» » Газоконденсатные системы

Газоконденсатные системы

06.08.2016

В природных условиях значительное место занимают газоконденсаты. Иногда в литературе газоконденсаты называют «газорастворенная нефть». Это не правильно. Газоконденсатные системы могут иметь различный генезис, и об этом мы расскажем ниже. По распределению индивидуальных низкокипящих насыщенных углеводородов эта система практически никак не отличается от распределения аналогичных углеводородов в нефтях и микронефтях. Однако формирование газоконденсатных систем весьма специфично. В зависимости от источника и условий образования, газоконденсаты могут иметь различный генезис. Если они приурочены к глубинам, соответствующим высоким значениям катагенеза, то, в зависимости от типа исходного OB, они, скорее всего, являются продуктом преобразования органического вещества. Если газоконденсаты находятся в верхних стратиграфических комплексах, а нижние горизонты нефтегазоносны, то это, как правило, легкие фракции нефтей, растворенные в сжатых газах. Фазовое состояние многокомпонентной смеси углеводородов зависит от давления и температуры. Для того чтобы разобраться, как происходит образование газовых конденсатов, давайте рассмотрим фазовую диаграмму многокомпонентной смеси (рис. 5.8).
Газоконденсатные системы

Учитывая, что состав многокомпонентных смесей далеко не одинаков, для каждой такой системы может быть свое определенное максимальное давление, при котором существует газовая фаза. Это максимальное давление называется криконденбар, а максимальная температура, при которой еще существует жидкость, - называется крикондентерм. В критической области (С) свойства жидкой и паровой фаз практически одинаковы.
В пределах достаточно узкого интервала температур между критической температурой и крикондентермом (область C-Tm) еще сохраняется жидкая фаза. В области давлений между критической точкой и криконден-баром (область С-рm) еще существует газовая фаза.
Ретроградные процессы испарения и конденсации лежат в узкой области между критической точкой и криконденбаром с одной стороны и критической точкой и крикондентермом, с другой (заштрихованная область на рисунке). Таким образом, газоконденсатная залежь представляет собой углеводородную систему, в которой при существующих термобарических условиях в парообразном состоянии находится часть жидких углеводородов (часть бензиново-керосиновой фракции, реже более высокомолекулярные углеводороды). При изотермическом снижении пластового давления часть из них выпадает в жидкую фазу - конденсат.
От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых - наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсата). В основе формирования газоконденсатных месторождений лежат физико-химические законы растворимости и возможности переноса жидких углеводородов и неуглеводородных компонентов сжатыми газами при температуре выше критической. Тем не менее, основным фактором, определяющим глубину залегания газоконденсатной залежи, является ее термобарическая обстановка, если давление и температура обеспечивают ретроградные процессы. Причем решающее значение имеет давление, которое предопределяет минимальную глубину залегания газоконденсатной залежи, так как повышение температуры способствует только удержанию конденсата в состоянии ретроградного испарения. Если уменьшение давления и температуры происходит одновременно, то эффект ретроградной конденсации только усиливается. Многочисленные экспериментальные и теоретические исследования растворимости различных углеводородных и неуглеводородных компонентов сжатыми газами, проведенные Т.П. Жузе, Г.Н. Юшкевич, Я.Д. Саввиной, А.С. Великовским, Г.С, Степановой и другими исследователями, показали, что растворяющая способность газов зависит от их состава, давления и температуры, углеводородного состава нефти, соотношения газовой и жидкой фаз. Следует особо отметить, что растворяющая способность газа возрастает с увеличением молекулярного веса газа. Среди углеводородных и неуглеводородных компонентов газа по отношению к нефти растворимость возрастает в ряду: азот > метан > углекислый газ > этилен > этан > пропилен > пропан > бутан > изобутан. Возрастание азота в газе повышает критические характеристики, а увеличение жирности газа, а также присутствие диоксида азота снижают критическое давление и температуру. Принципиальная схема вертикальной зональности газоконденсатных залежей различного типа приведена в табл. 5.11.
Газоконденсатные системы

