Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Диагностика агрегатного состояния углеводородов в залежах нефти и газа

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Диагностика агрегатного состояния углеводородов в залежах нефти и газа"

! . ПЦ

•. ! Ь ^ /4

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ОБЪЕДИНЕННЫЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛОГИИ

На правах рукописи

ГУЩИН Владимир Аркадьевич

ДИАГНОСТИКА АГРЕГАТНОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

(04.00.17—геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений)

Авторе ф е р а т

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК 1992

Работа-выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяной институте (ЗапСибНИГНИ,г.Тюмень).

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

старший научный сотрудник В.Н.Воробьев

доктор геолого-минералогических наук, профессор А.М.Волков

доктор химических наук, профессор А.Н.Киргинцев

Ведущее предприятие: Всесоюзный научно-исследовательский проектно-конструкторский и технологический институт .геологических, геофизических и геохимических информационных систем (ВНШГЕОИНФОРМСИСТЕ11, г. Москва)

Защита состоится 1992 г. в _^рчасов

на заседании специализированного совета Д 002.50.04 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН по адресу: 630090, Новосибирск, Университетский пр-т, 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГМ СО РАН.

Автореферат разослан "3' г^-г^в^Г 1992 г.

Ученый секретарь специализированного совета доктор геол.-мин. наук

В.И.Москвин

Актуальность проблема. Залежи углеводородов с необычными свойствами открыты и исследованы в последнее время в различных нефтегазоносных провинциях. Их наиболее обжим признаком является неоднозначность определения положения газонефтяного контакта. При болыом этак нефтеносности расхождения достигают сотен метров. Стандартные методы исследования залежей и отобранных из них проб не рассчитаны на углеводородные системы критического и околокритического состояний и недостаточны для обоснования характеристик пластового флвида.

Отсутствие определенности в исходных данных затрудняет принятие экономически эффективных ренений относительно системы разработки месторождений. Поэтому актуальность выполненой работы связана с потребность» народного хозяйства в повыжении отдачи от долгосрочнных капиталовложений в нефтегазовуп промывленность.

Цель и задачи исследования. К настоящему времени накоплен обнирный . материал по результатам наблюдений природных и искусственных углеводородных систем. Однако представления о характере связей состав-свойства, заложенные в 30 годы американскими исследователями, не подвергались ревизии. Они не позволяли определять фазовое состояние флвидов с промежуточным газосодержанием не только в залежи, но и в лабораторных установках. Поэтому цель исследования состояла в создании теоретического описания особенностей термодинамики углеводородных растворов, необходимого и достаточного для разработки методики диагностики их агрегатного состояния.

Вследствие наличия обвирного опубликованного материала первая задача состояла в изучении особенностей поведения углеводородных растворов в вирокой окрестности критической точки и увязке их с последними достижениями статистической Физики. Далее потребовался анализ путей решения задачи технической диагностики агрегатного состояния природных флюидов. Многообразие природных условий и необходимость диагностики состояния пластовой системы на ранних этапах разведки залежи обусловили изучение результатов разведки месторождений Западной Сибири для отыскания косвенных критериев исходного агрегатного состояния флюидов.

Фактический материал. В процессе • исследования использовались результаты экспериментов отечественных и

зарубежных авторов, опубликованные в различных изданиях, а такие определения состава и свойств нефтей газов и конденсатов, выполненные в производственных организациях и лабораториях Тюменской области, Казахстана и Узбекистана.

Методология. При решении поставленных задач было постулировано, что углеводородный раствор в гомогенной области подчиняется тем же законам физики, что и чистое вещество. При этом смена агрегатного состояния выравается в изменении характера зависимостей его свойств от состава или условий существования.

Защищаемые положения.

Залеви углеводородов могут содержать зоны флюидов критического состояния, которые, при переменном по высоте газосодервании, располагайся между газом и легкой нефтью. Смена состояний сопровождается изменением связей состав - свойства.

Углеводородные растворы не являются истинными в широком интервале температур, включающем критическую.

Переход состояния углеводородного раствора от видного к газообразному Си наоборот) происходит лавинообразно и совершается в гомогенной области пространства термодинамических состояний.

Состав и свойства углеводородного сырья критического состояния оцениваются по измерениям характеристик флюида в пласте.

Научная новизна и практическое значение. Систематизация информации об особенностях поведения углеводородных растворов в окрестности критической точки позволила выделить обширную зону флуктуирующего -критического- состояния вещества. Развитие зоны обепечивается ранее не исследованным видом Фазового перехода, который происходит без образования зеркала раздела фаз. Такой не переход левит в основе процесса ретроградного испарения. Идентификация зон критического состояния на основе уникальной методики технической диагностики агрегатного состояния вещества позволила выделить их как новые объекты разведки. При этом впервые выявлено существование и распространение нефтей с высоким газосодержанием, которые при возбувдении притока вскипают и имвитируют газоконденсатные системы. Для таких залежей и зон критического состояния предложена методика обоснования характеристик для подсчета запасов, которая позволяет приращивать до ЗОХ нефти относительно традиционных подходов.

Все это позволяет сократить расходы на поиски газонефтяных

контактов в залеяах с переменным по высоте составом и обеспечить реальное повышение их нефтеотдачи за счет создания адекватной технологии разработки.

Апробация работы. Результаты исследований докладывались на VI геологической научной конференции молодых ученых и специалистов Сибири . (Новосибирск, 1978 ), I Ухтинской конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии, добычи и транспортировки нефти, газа и конденсата (Ухта, 1978), пятой годичной конференции "Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее- складчатого обрамления (Тюмень. 1985), всесоюзном геохимическом совещании "Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации" (Саратов, 1987), семинаре "Теория и практика исследования пластовых флюидов, сквазин и'пластов при' высоких термобарических параметрах" (Волгоград, 1991), в ИЗПИ РФ при защите запасов Новогоднего местороадения (1991). Основные результаты изложены в трех отчетах по НИР ЗапСибНИГНИ.

Содернание и объем работы. Диссертация содераит 165 страниц текста, 18 таблиц, 41 рисунок и 1 графическое прилонение и состоит из введения, шести глав, заключения и прилоаений. Список использованной литературы включает 39 ссылок.

Работа 4 выполнена в Западно - Сибирском научно-исследовательском геологоразведочной нефтяном институте в г. Тюмени в соответствии с планами НИР 1975 - 1990 гг.

Искренне признателен член. - корр. РАН И.И.Нестер.ову, д.г.-м.н. Ф.К.Салманову и А.Г.Ибрагимову, д.т.н. Р.И.Медвед-скому, к.г.-м.н. А.В.Рылькову за поддераку исследований.

ВВЕДЕНИЕ

Залеаи углеводородов с необычными свойствами открыты и исследованы в последнее десятилетие геологоразведчиками различных нефтегазоносных провинций. В Западной Сибири к ним относятся залеяи Харампурского, Тагринского, Вэнгапурского, Варьеганского, Губкинского, Салынского и некоторых других местороадений в ниянемеловых и юрских отлояениях.

Для интерпретации результатов разведки наиболее слоаны залеаи с долей сминающихся углеводородов 25 - 802. Часть из них

относят к нефтяным, часть к газоконденсатным, однако количественную оценку запасов предопределяет экспертная оценка фазового состояния.

Основной особенностью результатов исследования таких залежей является их противоречивость. .Наиболее ярко это проявилось при . обосновании характеристик пластовой системы месторождения Карачаганак. Положение газонефтяного контакта у разных авторов отличается на сотни метров. В конечном итоге он принят как условный по отметке газового фактора 900 м^/м-*. Такая ситуация возможна'из-за отсутствия средств объективного контроля представительности результатов испытания скважин. Дополнительная информация не может быть получена без систематизации представлений о свойствах исследуемого объекта.

1. ЗАДАЧА ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ ВЕЦЕСТВА

Объектом исследования является термодинамическая система. Совокупность изучаемых термодинамикой свойств системы определяет состояние системы. Между углеводородами различного строения, образующими залежи нефти и газа, химических реакций не обнаружено, поэтому понятия углеводородный раствор и термодинамическая система тождественны.

