Вторичной миграции и в зонах аккумуляции

Основные миграционные потери жидких УВ определяются процессами их сорбции на поверхности пор вмещающей породы, а также их механическим улавливанием «тупиковыми порами» и микроловушками. Растворимость жидких УВ в пластовых водах весьма невысока, и этим фактором при расчете их миграционных потерь можно пренебречь.

Основная масса миграционных потерь газообразных УВ связана со способностью растворения мигрирующих газовых смесей в пластовых водах. Также как жидкие УВ, заметное количество мигрирующих газов может улавливаться «тупиковыми порами» и микроловушками. Сорбция газа породами на больших глубинах, при температуре выше 30-35⁰С практически пропадает.

В данной главе рассматриваются методические решения учета миграционных потерь, предложенные Н.М. Кругликовым и др. (1986), С.Г. Неручевым и др. (2000).

В методике, предложенной Н.М. Кругликовым и др. (1986), априорно принимается толщина слоя, в котором происходит латеральная миграция под покрышкой – 1 метр, для которого рассчитываются миграционные потери с заданными величинами остаточной нефте- и газонасыщенности, причем вне зависимости от емкостных параметров коллектора. Однако для предварительных, экспрессных оценок миграционных потерь такой подход вполне приемлем.

Другой методический подход к учету миграционных потерь предложен С.Г. Неручевым и др. (2000). В частности, для расчета коэффициента потерь нефти в трещинно-пористых каналах миграции от подошвы до кровли коллектора (в «транзитной» зоне) предложена следующая формула:

К^п_н = h_{к *} m_тр * p_н * К_онн /q_н^эм

где К^п_н – коэффициент потери нефти, % от ее эмигрировавшего количества, h_к – мощность коллектора, м, m_тр – коэффициент трещинной пористости коллектора, доли 1, p_н – плотность нефти, т/м³, К_онн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтенасыщенности, доли 1 (может быть принят равным 0,2), q_н^эм - плотность эмигрировавшей нефти, т/км².

Миграционные потери нефти при латеральной миграции, расходующейся на формирование остаточной нефтенасыщенности в пределах нефтесборной площади, рассчитывается по формуле

q_пн^лат = h_нн * m_к * K_онн * p_н * 10⁶

где q_пн^лат – плотность остаточной нефтенасыщенности в прикровельной зоне коллекторов, т/км², h_нн – мощность зоны прикровельного нефтенасыщения коллеторов, в которой происходила латеральная миграция нефти (чаще принимается = 1 м.).

По аналогичным формулам отдельно рассчитываются потери газа.

Предлагается также модифицированное уравнение расчета миграционных потерь, предложенных С.Г. Неручевым и др. (2000). Дополнение состоит в учете реализованного генерационного потенциала коллектора (транзитной зоны). Известно, что коллекторские породы: песчаники, алевролиты, карбонаты, как и нефтегазоматеринские породы (НГМП), содержат заметное количество рассеянного органического вещества. Это вещество, попав зону категенеза, неизбежно также генерирует жидкие и газообразные УВ в соотношениях зависящих от генетического типа РОВ и стадии катагенеза. Соответственно, эти УВ, находясь непосредственно в коллекторе по которому идет основной поток УВ эмигрировавших из НГМП - заполняют часть тупиковых пор, сорбируются породами, растворяются в пластовых водах. Тем самым, УВ генерированные органическим веществом коллектора заполняют часть возможных миграциолнных потерь в этом коллекторе и, тем самым, непосредственно не участвуя в формировании залежей нефти и газа, снижают миграционные потери УВ из нефтегазоматеринских пород, которые формируют эти скопления.

Также модификация формулы С.Г. Неручева состоит в учете не отдельно потерь жидких и газообразных продуктов генерации а мигрирующей газожидкостной смеси. Последний момент весьма актуален, например для подсолевых отложений Прикаспийской мегавпадины, для которой характерна высокая степень реализации как нефте- так и газогенерационного потенциалов, а также весьма высокая степень сохранности газообразных продуктов под региональной галогенной покрышкой. Следует также подчеркнуть, что здесь речь идет не о жидких и газообразных УВ, а о жидких и газообразных продуктах генерации, тем самым подчеркивается необходимость учета в мигрирующей газожидкостной смеси и неуглеводородных компонентов (H₂S, CO₂, N₂).

Таким образом, внесены следующие дополнения в приведенные выше уравнения (Неручев С.Г. и др, 2000) Вместо двух уравнений, рассчитывающих отдельно потери жидких и газообразных УВ, предлагается одно уравнение, позволяющее учитывать потери при вертикальной миграции суммарной газожидкостной смеси, включая неуглеводородные компоненты:

К^п_см=h_к*m_тр*p_г^пл*(К_огн-К_гн^син)/q_см^пр

где К^п_см - коэффициент потери газожидкостной смеси, % от ее эмигрировавшего количества, p_см^пл – плотность газожидкостной смеси в пластовых условиях, г/м³, К_огн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтегазонасыщенности, доли единицы, К_гн^син - коэффициент нефтегазонасыщенности за счет сингенетичных продуктов генерации коллектора, доли единицы от суммарного порового пространства, q_г^пр – удельная плотность газожидкостной смеси после потерь на растворение газа в пластовых водах, млрд. м³/км²_.

Соответственно, потери суммарной газожидкостной смеси в процессе ее латеральной миграции рассчитываются следующим образом:

q^л_см=h_гн*m_к*(K_огн*-К_гн^син)p_см^пл*10⁶

где q^л_см – плотность потерь УВ газо-жидкостной смеси при латеральной миграции; м³/км², h_гн – мощность прикровельной зоны газонасыщения, м (например h_гн можно принять равной 1 м.).

Далее расчет потерь отдельно жидких и газообразных УВ не представляет трудности.

Таким образом, предложенная модификация уравнений С.Г. Неручева и др. (2000) позволяет существенно уточнить в сторону снижения миграционные потери. Такая корректировка достигается в результате:

· учета доли порового пространства уже занятого продуктами генерации самого коллектора;

· выполнения расчетов на газожидкостную смесь, а не отдельно для жидких и газообразных продуктов генерации;

· включения в газожидкостную смесь, наряду с УВ, и неуглеводородных компонентов.

Одной из важных статей в общем балансе миграционных потерь, в первую очередь, газообразных продуктов генерации является их растворение в пластовых водах.

Содержание растворенных газов в подземных водах изменяется от 10 до n*10³мл/л и контролируется растворимостью газовой смеси в данных пластовых водах, при данных пластовых условиях. Растворимость газа зависит от состава газовой смеси, пластовых температуры и давления, минерализации и химического состава вод.

Для территорий, хорошо изученных бурением, такая проблема решается просто, поскольку здесь, как правило, много непосредственных определений газосодержания в водах и составов газов. В случае недостатка такой информации, при относительно низких давлениях (до 35 МПа), растворимость каждого компонента газовой смеси, как отмечает А.Ю. Намиот (1972), можно рассчитывать по закону Генри-Дальтона:

Ni 5' = РNi 5''/Hi(T)

Где: Ni 5' - молярная доля компонентов в жидкой фазе; Ni 5'' - молярная доля компонентов в газовой фазе на безводной основе; Р - давление; Hi - коэффициент Генри растворенного компонента; T - абсолютная температура.

При высоких давлениях возникает необходимость экспериментальной проверки результатов расчетов.