Как следует из таблицы, гипсометрический диапазон распространения газоконденсатных залежей чрезвычайно широк, от сравнительно небольших глубин 750-800 м (Средняя Азия, Волго-Урал), до глубин более 5000 м (Западная Туркмения, Апшерон). Соответственно, весьма разнообразны и термобарические условия их существования.
Минимальные давления и температуры в залежах составляют соответственно 75 атм и 25 °С, а максимальные - 650 атм и 190 °C. Так же в широких пределах изменяется и содержание растворенного конденсата в сжатых газах (конденсатный фактор - Кф). Оно составляет от 10-20 до 1300-1500 см3/м3,
В качестве примера можно привести значения конденсатного фактора для Карачаганакского месторождения - 900-1130 см3/м3 или Талалаевско-го - 1500 см3/см3.
Состав газов газоконденсатных систем также варьирует в широких пределах, однако, как показывают исследования В.А. Чахмахчева, чаще всего встречаются газы с содержанием метана 86-88 %, а его гомологов 12-14 %. Для примера, в чисто газовых скоплениях содержание метана достигает 92-94 % и выше.
По своим физико-химическим свойствам и углеводородному составу газовые конденсаты значительно отличаются от нефтей. Здесь в первую очередь надо отметить их относительно низкую температуру кипения от 40 до 95 °С. Поэтому в конденсатах, как правило, по сравнению с нефтями значительно преобладают бензиново-легроиновые фракции, выкипющие до 200 °C. Содержание более высококипящих фракций очень низко. В газовых конденсатах практически полностью отсутствуют смолисто-асфальтеновые компоненты, твердые парафины, сера и микроэлементы.
На основе изучения особенностей бензиново-легроиновой фракции И.С. Старобинец разработал классификацию газоконденсатных систем по групповому составу. В этой классификации он выделил семь разных типов газовых конденсатов, но в практике геохимических исследований, как правило, используется выделение только трех типов газоконденсатов: парафинового, нафтенового и ароматико-парафинового типов.
Значительный геохимический интерес представляет изучение нефтей из нефтяных оторочек в газоконденсатных залежах. Комплексные исследования типов нефтей в нефтяных оторочках газоконденсатных месторождений в неокомских отложениях севера Западной Сибири были проведены Н.Г. Жузе. Ей удалось выявить два основных типа нефтей, отличающихся друг от друга различными физическими параметрами (табл. 5.12).
Газоконденсатные системы