Сущность агрегатных состояний для твердого и газообразного вещества достаточно ясна, однако представления о жидкостях продолжают развиваться. Изучение рассеяния рентгеновского излучения жидкостями показывает наличие в них ближнего порядка в расположении молекул. Статистический характер упорядоченного расположения молекул в жидкости приводит к тому, что в них всегда имеются временные отклонения от средней плотности, и ориентации. Особенно велики эти флуктуации вблизи критической точки, что проявляется в опалесценции. В растворах к флуктуация« плотности и ориентации добавляются флуктуации концентрации.

На основе этих представлений следует уточнить сущность Фазового перехода как смены агрегатного состояния вещества. Представим себе, что все зародыии газовой фазы собрались в одно место и образовали пузырек. Такое событие означает появление второй фазы, но система в целом не изменила своего агрегатного состояния, следовательно фазовый переход не произошел.

Дальнейяее увеличение количества газа возможно только при изменении давления или температуры. Таким образом, возникновение второй фазы не связано с изменением агрегатного состояния вецес-тва. Поэтому при изучении околокритических явлений используется "узкий" смысл термина фазовый переход, отражающий процесс, при котором непрерывное изменение вневних условий сопровождается скачкообразным изменением физических свойств системы.

Одним из приемов обобщения информации о свойствах вещества является построение диаграмм состояния. Плоская диаграмма в координатах Р,Т позволяет отразить условия, в которых вещество имеет одинаковое агрегатное состояние. Третьей существенной характеристикой вещества является удельный объем.

Рассмотрев зависимости плотности вещества от давления при разных температурах, нетрудно заметить, что свимаемость вещества различна по обе стороны от критической температуры. Это естественно, так как мы имеем два агрегатных состояния вещества. Но привычная модель не проясняет, за счет чего происходит плавное изменение сжимаемости в окрестности критической точки. Исследования последних лет показали, что в области вокруг критической точки по температурам на 20% и плотности вещества на 40% реализуется флуктуирующее состояние вещества. Здесь не выполняются классические уравнения состояния.

Анализ существующих теоретических представлений о фазовых переходах в многокомпонентных углеводородных системах сделан И.Н.Стрижовым в 1968 г.

"Вещество газоконденсатного месторождения есть смесь больиого числа углеводородов. Оно не ыокет иметь критическую точку. Каждый отдельный углеводород имеет... своп критическую температуру и свое критическое давление, и эти величины, ... для разных углеводородов сильно отличаются друг от друга. Поэтому для смеси углеводородов нельзя вычислить и нанести на диаграмму какую-либо среднюю критическую температуру и среднее критическое давление. Отдельные углеводороды не будут подчиняться этим средним величинам, и никакого практического значения эти средние величины иметь не могут. Правее линии критической температуры смеси углеводородов вещество ни при каком давлении не может находиться в жидком состоянии. Но на диаграмме там находится двухфазная область, где часть вещества находится в жидком виде.

Сама диаграмма содержит противоречия. На рисунке Торнтона выше левой части кривой фазового перехода лежит область исключительно жидкой фазы, где газа нет, а выше правой части область исключительно газовой фазы, где жидкости нет. Но никто из исследователей газоконденсатных месторождений не указал границу между этими двумя областями. Выходит, что там область исключительно жидкой фазы и область исключительно газовой Фазы соприкасаются друг с другом и граница между ними есть вертикальная линия, проведенная через точку С. Такое соприкасание двух совершенно разнородных областей неестественно."

Из этого анализа следует прежде всего недостаточность проработки явлений, имеющих место в околокритической области и возникающие на этой основе различия в трактовке критических состояний чистых вещества и растворов. Без отыскания области существования той газовой фазы, контакт которой с жидкостью создает комплекс критических явлений, например, опалесценцию, понятие критическая точка имеет неопределенный смысл. Таким образом, существующие описания фазового поведения растворов, образующих двухфазные системы, дают основания для сомнений в существовании не только критической точки, но и фазового перехода как изменения агрегатного состояния вещества при докритических температурах.

Из графиков изотерм в двухфазной области следует, что при температурах ниве критических наблюдается монотонное изменение количества газовой фазы. При превышении критической температуры связь между объемами фаз при постоянной температуре теряет монотонность. То ае самое имеет место для изобар. Согласно этому, производные сШ/с1Р и (Ш/с1Т (Я- отношение количества нидкости к газу) скачком меняют знак в окрестности критической точки. Отсюда, по необходимости, вытекает существование особенностей у термодинамических Функций. Однако другие данные, подтверждающие такой результат, отсутстуют. Напротив, можно рассмотреть ряд экспериментальных работ, показывающих недостаточность теоретических представлений Торнтона и Эйлертса.

Д.Катц и др. выделили Фазовую диаграмму, полученную Г.Ф.Вэйнаугом и Х.Б.Бредли (1951), для систены с высоким содержанием гомологов метана. На ней зафиксировано аномальное уменьшение содержания жидкой фазы ниже линии начала кипения.

Изучение изотерм показало, что быстрое снижение содераания жидкости происходит сразу после начала газовыделения. Согласно этим данным, зависимости N(P) и HCT) не являются монотонными и при докритических условиях.

Следы процессов, искажающих Форму изотерм конденсации при докритических температурах, наблюдались в экспериментах по исследованию углеводородных систем при высоких давлениях, проведенных в АЗИННЕФТЕХИМе (1989). При исходном соотношении веса нефти к весу газа, равном двум, и температурах 353 и 413 К изотермы в области высоких давлений имеют изгибы, причем при повышенной температуре изменения выражены сильнее.

Изотермы с изломами около границы гомогенной области получены при лабораторном моделировании систем на основе жидких и газовых проб природных углеводородов Днепровско-Донецкой впадина (ДДВ) с цельш нахождения критических составов. Интерпретируя результаты, авторы считают фазовое состояние всех залежей газовым,- а изотермы с излоками - критическими. Интересно, что изотермы сохраняют свой "критический" характер в широком диапазоне составов. При этом наиболее важным является то, что авторы, несмотря на большой опыт и экспериментальный материал, не обнаружили ожидаемого заметного (скачкообразного), изменения свойств углеводородных систем. Таким образом, отклонения от известных теоретических представлений имеют место для углеводородных систем разнообразного состава.

Последовательное применение теории при решении задач диагностики фазового состояния привело В.П.Коротаева с соавторами (1985) к поиску положения границы меяду состояниями внутри гомогенной области. Ч.КронквиСт (1979) выделяет особый тип нефти с газовыми факторами выше 270 мг/мэи исследует их технологические особенности. На Фазовой диаграмме такие пластовые системы располагаются вблизи критической точки, откуда следует, что критический состав соответствует верхнему пределу газовых факторов 620 м3 /и3 . Ф.Л.Мозес (1986) уже уверенно выделяет особый класс флюидов, промежуточный по свойствам между нефтью и газоконденсатом, как самостоятельный технологический объект. Поддерживая выводы Ч.Кронквиста по их составу, он уточняет название как "околокритическая нефть" и показывает, что при подсчете запасов в таких залежах занижается объем жидких

углеводородов. Поддерживая тезис о существовании резкой границы между состояниями, он не дает способа ее отыскания.

Таким образом, исследуемое противоречие состоит в теоретическом обосновании скачка свойств на границе состояний в гомогенной области и невозможности его экспериментального обнаружения даже . при тщательных исследованиях С И.й.Леонтьев, 1988 ).

Кроме плоского изооражения можно построить и объемные или полные диаграммы состояния. На данном этапе исследования нас не интересуют физические свойства фаз, поэтому в качестве третьей переменной возьмем безразмерное отношение веса нефти к весу раствора - X. Опыт показывает, что в этом случае линии сечений при постоянном составе или температуре получаются выпуклыми. Для построения общего вида известны Р.Т диаграммы пластовой нефти и газа с различным содержанием конденсата, критическое сечение и диаграммы давление-состав для растворов, содержащих жидкость с плотностью, промежуточной между нефтью и конденсатом. Из этих сечений ясно, что фигура должна иметь один максимум, то есть вид сопки с обрывами в сторону высоких температур. Из непрерывности зависимостей свойств от состава системы следует вид проекции фигуры на плоскость Т.Х.

