран СЭВ. М., 1975, с. 58—67. [c.158]

    Впервые подробно излагается методика сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности акваторий, базирующаяся на количественном описании моделей геохимической эволюции ОВ в геологически разнотипных регионах. Обосновываются способы прогноза содержания и качественного состава ОВ, рассеянного в осадочных толщах, методика определения основных параметров теплового режима и литофизических обстановок на различных глубинах. Изложены принципы составления моделей генерации и первичной миграции микронефти. Описанный подход позволяет раздельно оценивать перспективы нефте- и газоносности. [c.168]

    В виду то го, что ряд геологов отрицает возможность миграции нефти, а также наличие высоких температур в местах залежи нефти, необходимых для процессов деструю-ивной гидрогенизации первичных материалов нефти, возможно, что и эта стадия процесса нефтеобразования имеет биохимический характер, сопровождаясь, по А. Ф. Добрянскому, обеднением протопродукта кислородом и обогащением, за счет этого, водородом. [c.194]

    Таким образом, наличие аномально высоких поровых давлений в нефтематеринских глинистых толщах и существование перепада давлений между нефтематеринскими породами и пластами-коллекторами имеют важное значение в реализации нефтематеринского потедашала пород и процессах, первичной миграции углеводородов. Этими параметрами в значительной мере определяется действие существующего в природе механизма, приводящего к концентрации рассеянных нефти и газа и образованию минимальных объемов непрерывной гомогеннсй фазы жидких и газообразных углеводородов, способных самостоятельно мигрировать в пористых средах и формировать залежи во встречающихся на путях их миграции ловушках. Перепадом давления между глинами и коллекторами и величинсй давления в коллекторах во многом шределяются состав и свойства образующих залежи жидких и газообразных углеводородов. [c.23]

    Сравнительно недавно ахиллесовой пятой органической теории происхождения нефти являлась именно первичная миграция УВ, которая, по мнению сторонников абиогенного генезиса УВ, невозлсожна в природных условиях. Для отжатия в лабораторных условиях рассеянной в глинистых породах капельножидкой нефти требуются слишком высокие давления, которые на платформах действительно отсутствуют, а эмиграция УВ из нефтематеринских толщ в составе водных растворов этими исследователями исключалась (некоторые специалисты и в настоящее время не допускают такую возможность). [c.133]

    Прежде всего миграционные процессы следует разделить по времени их проявления. Здесь следует различать миграцию первичную и вторичную. Как уже было сказано, под первичной миграцией подразумевается перемещение УВ из нефтегазоматеринских свит в породы-коллекторы. После того, как произойдет отжатие УВ в проницаемые породы, начинается вторичная миграция УВ, т. е. перемещение нефти и газа по резервуару (внутрирезервуарная или латеральная миграция), по разрывным нарушениям, трещинам или через слабопроницаемые покрышки перпендикулярно к напластованию слоев и т. д. (внерезервуарная миграция). [c.143]

    Нефть образуется в тонкозернистых, не обладающих свойствам коллекторов породах, концентрируется в песчаных слоях-коллек торах путем перемещения в процессе миграции. Главной причино движения нефти и газа из материнской породы в пласт-коллектор яв ляется уплотнение осадочных отложений. Первичная миграция - этматеринских пород в проницаемые породы коллекторы вторичная миграция — это движение их в проницаемы породах, приводящее в конце концов к сегрегации нефти и газа в н которых местах этих пород.  [c.38]

    Элементы различия связаны прежде всего с процессами первичной миграции УВ из нефтематеринских пород в породы-кол-лекторы, а затем в залежь, а также с влиянием температур. Это фиксируется для эпигенетпчных битумоидов и нефтей по сравнению с сингенетичными битумоидами сдвигом максимумов на кривой распределения н-парафинов и изопреноидов в низкомолекулярную часть (см. рис. 125, 127) или для нефтей с повышенным содержанием одноименных углеродных атомов (см. рис. 126). Кроме того, эти процессы проявляются в увеличении содержания парафинов по сракпснню с общим количеством нафтеновых УВ в составе парафиново-нафтеновой фракции (см. рис. 129). [c.394]

    Сравнение углеводородного состава нефтей и рассеянных битумоидов Западно-Сибирской низменности (А. Э. Конторович и др., 1967) показало, что в их легких фракциях присутствуют практически одни и те же соединения (рис. 40). И как отмечают авторы, связь углеводородов рассеянного органического вещества материнских толщ и дочерних нефтей не затушевывается ни изменениями при процессах первичной миграции, ни изменениями при начальных стадиях криптогипергенных или катагенных преобразований нефти . [c.201]

    Новосилецкий Р.М. Первичная миграция углеводородов и формирование залежей нефти и газа. - Нефт. и газ. пром-сть, 1968, № 5, с. 8-11. [c.155]

    По отношению к нефте газоматеринским толшам различают первичную и вторичную миграцию, причём первичной миграцией (эмиграцией) считается процесс перехода УВ из толш, в которых они образовались, в коллекторы, а вторичной — дальнейшее перемещение УВ по коллекторам. [c.91]