Особое место среди нефтей нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений занимают так называемые «конденсационные» нефти, которые формируются в газоконденсатных залежах в результате выпадения части углеводородов из газовой фазы в жидкую фазу, при снижении пластовых давлений.
Это может происходить как из-за положительных тектонических движений, так и в результате ретроградной конденсации жидких углеводородов из мигрирующей газоконденсатной смеси при снижении пластового давления ниже критической.
Остаточные (первичные) нефтяные оторочки, по мнению Н.Г. Жузе, образуются в результате динамического массообмена между жидкой фазой и движущейся нефтегазоконденсатной смесью, когда в результате нисходящих тектонических движений в нефтяную залежь поступает газоконденсатная смесь.
В этом случае часть бензиново-керосиновых фракций нефтей двухфазных залежей переходит в газовую фазу. Поэтому в оставшейся части нефти содержится значительно меньше легких фракций, что немедленно сказывается на плотности нефти, ее начала кипения, процента выхода фракций, выкипающих до 200 и до 300 °С, а также содержания парафинов и смол.
Нефтяные оторочки смешанного типа образуются в том случае, если в уже имеющуюся нефтяную оторочку в результате ретроградной конденсации при изменении термобарической обстановки поступает дополнительное количество жидкой фазы, По термобарическим параметрам газоконденсатные залежи можно подразделить на две группы - насыщенные, когда давление начала конденсации равно пластовому давлению (рн.к = рпл) и ненасыщенные («пережатые») - когда пластовое давление больше начала конденсации (рпл > рн.к). К первой группе относятся газоконденсатные системы с нефтяными оторочками с избытком жидкой фазы. Ко второй группе - относятся газоконденсатные скопления, не имеющие нефтяных оторочек. Как правило, они расположены в областях развития аномально-высоких пластовых давлений. Одной из основных характеристик газоконденсатных систем является содержание конденсата в газе. Этот параметр газоконденсатных систем называется фактор. В численном выражении он определяется содержанием конденсата (см ) в 1 кубическом метре газа и обозначается q (см3/м3). Конденсатный фактор определяет степень насыщения пластового газа жидкими углеводородами, находящимися в состоянии ретроградного испарения. В реальных геологических условиях величина газового фактора варьирует в очень широких пределах от 0,2 до 2000 см3/м3 и даже выше. Различают низкоконденсатные газы - газовый фактор меньше 50 см3/м3, конденсатные - с содержанием конденсата от 50 до 200 см3/м3 и высококонденсатные, содержащие более 2000 см3/м3 конденсата.
Впервые предположение, что газовые конденсаты могут быть самостоятельным продуктом преобразования органического вещества, была высказана в устной форме еще в 1964 г. М.Г. Гуревичем, руководителем геохимической лаборатории МИНГи ГП имени И.М. Губкина.
В течение 10 лет продолжалось обобщение огромного аналитического материала по молекулярному составу нефтей и конденсатов, а также нефтей из нефтяных оторочек газоконденсатных залежей (фракция HK-125 °С) в комплексе с детальным изучением геологического строения конкретных территорий, и истории их геологического развития. В основу работы была положена концепция, что нефть и газовые конденсаты являются своеобразными углеводородными системами, которые несут в себе генетическую информацию уже с момента формирования микронефти.
Проведенные исследования позволили сделать однозначный вывод о том, что в природе имеются различные генетические типы конденсатов они могут быть самостоятельным продуктом преобразования органического вещества, и могут быть вторичным продуктом - легкими фракциями нефтей, растворенными в сжатых газах. Кроме этого было доказано, что нефти нефтяных оторочек в газаконденсатных залежах могут образоваться в результате ретроградных процессов - выпадения части высокомолекулярных углеводородов из газовой фазы в жидкую при снижении пластового давления. Однако, уже через несколько лет при выделении генетических типов углеводородных флюидов выяснилось, что в некоторых регионах очень редко, но встречаются нефти нефтегазовых месторождений, которые по ряду геохимических критериев занимают как бы промежуточное положение между типичными нефтями и нефтями, образовавшимися в результате ретроградных процессов, то есть занимают промежуточное положение между различными генетическим типами углеводородных флюидов. Давайте посмотрим конкретные примеры некоторых типичных месторождений, содержащих различные генетические типы углеводородных флюидов (табл. 5.13).
Итак, что представляют собой геохимические критерии выделения различных по генезису газовых конденсатов и нефтей из нефтяных оторочек газоконденсатных залежей? Ответ на этот вопрос мы получим в табл. 5.14.
Газоконденсатные системы
Газоконденсатные системы