Фигура имеет характерный гребень, проходящий из угла с высокой температурой и тяжелым составом через вервину в противоположный угол. Так как давление насыщения растет с повышением температуры, а давление начала конденсации уменьшается, можно предположить, что критическая линия проходит'по гребню. Однако для систем среднего состава в литературе опубликованы различные варианты относительного расположения критических точек.

Теперь рассмотрим координаты отдельных точек поверхности. Наибольвий интерес, с точки зрения диагностики, представляют пластовые системы с промежуточными между нефтью и газом характеристиками с плотностью жидкости около 810 кг/м*, поэтому в основу построения взяты данные исследования таких систем. При изучении пластовых систем ДДВ (А.И.Дзюбенко и др., 1984) при температуре 115*0 максимум в сечениях достигнут при концентрации жидких 29 342. По результатам исследования на пробах Зайкинского месторождения (Т.Д.Островская, 1984) выявлено, что экстремум достигается при концентрации АО'/., следовательно, вза-

имная растворимость имеет минимум в интервале составов 30 - 402. Интересно так«е. что сниаение температуры до 50"С не влияет на положение максимума, однако повышает значение давления в нем. Таким образом, остается вопрос о Форме экстремального сечения в области температур ниже 50*С. Ясно, что оно должно быть подобно любой диаграмме в координатах Р.Т. Известно также, что изотермические сечения при комнатной температуре выглядят округло, то есть максимум уве сглажен. В совокупности эти обстоятельства позволяет определить положение вержины фигуры температурным интервалом 30 - 50 °С. Что касается значений давления, то для рассмотренных систем оно лежит в пределах 45 - 65 МПа.

Сужествувт обаирные ' интервалы составов, в которых давление гомогенизации растворов растет вместе с уменьвением доли аидкости. Граница между ними и привычными газоконденсатными системами при температурах около 100°С по шкале газовых факторов проходит в районе значения 2000 м3 /мл . По результам моделирования жидкое состояние начинается после снижения газового фактора до 370 - 500 м /и3, что составляет около 70'/. аидкости. Следовательно, растворы с концентрациями от 35 до 70% аидких составляют особую группу (граничные значения безусловно зависят от температуры). Так как изменение направления связи зависимости состав-свойство свидетельствует о генеральной перестройке менмолекулярного взаимодействия, гребень полной диаграммы состояний дает положение границы растворимости конденсата в газе, то есть газового состояния вещества. На двумерной диаграмме необходимо ставить критическую точку растворимости для газовых растворов. Ее положение совпадает с точкой крикондебара, не имеющей теоретического обоснования.

Основные различия в поведении системы правее и левее максимума связаны со знаком производной от давления по составу. Левее максимума производная отрицательна. Это признак неустойчивости состояния системы. Действительно, изобарическое введение конденсата вначале не изменяет характеристики пластового газа и может возникнуть двухфазная система. Однако, если наложить небольиое возмущение, увеличив давление, часть жидкости перейдет в газовую фазу и еще больие увеличит разность Рпл - Рн. Недонасыщенность газа будет возрастать по мере увеличения содержания в нем конденсата. Процесс остановится при

полном исчерпании жидкости. Можно представить себе ситуации перехода системы через критический состав в видное состояние.

При небольшом снижении давления конденсат начнет выпадать из газа, давление начала конденсации начнет расти,и этот процесс остановится,только когда производная станет положительной, то есть в начальной области с существенно меньиим содержанием конденсата. При этом в бомбе появится видная фаза. Из этого анализа следует, что пластовый флюид из правого поля диаграммы, не может контактировать с нефтью, образуя двухфазную систему. Более того, для устойчивости в реальных условиях он должен быть недонасыценным. Таким образом, флюиды промежуточного состава не могут образовывать двухфазные залежи с нефтью, чего достаточно для присвоения их состоянию наименования, отличного от газового.

Как указывалось ранее, увеличение доли жидких углеводородов в системе приводит нас в область жидкого агрегатного состояния. Следовательно, критическая точка принадлежит вновь выделенной области состояний. Это дает основания связать наблюдаемое изменение свойств с критическими явлениями и предложить термин -область критических состояний.

При снижении давления жидкая фаза появляется одномоментно в конечном количестве. Следовательно, на поверхности полной диаграммы имеются точки, переход через которые при снижении давления вызывает выпадение жидкой фазы в количестве 10, 20, 30 и так далее до 100% включительно. То есть изолинии (изоплеры), полученные контактной конденсацией при снижении давления, начинаются на границе гетерогенной области в разных точках. Отметим также, что при попытке повторить эксперимент в обратном порядке Форма изотермы будет воспроизведена, однако гомогенность, системы не будет достигнута, пока давление не поднимется до уровня критической растворимости конденсата в газе. Остаток жидкости исчезнет скачком. Точка, в которой выпадает 100Х жидкости соответствует границе области жидкого состояния и может рассматриваться как критическая точка растворимости газа в нефти.

Ширина зоны искажений на изоплерах диаграммы состояний Г.Ф.Вейнауга и Х.Б.Бредли около 40°С. Таким образом, в такой полосе на границе гомо- и гетерогенной областей углеводородные растворы среднего состава обладают особыми свойствами. Главная особенность заключена в лавинном характере распада гомогенной

системы и существовании петли растворимости, когда при повыиении давления гомогенизация наступает при более высоких давлениях, чем распад при снижении. Она не может проявиться на границе без существования особой зоны внутри гомогенной области. То есть в окрестности критической точки можно явно изобразить переходную зону, где меняется агрегатное состояние вещества. Для задачи диагностики важно также, что зона имеет форму купола, опирающегося на линию фазового перехода.

Такой подход фиксирует следующую задачу диагностики: выделение границ жидкого , критического и газового состояний. В каждой из этих зон пластовые флюиды обладают определенными технологическими качествами. Так как изменение качеств на границах происходит постепенно, алгоритмы ее осуществления устойчивы к погреаностям исходной информации.

В связи с изменением задачи диагностики необходимо уточнить также терминологию описания состояния олвида в залежах. Во-первых, использование узкого понимания Фазового перехода и представление о системе, как ограниченной части физического пространства, позволяет рассматривать залежи с газонефтйным контактом как две имеющие общую границу (контакт) системы. Во-вторых, возможное разнообразие гомогенных залежей увеличивается. Наряду с нефтяными и газоконденсатными, возможны сочетания, но не напрямую, а через зоны критического состояния флюида. Изменение состава по зысоте можно рассматривать как следствие гравитации и считать всю залежь единой термодинамической системой, находящейся в поле внеяних сил.

В такой ситуации основная практическая польза решения задачи диагностики в том виде, как она сформулирована в теоретической части, состоит в анализе информации' о зависимостях высота-состав или высота-свойство для получения системного описания состояния флюида. Наиболее яркий пример необходимости такого подхода дают результаты исследования месторождения Карачаганак. Несмотря на то, что концепция постепенного перехода от газовой к нефтяной зоне была принята, связи состав-свойства в ней остались нераскрытыми. Расчеты на основе уравнений состояния также не дали однозначных результатов. Следовательно, необходима разработка новых методик построения количественной модели такой залеаи, включающей диагностику состояний углеводородной системы.

Выделение новой области - критической - обусловлено (иронии диапазоном изменения параметров термодинамического состояния в ней и прямыми свидетельствами реализации таких состояний в природе. Последние достижения молекулярной физики и химической термодинамики позволили обосновать.понятие .флуктуационной зоны, окружающей критическую точку. Ее краями являются - линии критической растворимости, для газового и жидкого растворов, лежащие на границе двухфазной области.

2.ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕХОДННХ ПРОЦЕССОВ В КРИТИЧЕСКОЙ ОБЛАСТИ

На линии начала кипения все вещество системы находится в жидком состоянии и только некоторое малое количество образует газовую фазу. На линии начала конденсации, наоборот, возникает малое количество жидкости. В первом случае выделяется легкий компонент, во втором - тяжелый. Следовательно, переход критической точки по поверхности равновесия приводит к преобразованию фазового состояния без образования поверхности раздела. Такой процесс известен у чистых веществ. Особо чистые вещества из перегретого состояния вскипают сразу во всей массе. Но это не связано с критическим состоянием вещества.

