Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 [ 53 ] 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

§ 7. 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 может 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 высоко-кипящих 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 зтана (С2) и пропана (Gg) по сравнению с газами чисто газовых залежей. По данным Я. Д. Саввиной статистически соблюдается соотношение

() газ. зал. > -азоконд. зал. > нефт. зал.

Для нефтяных залежей лишь в 1% изученных месторождений содержится газ, для которого соотношение оказалось более 3.

Газы 70% обследованных газовых месторождений характеризуются соотношением 3.

Содержание бутанов в газах газоконденсатных залежей в 2- 15 раз меньше, чем зтана.

В отличие от газов нефтяных месторождений в газах газоконденсатных и газовых залежей содержание «промежуточных» 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 5?5lpi. Для газовых месторождений эта величина колеблется

H-G4

в пределах 0,9-1,05. Для попутного газа и газовых шапок нефтяных

изо-Сл f-

и газоконденсатных с жидкой оторочкой величина колеолет-

ся в пределах 0,5-0,8.

Тип залежи (газопефтяная или газоконденсатная) можно определять по величине газового фактора, плотности жидкой фазы и ее цвету. Считается, например, что нри газовом факторе 900-1100 м*/м* II плотности стабильной (не содержащей легких углеводородов) жидкой фазы, не превышающей 0,78 г/см*, месторождение является газоконденсатным. Если плотность стабильной жидкости выше 0,78 г/см, а газовый фактор меньше 630-650 мм*, залежь является нефтяной. Как уже упоминалось в гл. 1П, § 1, на основе только газового фактора, плотности и цвета конденсата не всегда удается выделить тин 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 (нри t = 20° 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° С. Содержание их в более высококинящих фракциях уменьшается. У нефтей с повышением температуры кипения количество ароматических углеводородов почти всегда возрастает.

А. С. Великовским и другими сотрудниками ВНИИгаза установлено, что нри 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 Сд + высшие. Установлено, что газоконденсатное месторождение является газовой шапкой нефтяной залежи, если в газе содержится более 1,75% (мольная концентрация) Cg + высшие или если выход стабильного конденсата (т. е. конденсата с вычетом легких газовых фракций) составляет более 80 cmVm, а пластовое давление выше 16 МПа.

Следует, однако, учитывать, что состав и количество конденсата, как мы убедились, онределяются множеством факторов. Например, с повышением давления увеличивается растворимость в нем углеводородов Са Ч- 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 Cg -f высшие. Наконец, условия возникновения залежи и миграции углеводородов могли быть такими, что в газе, отделившемся от нефти в процессе миграции, может сохраниться высокое содержание Cg -f -j- высшие (нри соответствующем пластовом давлении и температуре). Все это означает, что могут встречаться газоконденсатные месторождения с относительно высоким содержанием углеводородов Cg -f + высшие, ito 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) зтана, пропана и бутанов. Количество же последних (легких низкокипящих углеводородов) в газе определяет растворимость в нем Cg + 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 Cg + 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 основ--ном 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° 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 за геологическое время не всегда наступает выравнивание свойств и состава газа в пласте. При этом (как, например, в случае Карадаг-ского 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.

Aшиpoв К. В., Максимов СП. 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.