    Одной из основных неразрешенных проблем нефтяной геологии является проблема накопления и миграции нефти. Для объяснения механизма миграции нефти предлагалось немало теорий и гипотез, составивших обширный диапазон всевозмонгаых вариантов. Однако наши представления о многочисленных факторах, влияющих на миграцию нефти, все еще слишком ограничены, чтобы выбрать точно наиболее правильную гипотезу. Большинство теорий миграции сходятся в признании двух стадий, или типов, миграции нефти. Первичная миграция, или аккумуляция, относится к начальному перемещению первичной нефти из материнской породы в коллектор. Перемещение нефти или газа из одного места в коллекторе в другое считается вторичной миграцией. [c.109]

chem21.info

Вторичная миграция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вторичная миграция

Cтраница 1

Вторичная миграция, или передвижение нефти в проницаемом природном резервуаре, вызывается, как полагает Иллинг, в основном движением воды, переносящей с собой нефть и газ. При этом имеют очень большое значение текстурные особенности породы и физические свойства воды, нефти и газа. В хорошопроницаемых породах отделение нефти и газа и их скопление в повышенных участках происходят главным образом под влиянием разницы в удельных весах. Газ оказывает при атом большое влияние на распределение нефти и воды в природном резервуаре.  [1]

Вторичная миграция обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. Попадая в коллектор, заполненный водой, капли нефти и пузырьки газа всплывают в ней к кровле пласта. Миграция углеводородов возможна даже при незначительном наклоне пласта в первые метры на 1 км, если, конечно, размеры пустот не слишком малы.  [2]

Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа в пласте или группе гидравлически связанных пластов - природном резервуаре - внутрирезервуарная миграция или перемещение из одного пласта ( резервуара) в другой - межрезервуар-ная миграция.  [3]

Анализ схем вторичной миграции позволяет предположить, что они сталкиваются с теми же затруднениями, что и схемы первичной миграции. Действительно, по гипотезе нефтематеринских пород нефть попадает в пласт-коллектор в виде разобщенных капелек, которые не могут передвигаться в порах пласта, так как в последних слишком велики противодействующие силы. Чтобы нефть могла передвигаться в порах пласта, необходимо, чтобы капельки, сливаясь, образовали непрерывную фазу в некотором минимальном объеме, способном к передвижению.  [4]

Анализ схем вторичной миграции позволяет предположить, что они сталкиваются с теми же затруднениями, что и схемы первичной миграции. Действительно, по гипотезе пефтематерипскнх пород нефть попадает в пласт-коллектор в виде разобщенных капелек, которые не могут передвигаться в порах пласта, так как в последних слишком велики противодействующие силы. Чтобы нефть могла передвигаться в порах пласта, необходимо, чтобы капельки, сливаясь, образовали непрерывную фазу в некотором минимальном объеме, способном к передвижению.  [5]

Является частным случаем вторичной миграции углеводородов, приводящим к переформированию углеводородных скоплений.  [6]

Среди факторов, обусловливающих вторичную миграцию, кроме уплотнения пррод следует отметить силы всплытия нефти и газа ( гравитационные силы), гидравлический, диффузионный и другие факторы.  [7]

Нефтегазовую геологию больше всего интересует вторичная миграция, потому что этот вид миграции обусловливает накопление нефти и газа в ловушках и образование залежей. 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. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давлений.  [8]

Нефтегазовую геологию больше всего интересует вторичная миграция, потому что этот вид миграции обусловливает накопление нефти и газа в ловушках и образование залежи.  [9]

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались ( нефтегазопродуцировавших) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.  [10]

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию, причем первичной миграцией ( эмиграцией) считается процесс перехода УВ из толщ, в которых они образовались, в коллекторы, а вторичной - дальнейшее перемещение УВ по коллекторам.  [11]

В нефтяной литературе, преимущественно американской, широко пользуются понятиями первичной и вторичной миграции нефти. Оба соответствующих явления столь тесно связаны между собой, что их подчас бывает трудно разграничить. В частности, трудно сказать, к какому виду миграции ( первичному или вторичному) относится так называемая вертикальная миграция нефти. Столь же очевидны случаи образования нефтеносных пород только в результате латеральной миграции нефти в пределах данного песчано-алевритового или, еще чаще, карбонатного пласта. Формально миграция этого вида происходит по типу так называемой вторичной миграции нефти. В связи с высказанными соображениями, говоря о масштабах миграции нефти, мы будем подразумевать миграцию в целом, не подразделяя ее на первичную и вторичную.  [12]

В тех случаях, когда недонасыщенная в материнской толще ретроградная газовая фаза в процессе вторичной миграции контактирует с рассеянными битумами или нефтью, создаются предпосылки для значительного ее обогащения за счет ретроградного испарения содержащихся в их составе наиболее низкокипящих компонентов. В таких случаях формировавшиеся газоконденсатные залежи могут содержать более значительное количество конденсата. По генезису и физико-химическим свойствам такие конденсаты отличаются от конденсатов, формирующихся в самой нефтематеринской толще.  [13]