Существование в критической точке четырех фаз, отличающихся по свойствам и составу, противоречит сущности критического состояния вещества и предполагает переименование ее в особую четверную точку. Можно избежать связанных с этим осложнений, рассмотрев случай, когда сосуществующие фазы при приближении к критической точке сближаются по составу и теряют индивидуальность. При движении по поверхности начала кипения все происходит как у чистых веществ - повыиение давления увеличивает плотность газовой фазы, повышение температуры уменьшает плотность жидкости. Можно допустить, что составы фаз тоже выравниваются и в критической точке гетерогенность системы теряется. Но если индивидуальные различия компонентов перестали оказывать влияние на Фазовое поведение системы, за счет чего при дальнейшем повышении температуры происходит выделение тяжелого компонента?

С другой стороны, уменьшение давления и температуры при движении по поверхности начала конденсации никак не может нивелировать свойства Фаз, так как плотность жидкости растет, а

газа уменьшается. Если рассматривать диаграмму, на которой критическая точка находится на нисходящей части кривой равновесия, сущность проблем не изменится.

В то (е время известно, что ряд физических процессов, наблюдаемых экспериментально, вблизи особой точки, имеет полную аналогию с критическими явлениями в индивидуальных веществах. Например, критическая опалесценция. вызываемая флуктуациями плотности молекулярных ассоциаций. Изучение изотерм, построенных по диаграмме Г.Ф.Вэйнауга и Х.Б.Бредли, показало, что быстрое снивение содервания жидкости происходит сразу после начала газовыделения. Скорость и глубина этого процесса увеличиваются по мере прибливения к критической точке. Вблизи нее происходит инверсия фазового состояния практически всей смеси. Эти результаты подтверждают, что качественные изменения структуры вещества начинаются в условиях, далеких от критических. Наблюдаемое постепенное сближение характеристик фаз вплоть до полного отождествления, без чего невозможно объяснить интенсивность инверсии, соответствует представлениям о процессах вблизи критической точки.

С другой стороны, отметим, что максимум содержания газовой Фазы отмечается на некотором удалении от линии начала кипения. То есть, вокруг критической точки существует некоторая окрестность, в которой состояние начала конденсации не достигается. Действительно, инверсия начинается после газовыделения, а газовыделение происходит при снижении давления (или повышении температуры). К такому ве выводу можно прийти, исходя из эффекта бесконечной взаимной смениваеыости компонентов системы при критических условиях. Для вещества любого состава при повышении давления жидкая Фаза должна исчезнуть раньше, чем будет достигнута критическая точка. Следовательно линия начала конденсации проходит ниже критической точки. Отрыв критической точки от двухфазной области позволяет объединить подходы к сущности критических явлений чистых веществ и углеводородных растворов.

Критическая точка углеводородного раствора расположена внутри флуктуационной области. Отсюда следует, что сама область содержит качественно отличающиеся зоны. Например, зона между точкой и границей гетерогенной области в некотором диапазонеч температур должна быть газовой. Под этой зоной имеют место

ретроградные явления. Значит при температурах ниже критической над ней располагается зона жидких состояний. Граница между зонами должна являться линией смены агрегатного состояния. Так как в обеих зонах параметры состояния флуктуируют, зеркало раздела фаз наблюдать невозможно. Следовательно, это не фазовый переход 1 рода. Некоторые представления об особенностях этого процесса можно получить из экспериментальных исследований перегрева углеводородных растворов. Оказывается, перегрев возможен при температурах ниже критической на десять - двадцать градусов. Вскипание после перегрева - это фазовый переход по лавинному механизму. Раз в критической области перегрев невозможен, значит там сразу реализуется лавинный переход без равновесного сосуществования фаз. Экспериментальным подтверждением такого процесса является вирокая зона критической опалесценции при докритических температурах.

Эксперимент Г.Ф.Вейнауга и Х.Б.Бредли является ключевым при построении обобщающей теории. Его результаты подтверждают, что фазовый переход как смена агрегатного состояния раствора действительно имеет место. Они также показывают, что между линией равновесия и границей двухфазной области существует зона неустойчивого газового состояния вещества. Так как температура не может определять сущность процесса, а контролирует только его интенсивность, эти данные подтверждают возможность полного обращения состояния жидкости при любой температуре. Реализация такого обращения также следует из исследований ЗВ систем ДДВ, которые по составу эквивалентны рассмотренной.

Таким образом, результаты рассматриваемых экспериментов являются необходимыми с позиций существующих знаний и достаточными для раскрытия сущности явлений, сопровождающих фазовые переходы в растворах, образующих гетерогенные системы. При этом переход вещества в газовую фазу происходит не путем испарения, так как между фазами не существует поверхностного разделительного слоя, а интенсивно, вслед за образованием ее зародыва, что - более похоже на вскипание перегретых жидкостей. Такие процессы и реакции обычно называют лавинными, поэтому термин "лавинный фазовый переход" отражает сущность открытого явления.

Таким образом, есть прямые свидетельства изменения качества

углеводородной системы после достижения температуры предельной растворимости газа (первой особой точки (ПОТ)). Само направление изменения качеств указывает на начало глубоких преобразований агрегатного состояния вещества при снижении давления. Самым простым вариантом обобщения рассмотренных особенностей поведения углеводородной системы в критической области является размещение начала линии фазового перехода в ПОТ.Действительно, в условиях истинной растворимости компонентов системы скачок свойств или их производных невозможен, так как все зависимости непрерывны.

Вопрос о том, где изображать второй конец линии фазового перехода рассматриваем только для цельности представлений. Давление насыщения жидкости газом растет с повыиением температуры. Граница гомогенной области хотя и отрывается от линии Фазового перехода, но величина отрыва должна увеличиваться постепенно, поэтому пока наблюдается прямая зависимость давления на этой границе от температуры, жидкая Фаза существует. Максимум давления соответствует второй критической точке, поэтому ее температура близка к критической.

Известно, что в двухфазной области при повышении давления при постоянной температуре количество жидкой фазы может сначала увеличиваться (нормальная конденсация), а затем снижаться. Процесс испарения жидкости при увеличении давления называют ретроградным, так как его направление противоположно законам Дальтона, Рауля и Генри. До последнего времени считалось, что он имеет место при температурах выие критической.

Проследим процесс изотермического массообмена между фазами при повыиении давления. Сначала наблюдается увеличение доли жидкой фазы, то есть растворение газа. Если растворимость его неограничена, то никаких максимумов на изотерме содержания жидкости быть не может. И, действительно, при низких температурах система последовательно переходит в жидкое состояние . Это моано наблюдать до критической температуры растворимости газа. Повторим процесс в области повыиенной температуры. Вначале также доля жидкости увеличивается пропорционально давлению, однако на каком-то этапе возникает ограничение растворимости. Сохранение жидкой Фазы при дальнейием повышении давления возможно только при постоянном утяжелении ее

.состава таким образом, чтобы давление начала кипения равнялось текущему и агрегатное состояние оставалось на границе критической области. Оба этих условия можно выполнить за счет перевода низкокипящих компонентов в газовую фазу. Так как состав системы определен, общий объем оставвейся жидкости уменьшается.

Рассмотрим подробнее процесс выкипания легких компонентов. При повыиении давления в жидкости растворяется дополнительная порция газа. Облегчение состава снижает критическую температуру и возникают Флуктуации агрегатного состояния. 1идкость как бы вскипает при постоянной вневней температуре. Повыаение газосодержания приводит также к росту давления насыщения, что эквивалентно сдвигу вверх линии фазового перехода. Согласно представлениям предыдущего параграфа, под этой линией имеется зона газового состояния, следовательно, жидкость превращается в Флуктуирующий газ. Так как граница двухфазной области около первой особой точки сближена с линией фазового перехода, конечный этап процесса состоит в распаде флуктуирующего газа с выделением газа, содержащего низкокипящие компоненты и жидкости утяжеленного состава. Таким образом, для прояснения сущности ретроградных процессов в углеводородных системах необходим весь набор представлений, сформулированный при построении фазовой диаграммы для утяжеленных систем.

