Оценка типа газовых залежей. Прогнозирование нефтяной оторочки по составу пластового газа

Нефтяные и газоконденсатные залежи, приуроченные к глубоко залегающим пластам, обладают жидкой фазой с близкими физико-химическими свойствами (цвет, плотность, молекулярная масса, вязкость). Газовый фактор нефтяных скважин при этих условиях мо-

жет мало отличаться от величины газоконденсатного фактора. Из этого газа в сепарационных устройствах выделяется значительное количество конденсата, так как фазовые превращения газа, выделившегося из такой нефти, практически не отличаются от фазового поведения газоконденсатной смеси с большим содержанием высококипящих углеводородов.

В ряде случаев сходными чертами обладают углеводороды газовых и газоконденсатных месторождений.

Быстрое определение типа вновь открытой залежи имеет важное значение для правильной организации последующей разработки месторождения. Для этой цели используется ряд признаков, отличающих газовые залежи от газоконденсатных и последних от нефтяных.

Газы газоконденсатных залежей характеризуются меньшими значениями отношения концентраций этана (С₂) и пропана (С₃) по сравнению с газами чисто газовых залежей. По данным Я. Д. Савиной статистически соблюдается соотношение

Для нефтяных залежей лишь в 1% изученных месторождений содержится газ, для которого соотношение оказалось более 3. Газы 70% обследованных газовых месторождений характеризуются соотношением тг- <" 3.

Содержание бутанов в газах газоконденсатных залежей в 2—15 раз меньше, чем этана.

В отличие от газов нефтяных месторождений в газах газоконденсатных и газовых залежей содержание «промежуточных»ｻкомпонентов (этана, пропана, бутанов) с увеличением числа углеводородных атомов в молекуле уменьшается.

По данным Ю. П. Коротаева и А. К. Карпова в качестве одного из критериев при оценке типа залежей можно использовать соотношение и30~ 4. Для газовых месторождений эта величина колеблется в пределах 0,9—1,05. Для попутного газа и газовых шапок нефтяных и газоконденсатных с жидкой оторочкой величина „ колеолется в пределах 0,5—0,8.

Тип залежи (газонефтяная или газоконденсатная) можно определять по величине газового фактора, плотности жидкой фазы и ее цвету. Считается, например, что при газовом факторе 900—1100 м3/м3 и плотности стабильной (не содержащей легких углеводородов) жидкой фазы, не превышающей 0,78 г/см3, месторождение является газоконденсатным. Если плотность стабильной жидкости выше 0,78 г/см3, а газовый фактор меньше 630—650 м3/м3, залежь является нефтяной. Как уже упоминалось в гл. III, 1, на основе только газового фактора, плотности и цвета конденсата не всегда удается выделить тип залежи. Для этой цели обычно используется весь доступный комплекс показателей принадлежности залежи к тому или иному типу.

Конденсаты газоконденсатных месторождений отличаются от нефтей вязкостью, величиной молекулярной массы, фракционным составом. Вязкость конденсата большинства газоконденсатных месторождений не превышает 1,5—2 мПа-с (при t = 20ｰ С). В отличие от

нефтей в конденсатах газоконденсатных залежей не содержится асфальтена.

Максимальное содержание ароматических углеводородов в конденсатах приходится на фракции, выкипающие в пределах 120—150 или 150—200ｰ С. Содержание их в более высококипящих фракциях уменьшается. У нефтей с повышением температуры кипения количество ароматических углеводородов почти всегда возрастает.

А. С. Великовским и другими сотрудниками ВНИИгаза установлено, что при наличии нефтяной оторочки пластовый газ приобретает своеобразный состав. По результатам исследования более чем 30 газоконденсатных месторождений в этом случае газ оказался относительно более богатым высокомолекулярными углеводородами С5 + высшие. Установлено, что газоконденсатное месторождение является газовой шапкой нефтяной залежи, если в газе содержится более 1,75% (мольная концентрация) Cs + высшие или если выход стабильного конденсата (т. е. конденсата с вычетом легких газовых фракций) составляет более 80 см3/м3, а пластовое давление выше 16МПа.