Однако впоследствии оказалось, что в природе имеется «промежуточный» тип углеводородных флюидов, занимающий место между типичными нефтями и нефтями («конденсационные» нефти), образовавшимися в результате выпадения части углеводородов в жидкую фазу при снижении пластового давления. Эта группа нефтей была впервые определена при изучении нефтей газонефтяных месторождений Алжира в 1977 г., но проблему выделения четких границ между этими генетическими группами удалось решить B.A. Чахмахчеву только в 1983 г.
Он построил график, на оси ординат которого нанес в логарифмическом масштабе отношение циклогексана (C6H12) к метилциклопентану (C6H12), а на оси абсцисс - отношение метилдиклогексана (C7H14) к сумме циклопентановых углеводородов строения C7H14 (рис. 5.9).
Выделение различных генетических типов углеводородных флюидов, в том числе и «промежуточного» типа чрезвычайно важно при региональных исследованиях, а также при выборе оптимальной схемы разработки скоплений углеводородов в условиях недостатка фактических данных бурения и опробования поисково-разведочных скважин.
Так, например, регионально нефтегазоносные комплексы, содержащие первичные конденсаты и вторичные нефти (нефтеконденсаты), как правило, обладают значительно большими концентрациями ресурсов газообразных углеводородов, чем жидких, В качестве примера можно привести юрские отложения Амударьинской впадины и нижнемеловые - Мургабской и др.
Газоконденсатные системы

Регионально нефтегазоносные комплексы, содержащие нефти и вторичные конденсаты, имеют значительно большие концентрации ресурсов жидких углеводородов по сравнению с газообразными. Это, например, юрские отложения Восточного Предкавказья. Мангышлака и др.
Выделение генетических типов углеводородных флюидов необходимо и при выборе оптимального метода разработки газоконденсатных месторождений, где из-за недостатка данных бурения отсутствуют сведения о наличии или отсутствии нефтяной оторочки.
Классическим примером формирования нефтяных оторочек в газоконденсатных залежах в результате ретроградных процессов являются нефтяные оторочки в келловей-оксфордских отложениях месторождений Фараб, Саман-Тепе, Денгизкуль, Уртабулак (Амударьинская нефтегазоносная область) и др., где по соотношениям циклогексановых и циклопентановых углеводородов газовые конденсаты и нефти из нефтяных оторочек, попадают в одну и ту же генетическую группу.
Следует особо отметить, что если в случае получения газового конденсата в скважине-первооткрывательнице и по результатам анализов этот конденсат окажется «вторичным» (легкие фракции нефти, растворенные в сжатых газах), то со 100%-й гарантией можно утверждать, что было открыто нефтегазоконденсатное месторождение и в нем присутствует нефтяная оторочка.
Эту «аксиому» не забудьте. В своей работе вы обязательно столкнетесь с необходимостью прогноза наличия или отсутствия нефтяной оторочки в скважине-первооткрывательнице газоконденсатной залежи.
Газоконденсатные системы

Разработанные геохимические критерии базируются на показателях, несущих генетические признаки исходного органического вещества и последующих особенностей его преобразования в катагенезе.
Как мы уже убедились, эволюционность и зональность нефтегазообразования отражается на качественных и количественных характеристиках пластовых флюидов. Поэтому с ростом катагенеза в составе легких углеводородов нафтидов происходят значительные изменения. Возрастает содержание метановых углеводородов. Снижается общее количество нафтеновых углеводородов, причем закономерно уменьшается доля изомеров ряда циклопентана при одновременном росте циклогексановых соединений. Увеличиваются концентрации бензола и толуола
Газоконденсатные системы

Одновременно с этим происходит общее повышение абсолютных концентрации легких углеводородов. На основании этого В.А. Чахмахчев предложил свой набор соотношений углеводородов для выделения генетических типов нефтей и конденсатов. Заслуга этого автора заключается в том, что эти соотношения он сумел увязать с градациями катагенеза (табл. 5.15).
Кроме этого, он предложил использовать еще один график, на оси ординат которого в логарифмическом масштабе нанес отношение бензола (C6H6) к гексану нормального строения C6H14), а на оси абсцисс - отношение толулоа (C7H8) к нормальному гептану C7H16 (рис. 5.10).
Таким образом, на сегодняшний день мы имеем комплекс геохимических критериев для выделения различных генетических типов углеводородных флюидов, что в значительной мере облегчает надежное решение целого ряда практических задач нефтегазовой геологии.