Из этого теоретического анализа следуют интересные практические выводы. Действительно, при повышенных давлениях оторочки, находящиеся в равновесии с газом, содержащим конденсат, находятся в жидком, но пограничном с газовым состоянии. При снижении давления они вскипают и возникает двухфазная фильтрация, при которой продукция скважины существенно легче, то есть больше похожа, на конденсат, чем на нефть. Не случайно, исследователями не раз отмечалось повышенное содержание конденсата в приконтактной зоне.

Эти данные подтверждают, что при переходе от жидкого гомогенного состояния к гетерогенному через область критического сотояния количество и свойства жидкой фазы меняются скачком. При этом количество вновь образующейся газовой фазы не пропорционально увеличению удельного объема вещества, и может сравняться с объемом системы. Практическое значение открытия связано с изучением процессов перехода пластовых нефтей в

газовое состояние при испытании сквавин и разработке залевей. Правильная оценка искавения исходного состояния пластовой системы, вызванного снивениеи пластового давления и облегчением состава при двивении в пористой среде коллектора, необходима для повышения точности подсчета запасов и выбора системы разработки.

з. диагностика состояния венества в залези

Нам необходимо ревение технологической задачи, которую можно сформулировать и таким образом: найти условия, при которых поведение пластовой нефти или газа при технологическом воздействии начинает отклоняться от известных закономерностей. Известные закономерности включены в расчетные схемы и технология диагностики сводится к выбору приемов выявления отклонений свойств реальной системы от модели. Оценка фазового состояния существует только для системы определенного состава. Следовательно, из всего многообразия нетодов дагностики, наиболее интересны повышающие точность подсчетных параметров пластовой системы.

При изучении системы с аномальными реакциями . на вненние воздействия увеличивается разброс значений и правомерность их усреднения становится недоказуемой, так как наблюдается увеличение доли легких компонентов в продукции скважин. Поэтому ревение задачи диагностики органически соединяется с задачей обоснования подсчетных параметров. Действительно, оценка Фазового состояния существует только для системы определенного состава. Следовательно, из всего многообразия методов, наибольшую ценность представляют такие, которые обеспечивают повышение точности подсчетных параметров пластовой системы. Анализ ситуации-показывает, что без дополнительной измерительной информации о свойствах Флюида в пласте обосновать подсчетные параметры для систем критического состояния невозможно.

В настоящее время наиболее доступно измерение плотности углеводородов в пласте. Ее можно получить обработкой зависимости пластового давления от глубины. Поэтому рассмотрим технологию получения и использования таких оценок для решения задачи диагностики состояния пластовой системы.

Наиболее точные методы расчета плотности многокомпонентных углеводородных систем, известные в настоящее время, опираются на

уравнения состояния. Так как области применимости методик неизвестны, для ответственных выводов необходимо эталонировать результаты по лабораторным моделям. Однако, при таком контроле можно получать точные результаты и менее трудоемким путем. Очень практичное сочетание точности и трудозатрат имеет методика расчета, разработанная на основе алгоритма Стендинга и Катца (В.И.Шилов и др.,1983). Она эталонирована по нефтям Западной Сибири и удобна для программирования. Исходными данными для расчета являются: молярная масса и компонентный состав газонефтяной смеси в мольных долях до компонента С6+, молярная масса всех компонентов, условные (кажущиеся) плотности компонентов в стандартных условиях (20°С и 0,101 НПа), значения давления и температуры.

При построении полной диаграммы состояний установлено, что признаком достижения критического состояния является особая форма изотерм конденсации при снижении давления-. Таким образом, имеется экспериментальная возможность диагностики при моделировании на установках, позволяющих проводить такие измерения. Особая Форма изотерм конденсации однозначно связана с направлением связи давления гетерогенизации с содержанием жидкости в системе. Другими словами, если флюид характеризуется давлением начала конденсации, а при увеличении содержания конденсата оно падает, то флюид находится в критическом состояни. Такой подход существенно снижает объем исследований, необходимых для диагностики состояния флюида в экспериментальной установке.

Однако, соответствие состояний вещества в пласте и проб, отобранных из него, нуждается в отдельном доказательстве. Так как диагностика ведется на всех этапах разведки месторождения, результаты дополнительных исследований могут отсутствовать, поэтому рассмотрим полезные последствия получения такой информации.

В критическом состоянии в пустотном пространстве пласта фазовое состояние флуктуирует. Это значит, что в соседних зонах пласта физические параметры флюида существенно различаются. При уменьиении давления на забое скважины возникает движение зон и нарушается равновесное распределение концентраций. Зто обязательно ведет к увеличению размаха флуктуаций и возникновению фаз. Жидкая фаза имеет большую вязкость и тяжелые компоненты,ее составляющие,отстают на пути к забою. Возможным

направлением изменения жидкой фаз« за счет массобмена является переход в критическое состояние. Легкие компоненты в газовой фазе опережают тяжелые, при стягивании к забои их концентрация возрастает в иакромасштабе, давление гетерогенизации флюида в призабойной зоне растет и на некотором расстоянии от забоя достигает пластового. В результате начинается двухфазная Фильтрация с опережающим поступлением газовой фазы в скважину. Следовательно, если физическая модель, по результатам испытания сква!жаны, показывает критическое состояние, относительное количество жидкости' в пластовой системе выше. Далее результаты испытаний таких флюидов будут рассмотрены подробнее.

Есть еще один механизм, создающий различие состояний флюида и модели. При испытании залежей легких газонасыщенных нефтей уже на этапе продувки легко создается газовый пузырь, как следствие снизения забойного давления ниае давления насыщения. Последующий контроль за забойным давлением при ограничении дебита штуцерами не может ликвидировать нарушения гомогенности флпида. Относительное повышение газового фактора в скважине приводит к критическому составу проб и моделей. Таким образом,критическое состояние лабораторных моделей пластового флюида всегда указывает на отсутствие газонефтяного контакта ниже испытанной зоны. Если при этом с более низких отметок пласта получены притоки нефти, то залежь является гомогенной с переменным по высоте составом. Отсюда также следует, что правильно рассчитать запасы нефти и газа в ней по действующим методикам невозможно. Это. относится как к залежам с критическим верхом, так и к залежам нефти, верхние слои которой насыщены газом.

В такой ситуации невозможно обойтись без измерений параметров флюида в пласте. Рассмотрим пути использования оценок градиента давления, то есть плотности подвижных углеводородов. Если состояние флюида жидкое, то его плотность должна совпадать с оценкой, полученной расчетом по уравнению для жидкой фазы и наоборот. Практически, по составу исследуемого флюида рассчитываются две оценки его плотности в соответствующих состояниях при заданных давлении и температуре. Если измеренное значение этого параметра лежит внутри интервала, заданного расчетом, значит сжимаемость флюида промежуточная, и его состояние критическое. Интересно, что по расчетным оценкам

плотность газовой фазы больше плотности жидкой. Здесь нет ошибки, так как сжимаемость вещества.в газообразном состоянии выше. Противоречия законам природы также, нет, потому что реализуется не более одного состояния и, возможно, обе оценки условны. Точность,необходимая при решении собственно задачи, диагностики - 20-30/£.

Более подробно технологию диагностики можно рассмотреть на примере.месторождения Карачаганак. Месторождение расположено во внутренней северной прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Высота залежи 1550м, при испытаниях, скважин получены газовые факторы от 150 до 1600 ms/m\ На уровнях 4200 и 4700м содержание коденсата в газе 492 и 620 г/мл. Зависимость давления начала конденсации от содержания конденсата обратная. В нижней части пласта до отметки 4900м получены притоки нефти с плотностью от 800 до 870 кг/м1 . При подсчете запасов залежь определена как нефтегазовая с условным газонефтяным контактом на уровне 4900м.

Согласно диаграмме состояний и моделированию, средняя часть залежи находится в критическом состоянии. Значит задача диагностики состоит в определении ее границ. Измерения пластового давления на месторождении проводились по обычной методике и не отличаются сходимостью. Информативность этих данных обеспечена уникальной высотой залежи. Для получения конечного результата производится увязка связей давления и глубины, плотности и глубины и доли нефти в составе системы с плотностью. По согласованным градиентам давления в залежи выделяются три зоны: нефти с относительно низким газовым фактором до 4700м, нефти с резко изменяющимся составом до 4600м и флюид критического состояния с медленно уменьшающимся к верху содержанием жидкости. Не исключено, что состояние самой верхушки газовое.