Следует, однако, учитывать, что состав и количество конденсата, как мы убедились, определяются множеством факторов. Например, с повышением давления увеличивается растворимость в нем углеводородов С2 + высшие.

Повышение температуры также способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов. Эти факторы (а не контакт с нефтью) могут быть причиной высокого содержания в газе С5 + высшие. Наконец, условия возникновения залежи и миграции

углеводородов могли быть такими, что в газе, отделившемся от нефти в процессе миграции, может сохраниться высокое содержание С5 + + высшие (при соответствующем пластовом давлении и температуре).

Все это означает, что могут встречаться газоконденсатные месторождения с относительно высоким содержанием углеводородов С5 + + высшие,.но не подстилаемые нефтяной залежью. Поэтому при прогнозировании нефтяной оторочки необходимо учитывать дополнительные признаки ее присутствия. Например, химический состав конденсата может являться важным показателем при оценке промышленных запасов нефти в залежи. Известно, что если легкие (бензиновые) фракции нефти состоят в основном из нафтеновых углеводородов, то в ней содержится обычно незначительное количество (в пластовых условиях) этана, пропана и бутанов. Количество же последних (легких низкокипящих углеводородов) в газе определяет растворимость в нем С5 + высшие. Если легкие низкокипящие углеводороды отсутствуют в нефти или содержатся в незначительном количестве,

они практически не будут присутствовать и в газе, находящемся над нефтью. В таком случае даже при наличии больших запасов нефти в газе не могут раствориться значительные количества тяжелых углеводородов. Поэтому из нафтеновой нефти в газовую фазу переходит значительно меньше углеводородов С6 + высшие, чем из парафиновой

нефти в тех же условиях. Конденсат этих газов будет богат нафтеновыми углеводородами, но количество его будет незначительным. Следовательно, и при малом выходе конденсата (если он состоит в основном из нафтеновых углеводородов), можно ожидать наличие нефтяной оторочки.

Установлено также, что в конденсатах газоконденсатных месторождений, связанных с нефтяными оторочками, содержание метановых углеводородов во фракции 60—200ｰ С обычно превышает 55 %.

Содержание азота в газе основных газоконденсатных месторождений Советского Союза *, контактирующих с нефтью, превышает 3,3% (мольн.). В газах газоконденсатных месторождений без нефтяной оторочки содержание азота колеблется в пределах 0,6—2,3%. Это объясняется высокой упругостью паров азота, который при контакте нефти с газом переходит в газовую фазу.

Неоднородность состава газа по площади залежи является одним из признаков наличия нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях. Это связано с тем, что диффузия углеводородов из нефти в газовую часть залежи происходит в пористой среде медленно и загеологическое время не всегда наступает выравнивание свойств л состава газа в пласте. При этом (как, например, в случае Карадагского газоконденсатного месторождения с большой нефтяной оторочкой) в газе, добытом из скважин, расположенных ближе к нефтяной части залежи, содержится большее количество конденсата.

Следует, однако, отметить, что в Карадагской залежи весьма велик этаж нефтеносности и различие в составе и количестве конденсата в газе, залегающем в крыльевых и купольных участках месторождения, может быть следствием также и различий в давлениях

и температурах в этих частях структуры.

_____________

¹Аширов К.В., Максимов С П. Условия газоносности месторождений Куйбышевского Поволжья. «Геология нефти и газа», 1968, № 1. Великовский А. С, Саввина Я.Д. О связи Вуктыльского и Оренбургского газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами. «Газовое дело», 1969, № 2.

Иногда, нефтяная оторочка, по-видимому, возникала вследствие выделения конденсата в новом месте из газа, мигрировавшего в процессе образования залежи из областей с более высокими давлениями и температурой. В этом случае обычно не наблюдается значительных различий в составе газа, добываемого из скважин, расположенных на неодинаковых расстояниях от конденсатной оторочки (горизонт XIII месторождения Газли).

Дата добавления: 2014-12-23