8.3 Типы газовых залежей

Углеводородные системы, залегающие на больших глубинах, могут образовывать как нефтяные, так и газоконденсатные залежи, жидкие фазы которых имеют близкие физико-химические свойства. В ряде случаев отмечается сходство составов углеводородов газовых и газоконденсатных месторождений. Однако распознава­ние типа залежи необходимо уже на стадии разведочных работ на новых площадях для оптимальной организации последующей разработки месторождения. В практике отмечались случаи, когда месторождение вво­дилось в разработку как газовое, а затем через несколько лет эксплуатации устанавливалось наличие нефтяной оторочки. Как правило, газовые залежи раз­рабатываются без системы ППД (на истощение), поэтому становится очевидным, что в по­добных случаях нефтяная оторочка смещается за счет действия краевых вод в газонасыщенную часть резервуара, а последующее извлечение нефти сопровождается большими потерями в нефтеотдаче, нежели при отборах нефти из первоначальных объемов (на 10 % и более).

Поэтому очевидна необходимость объективного определения типа вновь открытой залежи или месторождения. На практике известны случаи использования ряда признаков, отличающих газовые факторы залежи от газоконденсатных, а последние от нефтяных (работы Я.Д. Савиной и др). Они позволяют уже по первым пробам из поисково-разведочных скважин прогнозировать типы залежей.

Из наиболее важных признаков следует отметить следующие:

1) газы газоконденсатных зележей характеризуются меньшими значениями отношений концентрации этана (С₂) и пропана (С₃) по сравнению с газами чисто газовых залежей;

2. содержание С₄ в ГКЗ в 2-15 раз меньше, чем С₂;

3. в газах ГКЗ и ГЗ в отличие от газов НЗ содержание С₂ и Сз с увеличением числа углеводородных атомов в молекуле уменьшается;

4. при ГФ = 9001100 м³/м³ при плотности стабильной жидкой фа зы меньше 0,78 г/см³, месторождение – ГКЗ; при ρ_ж > 0,78 г/см³ и ГФ < 630650 м³/м³ – месторождения НЗ.

Однако на основе только ГФ, плотности и цвета конденсата не всегда удается определить тип залежи, поэтому необходим комплексный подход.

Известно, что конденсаты ГКЗ отличаются от нефтей вязкостью, величиной молекулярной массы, фракционным составом. Вязкость конденсата большинства ГКЗ не превышает 1,51,0 мПа·С (при 20^ОС) и в них не содержится асфальтенов (в отличие от нефтей).

Максимальное содержание ароматических углеводородов в конден­сатах приходится на фракции, выкипающие в пределах 120150 ^ОС или 150200^ОС. В более высоко кипящих фракциях содержание их уменьшается. У нефтей же с повышением температуры кипения количество ароматических углеводородов почти всегда возрастает.

Известно, что ГКЗ является газовой шапкой НЗ, если в газе содержится С₅₊ более 1,75 % (мольная концентрация) или выход ста­бильного конденсата составляет более 80 см³/м³, при этом пластовое дав­ление обычно выше 16 МПа.

Однако следует учитывать, что состав и количество конденсата оп­ределяется рядом следующих факторов:

1. с повышением давления увеличивается растворимость в нем углеводородов С₂₊;

2. повышение температуры способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов.

Эти факторы, а не контакт с нефтью, могут быть причиной высокого содержания в газе С₅₊. Свое влияние на залежь оказывают условия миграции углеводородов при образовании (генезисе) залежи, ко­гда может сохраниться высокое содержание С₅₊, при соответст­вующих давлениях и температурах. Таким образом, могут встречаться ГКЗ с относи­тельно высоким содержанием С₅₊, но не подстилаемые нефтяной отороч­кой. Все указанное доказывает необходимость учета дополнительных при­знаков присутствия нефтяной оторочки.

Установлено также, что в конденсатах ГКЗ с нефтяными оторочками содержание метановых углеводородов во фракции 60200^ОС обычно превышает 55 %. Содержание азота в газе ГКЗ, контактирующих с нефтью, превышает 3,3 % (по молекулярной концентрации). В газах ГКЗ без нефтяной оторочки содержание N₂ колеблется в пределах 0,62,3 %. Это объясняется высокой упругостью паров азота, который при контакте нефти с газом переходит в газовую фазу.

Облегчает прогноз наличия оторочки установленный факт: если по площади залежи отмечается неоднородность состава газа, то это является одним из признаков наличия нефтяной оторочки в ГКЗ. Физически это объясняется медленной диффузией углеводородов из нефти в газо­вую часть залежи, и даже в течение геологического масштаба времени не всегда наступает выравнивание свойств и состава газа в резервуаре.

Поэтому логично считать, что возможно образование нефтяной отороч­ки вследствие выделения конденсата в новом месте из газа, мигрировавше­го в процессе образования залежи из областей с более высокими давлениями и температурами.