Вместе с диагностикой состояния построеныы зависимости давления от глубины и плотности от глубины. Последняя зависимость позволяет рассчитать массу, подвижных углеводородов в залежи, если определить объемы углеводородов по зонам.

Применение методики диагностики состояния к исследованию залежей сложного строения убедительно подтверждает существование пластовых систем с непрерывно изменяющимися по высоте характеристиками и различным агрегатным состоянием верхней и нижней частей. При этом впервые выделена буферная зона нефтей с

резко изменяющимся составом, отделяющая привычные нефти or флюида критического состояния.

4.ОБОСНОВАНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ КРИТИЧЕСКОГО СОСТАВА

Месторождение Кокдумалак располояено в юго-западной части Узбекистана в Бухаро - Хивинской НГО. Залеяь находится в интервале глубин 2575 - 2825 н в рифогенных отложениях юрского возраста. Пластовые давления 55 - 56 НПа, температура 108-114 С. По результатам испытаний залезь представляется газоконденсатной с нефтяной отрочкой. Уровень контакта 2773 м.

Содеряание конденсата в газе 650-700 г/м3, плотность - 800— 820 кг/мл , цвет - коричнево-черный. Газовый фактор нефти 150 -400 mj/m3, плотность - 850-890 кг/и3 . Состав газовой части пластового флюида не изменяется по всей высоте залеяи,- групповой углеводородный состав фракций 122-150 и 150-200 °С также не изменяется. По результатам лабораторного моделирования в диапазоне газовых факторов 1070-1230 м3 /и3 давление начала конденсации отличается от пластового на 3 МПа. Плотность модельных систем при пластовых условиях колеблется в пределах 370-520 кг/м3 . Плотность разгазированной нефти не меняется до глубины 2775 м, далее резко возрастает и глубже 2790 м стабилизируется. Зависимость газового Фактора от глубины прослеживается хорошо (от 1400 м3/м3 вверху до 100 мэ/м3 ). Линия, огибающая минимальные значения, имеет заметный излом только на уровне -2640 м. Скачок на отметке -2770 фиксируется по максимальным значениям.

В целом. результаты испытаний показывают, что состав продукции скважин крайне не стабилен и зависит от депресии на пласт и степени нарушения исходного состояния пластовой системы при продувке скважин после перфорации. Пробы, отобранные при газоконденсатных исследованиях, не являются однородными. Отличия составов проб фиксируются по фракционному составу, который меняется в плане, по разрезу и по времени в одном интервале на одйом штуцере. Плотность моделей пластовой системы существенно различается даже на одном уровне. В этом плане разброс точек на диаграмме, потенциальное содержание-давление начала конденсации

по результатам моделирования вполне закономерен. Общий вид связи показывает, что все модели находятся в критическом состоянии.

Основными отличиями флюидов, получаемых из зоны ниже предполагаемого ГНК, являются повышенная плотность нефти и пониженные газовые факторы. При этом связь депрессия -газосодержание не имеет закономерного характера так же, как и состав нефти. Групповой углеводородный состав узких фракций практически не меняется по всей высоте залежи и не зависит от Фракционного состава.

Результаты исследования глубинных проб пластовой нефти показывают недонасыщенность системы на 20 МПа даже под ГНК. По результатам моделирования с такими пробами давление насыщения становится равным пластовому при газосодержании 300 м3/м3. Таким образом, однозначно доказывается только недонасыщенность нефтяной оторочки при большой поверхности контакта с предполагаемой газовой шапкой.

Однако, шапка критического состояния в сочетании с недо-насыщенной оторочкой - косвенные признаки залежи переменного состава с плавными переходами агрегатных состояний. Проблема диагностики состоит в определении верхней границы пластовой нефти. Граница -2770м, выделяемая по плотности дегазированной нефти, безусловно соответствует началу зоны флюида переменного состава.

Задача восстановления зависимости пластового давления от глубины сводится к построению линии. соответствующей фактическому материалу при наличии некоторых ограничений. Значения градиентов по скважинам имеют больиое рассеивание, но дают дополнительную информацию об особенностях пластовой флюидной системы. Так как величина градиента пластового давления соответствует плотности пластового флюида, его значения имеют определенную физическую интерпретацию в терминах состояния пластового флюида. Отсюда следует, что, во-первых, состояние системы моает меняться либо скачком ( нефть внизу, газ вверху), либо плавно (от жидкого состояния через критическое к газовому), во-вторых, скачок плотности на границе нефть - газ должен сопровождаться изменениями показателей состава пластовой системы.

Разделим залежь по высоте на зоны. Одна из границ, 2770 м, совпадает с предполагаемым уровнем газнефтяного контакта и скачком плотности стабилизированной жидкости, а 2700м характе-

ризуется наибольшим изменением градиента пластового давления. Верх залеви был разбит на две части - по отметкам -2610 и -2670 м. Затем рассчитаны средние значения пластовых давлений на каздой границе зоны и градиенты для зон. По этим средним построена зависимость изменения градиента давления от глубины. В верхней зоне получена оценка плотности флюида - 500 кг/м .

Построив диаграмму, связывавшую состав, плотность и фазовое состояние флюида, по данным моделирования и расчетам плотности яидкой фазы получаем, что фазовое состояние нижней зоны залеви, где плотность флюида составляет 750 кг/м3 , а газовый фактор -130 м 3/м 3, безусловно жидкое. Расчетная линия для жидкой фазы и экспериментальные значения хорошо согласуются при выходе нефти более 0,7. Для уточнения момента отхода экспериментальных значений плотности от линии, полученной расчетом, вернемся к связи градиентов давления с глубиной. На ней выделяется зона переменной плотности, в которой линия градиентов хорошо интерполирует оценки по скважинам. При движении снизу вверх эта зона оканчивается при плотности. 550 кг/м3 на отметке -2670м. Отсюда следует, что до содержания жидких 0,7 (400 м3 /mj ) состояние пластовой системы жидкое.

Таким образом, на основе изучения состава и свойств пластового флюида месторождения и распределения давления в нем удается связать воедино результаты наблюдений и экспериментов, а также однозначно определить фазовое состояние фвида в различных зонах залежи и уточнить характеристики, которые требуются при подсчете запасов. Очень ваяно такае подтверядение существования в залеяи .зоны особых пластовых нефтей с изменяющимся газосодеряанием, разделяющих привычную нефть и критический флюид. Высота такой зоны получается 90м. При испытании скважин в ней создается впечатление о критическом состоянии пластового флюида. После построения связи состав-плотность системы, легко определить средний состав отдельных зон залеяи. При этом конкретизируется состав пластовой системы, наилучшим образом соответствующий эмпирическому материалу, полученному при исследовании залеяи, и теоретическим представлениям о природных флюидных процессах, провоцируемых технологией испытания скважин. Методика оценки состава пластового флюида нечувствительна к качеству математических моделей, так как линии жестко привязаны к экспериментальным данным.

Измерение плотности флюида в пластовых условиях производится совершенно независимо от испытаний скважин на приток. Тем самым увеличивается количество информации, участвующей в подсчете запасов. Основным результатом,, получаемым на первом этапе расчета. становится вес сырья, а его. качественные характеристики изучаются во вторую очередь и ошибки в соотношении нефть - газ не приводят к потере-вещества.

Основной причиной расхождения оценок запасов является не разница в оценках фазового сосюяния флюида в залежи (легко увидеть, что методика подсчета запасов по плотности в пластовых условиях не требует представлений о фазовом состоянии), а невозможность отбора представительных проб во второй снизу зоне. Различие плотности пластовой и модельных систем в этой зоне не менее 200 кг/мэ , то есть ЗОХ, что соответствует различию в запасах жидких углеводородов. Теоретические построения необходимы только для доказательства того, что недоучтены запасы нефти.