Движение газа и нефти в свободном состоянии ( в виде струй) на путях вторичной миграции сопровождается фазовыми переходами первоначально однофазных систем ( газоконденсатной или нефтяной с растворенным газом) в двухфазные, при этом отд.  [14]

Завершающим этапом является формирование нефтяного месторождения из рассеянной в нефтематеринской породе микронефти в результате ее первичной и вторичной миграции.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Глава 4. Механизмы первичной миграции. Первичная миграция нефти и газа

Похожие главы из других работ:

Боковая эрозия рек бассейна Оби

2.2 Условия и механизмы развития боковой эрозии рек

Размыв берегов, или боковая эрозия - природный процесс, свойственный любой реке. Скорость размыва колеблется от долей метра до десятков метров в год, и изменчива от половодья к межени, от года к году в зависимости от стадии развития процесса...

Деструктивные границы литосферных плит

9. Возможные механизмы образования зон субдукций

В зрелом океане можно, хотя и с определенной долей условности, предсказать области, где наиболее вероятно начало субдукции (рис.12). Это, во-первых, бывшие центры спрединга, где уже существуют сквозьлитосферные трещины - рифты (рис. 12, а)...

Золотоизвлекательная фабрика №2 по переработке сульфидной руды Олимпиадинского горно-обогатительного комбината ЗАО "Полюс"

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРВИЧНОЙ РУДЫ ОЛИМПИАДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

...

Лахары Камчатки

4. Виды лахаров и механизмы их формирования

Причиной образования основных видов вулканогенных селей гляциально-вулканического и нивально-вулканического генезиса служат явления, связанные с извержением вулкана...

Лахары Камчатки

4.1.3 Механизмы формирования водной составляющей лахаров Ключевского вулкана

Основной причиной проявления селей при извержениях Ключевского вулкана является катастрофическое таяние ледников. По типу водной составляющей это соответствует гляциально-вулканическому генезису...

Лахары Камчатки

4.2.3 Механизмы формирования водной составляющей лахаров вулкана Шивелуч

Селевые потоки вулканогенно-нивального генезиса образуются при взаимодействии продуктов вулканических извержений, преимущественно пирокластических, со снежнофирновым покровом. Они играют главную роль среди рельефообразующих процессов...

Методы первичной обработки и анализа керна на примере соровского месторождения

1. МЕТОДЫ ПЕРВИЧНОЙ ОБРАБОТКИ И АНАЛИЗА КЕРНА

...

Оледенения и причины их возникновения

1.8 Гипотеза миграции полюсов

Гипотеза миграции полюсов. Многие ученые полагали, что ось вращения Земли время от времени меняет свое положение, что приводит к соответствующему смещению климатических зон...

Оползни Крыма

3.1 Типы оползней их строение и механизмы развития

Морфология оползней находится в прямой зависимости от геологического строения склона, его крутизны и удаленности обрыва Яйлы от берега. Исходя из основных причин, необратимо снижающих устойчивость горных пород на склонах (абразии, эрозии...

Особенности, ценность и добыча яшмы

12. Способы добычи и первичной переработки, экологические последствия добычи

При всей красоте и силе этого камня добыча яшмы оказалась трудна. До рубежа XVIII-XIX вв. в камнеобрабатывающей промышленности не было никаких механизмов и всю обработку вели вручную. Твердый камень сортировали по величине кусков...

Очистка обсаженного ствола скважины от песчаных пробок с помощью беструбных гидробуров

1.3 Оборудование и механизмы, используемые при удалении песчаных пробок в скважинах

Подьемная лебедка ЛПТ-8 Предназначена для выполнения спуско-подъемных операций при ремонте и освоении нефтяных и газовых скважин, оборудованных стационарными вышками и мачтами. Применяется в районах с умеренным климатом...

Первичная миграция нефти и газа

Глава 3. Условия для первичной миграции

Для того, чтобы инициировать миграцию УВ необходимо влияние некоторых сил, которые могут запустить и поддерживать процесс перемещения нефти и газа. Начальной стадией перемещения УВ, выделившихся из РОВ НГМТ...

Первичная миграция нефти и газа

3.1 Факторы влияющие на процесс миграции

К факторам, влияющим на процесс миграции, относятся давление, температура, гравитация, гидравлика, капиллярные силы, энергия упругости и др. Рассмотрим основные из них: 1) Давление...

Прогнозирование тектонически-опасных территорий Республики Турция с помощью линеаментного анализа

3.1 Физические механизмы проявления линеаментов на космических изображениях

Природу линеаментов, проявляющихся на космических изображениях, обычно связывают с отражением на земной поверхности разноглубинных видимых и скрытых разломов земной коры [9]. В наиболее простом варианте...

geol.bobrodobro.ru