5.ПЛАСТ0ВНЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Неотделимой частью методик исследования пластового флюида должна являться процедура диагностики его технологических особенностей, которая опирается на представления о возможном наборе существенно различающихся пластовых систем. Анализ характеристик пластовых систем позволил выделить часть их, отличающихся высоким газовым фактором, выходом легких Фракций и содержанием аренов в самостоятельный класс. Нефтерастворенный газ выделенных систем имеет повышенную плотность. Пластовые системы такого вида встречаются в нивневаланжинских и юрских отложениях.

Соответственно, возможно и существование залежей, содержащих нефти различных видов. Естественно, при традиционном подходе они представляются двухфазными. Результаты разведки Варьеганского месторождения позволяют установить наличие в залежи БВ8/2 нефтей двух типов - внизу обычная нефть, а над ней - легкая газонасыщенная. Поэтому традиционные методы подготовки запасов недостаточны для их правильной оценки. Такого же рода проблемы имеются при разведке Западно- и Северо- Варьеганского месторождений и ряда других. Таким образом, легкие нефти для

Западной Сибири представляют собой новый объект разведки и подсчета запасов.

Пластовые системы критического состояния наиболее вероятно встретить в зонах ЙВПД, например, в отложениях ачимовской пачки Уренгойского месторождения. По результатам испытания скважин в этих залеяах получен широкий диапазон газовых факторов от 300 до 2000 м3/м3 . Однако все притоки получены при депрессиях, превышающих 15 МПа при пластовом давлении около 60 МПа. Так как минимальным содержаниям конденсата в газе соответствуют максимальные депрессии, можно утверждать, что газовое состояние в залежи испытаниями не установлено.

Критическое состояние отличается от жидкого также тем, что распад системы при снижении давления приводит к появлению двух фаз в конечной отношении по объемам. Дальнейшее снижение давления сопровождается выпадением конденсата, облегчением состава'жидкости и увеличением ее количества. Газовая фаза сокращается в объеме, теряя при этом гомологи метана. И, действительно, связь содержания пропана в газе сепарации с забойным давлением прямая.Этот результат совместно с обратным направлением зависимости давления начала конденсации от содержания конденсата в газе позволяет зафиксировать наличие критического состояния флюида в.залеяах.

Характеристики пластовых газов и растворенных в них конденсатов можно рассмотреть сразу в связи с нефтяными оторочками, то есть в составе двухфазных залежей. Большинство задач диагностики на основе газоконденсатных исследований формулируются как прогноз наличия оторочки в нижней части залежи .

Даже если принять, что каждая Фаза однородна по составу, возможны две модификации состояния жидкой фазы - жидкое и критическое по растворяющей способности. Если пластовая температура ниже первой критической температуря для системы, включающей вещество обеих фаз, то при повышении давления количество газа будет непрерывно уменьшаться и система целиком может перейти в жидкое, состояние. Такая .залежь имеет привычное название - нефтяная с газовой шапкой.

В случае, когда пластовая температура превышает третью критическую для объединенной системы, при повышении давления уменьшается количество жидкости и возможно образование

газообразного агрегатного состояния. Здесь наблюдается ретроградное испарение, жидкость находится в критическом состоянии. Такие залежи считают газоконденсатными с нефтяными оторочками. Главное отличие состоит в особенностях реакции на снижение давления при испытании скважины.

Необходимо выделить также третий тип залежей, пластовая температура в которых лежит между первой и третьей критическими. При повышении давления . в них плавно уменьшается количество жидкости, но только до некоторого предела, после которого остаток жидкости исчезает скачком. То есть в гомогенном виде система приходит в критическое состояние. Так как содержание конденсата в газовой Фазе повышенное, переходные процессы в таких системах проходят особенно интенсивно, поэтому результаты испытания таких залежей в зоне газонефтяного контакта неоднозначны.

Залежи первого типа могут образовываться за счет выделения газа при снижении пластового давления, второго и третьего - за счет выпадения конденсата. При других вариантах генезиса однородность состава жидкой фазы не достигается даже за миллионы лет.

Поступление в залежь флюида критического состояния приводит к более сложной картине. При давлениях ниже максимального в двухфазной зоне, контакт критического флюида с недонасыщенной нефтью приводит к выделению жидкой фазы, повышению давления' гетерогенизации до пластового и образованию газоконденсатной системы с переходом значительной части массы системы в жидкое состояние. Такой процесс может стимулироваться также снижениен пластового давления при подъеме территории. Б результате образуется трехслойная залежь, в которой газовая часть содержит рассеяную жидкость смешанного генезиса и изолирована от относительно тяжелой недонасыщенной нефти слоем легкой, с которой находится в равновесии. Такой генезис описывает все особенности, наблюдаемые в залежах неокомских отложений Уренгойского месторождения. Отсюда следует, что запасы нефти в оторочках Уренгойского месторождения занижены.

Пластовые условия в низах неокомских отложений Северной и Арктической зон благоприятны для образования и существования флюидов критического состояния. При газовых факторах до 600 м3/^3 даже гидростатического давления достаточно для сохранения гомогенности системы. Поэтому здесь наиболее вероятно встретить

равновесные двухфазные газоконденсатные залеви с оторочкой критической жидкости. Так как при снижении давления такая жидкость интенсивно вскипает, получение ее промышленного притока невозможно. Следы таких процессов можно найти во многих залежах Арктической зоны и в первую очередь Ямбургских. Там, в ряде случаев, при испытаниях обнаруживали признаки нефти, но получить притоки не смогли.

Влияние величины оторочки тяжелой нефти на содержание конденсата в газе после распада флюида критического состояния прослеживается количественно. Регрессионный анализ данных по исследованиям ГК залежей ЗСН показал, что ГК системы в целом можно рассматривать к-ак конкретные реализации термодинамических состояний некоторрй единой прасистемы или как конечный продукт действия единого природного процесса. Другими словами, подтверждается возможность получения корректного математического описания внутренних связей в системах, единого для рассматриваемого региона.

Использование расчетной' модели подтвердило, что с увеличением размеров оторочки содержание конденсата в газе падает. Такой результат доказывает неравновёсность пластовых систем в залежах. Отсюда следует необходимость анализировать результаты исследований для выявления признаков слоя легкой нефти. Связь содержания пропана в газе дегазации и нафтеновых углевбдородов во фракции 122-150 °С для Уренгойского, Яабургского, Бованенковского, Харасавзйского и'Новопортовского месторождений показывает существенную дифференциацию результатов.

Центральные группы точек имеют верхние границы 23% для Уренгойского и 20% для Ямбургского месторождений. Этот скачок соответствует облегчению газа сепарации при переходе из Северной в Арктическую зону. По данным Бованенковского и Харасавзйского месторождений 20'/. допустимо рассматривать как общую границу для всей зоны. На Новопортовскои месторождении группировка точек отсутствует. Положение нижней границы 17 и 142 соответственно. По концентрациям нафтеновых углеводородов группы занимают зоны: по Уренгойскому месторождению 25-45%, по Ямбургскому - 30-42%, по Бованенковскому - 20-32% и Харасавэйскому - 20-30%. Минимальная величина диапазона, по-видимому, отражает воспроизводимость исследования состава флюида, включая и погрешности получения проб.

Составы и свойства газоконденсатных систем, попавших в центральную группу, наиболее типичны для Западной Сибири. Несложный анализ показал, что пробы с низким содержанием пропана получены в исследованиях с высокими депрессиями на пласт. По-видимому, при этом на забой не попадает часть конденсата, аккумулирующая пропан из газовой фазы на краю депрессионной воронки.

Следовательно, в ряде месторождений имеется какой-то особый тип пластовой системы, который обнаруживается по повышенным концентрациям пропана в газе дегазации. Таких систем нет только в залежах Харасавэйского месторождения, пластовый газ которых недонасыщен конденсатом. Таким образом, результаты анализа однородности результатов газоконденсатных исследований в основных газоконденсатных месторождениях Западной Сибири поддерживают представления о существовании особого слоя под залежами насыщенного конденсата. Такой слой между нефтью и газом в залежах Уренгойского месторождения выделялся и ранее , но интерпретировался как переходный газовый с повышенным содержанием конденсата.

Постановка задачи диагностики состояния как изучения отклонений характеристик природной системы от известных закономерностей совместно с измерениями свойств Флюида в пласте дает новые возможности для изучения особенностей строения залежей нефти и газа. При этом существенно уточнены представления о границах жидкого состояния пластовых нефтей. Такая детализация четко очерчивает область преимущественного применения методики обоснования подсчетных параметров через измерения характеристик нефти непосредственно в пласте.

6. ПРОГНОЗ СОСТОЯНИЯ ЗАЛЕ1ЕИ ЮРСКИХ ОТЛОИЕНИИ ЗОН

При оценке ресурсов конденсата можно выделить две задачи прогноза: запасов и качества свободного газа и содержания конденсата в газе . Первая задача решается на основе моделей генерации и аккумуляции углеводородов в нефтегазопроизводящих комплексах осадочных пород. Прогноз содержания конденсата в газе производится на основе моделей, связывающих состав и свойства газоконденсатных систем.

Если рассмотреть геологическую приуроченность пластовых систем, то легко заметить, что в отлоаениях апт-альб-сеноманского возраста имеются залежи, противоположные по состоянию. С увеличением возраста отложений и глубины залегания составы нефтяных и газовых залежей сближаются. В юрских отложениях газоконденсатные залежи встречаются на краях нефтегазоносного бассейна. В центральной части к ним отнесены залежи Северо-Губкинского, Варьеганского, Харампурского, Усть-Часельского, Верхнечасельского, Кынского, Русскореченского и ряда других месторождений: Диагностика показала, что конденсаты получены техногенным путем. Таким образом, на границе юрских и неокомских отложений разнообразие составов пластовых систем резко снижается. На этом же уровне выявлены залежи критического состояния. Это свидетельствует о том, что достигнут уровень давлений, превышающий максимально возможную величину в области гетерогенного состояния.

Таким образом, новые представления об особенностях ' состояний пластовых флюидов-Западной Сибири, позволяют прийти к выводу об отсутствии в центральной части нефтегазоносного бассейна двухфазных систем в отлоаениях юрского возраста. В этих условиях задача прогноза состояния трансформируется в ■ прогноз соотношения запасов аидких и газообразных углеводородов.- Имея такое соотношение и прогноз температуры, по карте состояний не трудно определить преобладающее агрегатное состояние для залежей рассматриваемого подсчетного участка. Дополнительного определения требует только глубина, до которой качество пластовых систем не меняется .

Количественные характеристики, полученные при исследовании залежи Харампурского и скв.700 Самбургского месторождения, создают удобный базис для такого анализа. Анализ газокаротажных диаграмм показал, что газ, выделявшийся при бурении интервала 5480-5490 м, содержал больше гомологов метана, чем на предыдущих этапах. Состав газовых проб, отобранных при испытании, соответствует газу вышележащих- отложений.- Поэтому можно с уверенностью считать, что на глубине около 5500 м при температуре' 14?"С признаков деструкции углеводородов не наблюдается.

Плотности флюидов, полученных при испытаниях всех залеаей

около 810 кг/м3. По фракционному составу флюид из интервала 5480-5490 м скважины 700 Самбурского месторождения также очень близок к техногенному конденсату Харампурского месторождения. Это позволяет заключить, что флюиды глубокопогруженных залежей юрских отложений принципиально не отличаются по составу от нефти Харампурского месторождения и их фазовое состояние зависит от соотношения газа и жидкости и пластовой температуры. В температурном диапазоне 130-i50еС состояние остается жидким до 200 м 3/и3, газовое может быть достигнуто при газовых факторах, превышающих 1000 м5/м3.

Наличие в глубоких горизонтах типично нефтяного газа не позволяет при прогнозе ресурсов смешивать их с конденсатами верхней зоны. Качество сепарированной жидкости соответствует легким нефтям, поэтому для технико-зкономических обоснований следует оценивать ресурсы нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Детализация особенностей фазовой диаграммы углеводородных растворов в области, включающей критическую точку, при обобщении представлений теоретической физики и экспериментальных данных позволила достичь полного совмещения терминов и определений термодинамики чистых веществ и растворов, а такне обнаружить новый тип фазового перехода без образования зеркала раздела фаз. Выделение в залежах зон флуктуирующего состояния вещества и условий их развития, впервые создало методическую основу для постановки и решения задачи технической диагностики состояния флюидов.

Благодаря предложенным решениям,обнаружены залежи состоящие из четырех слоев различных по своим свойствам флюидов. На территории Западной Сибири установлены трехслойные залежи, в которых недонасыщенную нефть оторочки и газоконденсатную шапку разделяет слой предельно насыщенной легкой нефти.

Совмещение процедур диагностики состояния, интерпретации результатов измерений давления в скважинах и анализа состава и свойств проб, опирающееся на новые термодинамические представления, позволило создать технологию обоснования подсчетных параметров для двух классов пластовых флюидов: критических пп агреглтнпку состоянию и газонасыщенной нефти. Она

апробирована при подсчете запасов нефти в юрских отлояениях Новогоднего месторождения.

На этой основе, для ускорения интерпретации результатов опробывания залеяей ЗСН, найдены косвенные критерии диагностики агрегатного состояния Флюидов и разработана методика прогноза размеров оторочки- газоконденсатнонефтяных залеяей. Эта работа вскрыла яирокое распространение легких газонасыщенных нефтей в северных районах Тюменской обасти.

Прогноз фазового состояния залеяей глубоких горизонтов центральной части ЗСН позволяет скорректировать направление изучения фактического материала по нефтегазоносности и подготовить адекватную технологию разведки и освоения перспективных запасов.

ЛИТЕРАТУРА

1.Гущин В.А. Оценка размеров нефтяных оторочек газокон-денсатных залеяей Западной Сибири на начальной стадии разведки // Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тимень. 1980. вып.157. С.85-91.

2.Гущин В.А., Гущина Е.Г.. Гловацкая Л.В. Сырьевые характеристики конденсатов Тюменской области // Проблемы нефти и газа Твиени. - 1983. Вып.58. - С.10-14.

3.Гущин В.А., Гловацкая Л.В., Титлина Н.В. Особенности распределения ароматических углеводородов в нефтях и конденсатах Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тюмень. 1983. Вып.191. С.53-95.

4.Гущин В.А., Попова Н.И. Закономерности распространения нефтей с повниенным содеряанием нафтеновых углеводородов в мезозойских отлояениях Западной Сибири // Сб. Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отлояениях Западной Сибири / Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тимень. 1986. С.72-78.

5.Гущин В.А., Рнльков A.B. Геохимические особенности формирования двухфазных залеаей углеводородов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1987. - N6. - С.19-23.

6.Гущин В.А., Попова Н.И. Эмпирическая классификация пластовых нефтей // Сб. Геохимия слоянопостроенных месторождений

нефти и газа / Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тюмень. 1988. С. 100-106.

. 7.Гуиин В.А. Особенности фазовых переходов в залежах легких газонасыщенных нефтей // Сб. Оценка кондиций при разработке нефтяных и газовых залежей / Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тюмень. 1988. С.47-58.

8.Нетодика оценки нефтегазоносности локальных ловувек / Нестеров И.И., Рыльков А.В.. Гущин В.А., Григорьева Г.Ф. - П.: Недра, 1988. - 196 с.

Э.Гущин В.А. Методика оценки содержания конденсата при прогнозе ресурсов свободного'газа // Сб. Методология прогноза нефтегазоносности / Тр. ЗапСибНИГНИ. - г.Тюмень. 1988. - С.138— 151.

Ю.Гущин В.А. Задача диагностики агрегатного состояния вещества в залежах нефти и газа // Советская геология. - 1990. -N3.- С.24-32.

П.Гущин В.А. Способ определения агрегатного состояния углеводородного флюида в залежи // Положительное реиение ВНИИГПЭ от 26.01.90 г. по заявке N4731342/24-03 (087002), дата подачи 26.06.89.

12.Гущин В.А. Способ определения фазового состояния пластовой углеводородной системы // Положительное решение Контрольного Совета научно-технической экспертизы от 25.10.90 г. по заявке N4470571/63 (122003), дата подачи 05.08.80.